septiembre 20, 2016 | Industria
(El Mercurio) Los inversionistas detrás de Valhalla le tienen fe al proyecto. Pese a que la firma participó en las últimas licitaciones de suministro con el precio más competitivo entre las energías de base, no logró adjudicarse un contrato. Pero eso, más que frenar a Juan Andrés Camus y Francisco Torrealba, socios y fundadores de la empresa, generó una urgencia por avanzar.
Lo anterior, porque la subasta demostró que las Energías Renovables No Convencionales (ERNC), principalmente la eólica y solar, llegaron para quedarse, y la baja de costos de estas fuentes provocará un cambio radical en el mercado eléctrico chileno. Pero sobre todo, profundizará la necesidad de combatir su intermitencia, donde el almacenamiento de energía -justamente lo que proponen ellos con sus proyectos que combinan centrales hidráulicas de bombeo con solares- promete tomar una importante relevancia, tal como se ha visto en otros países, como Alemania.
Con todos estos antecedentes, los inversionistas encargaron a los socios desarrollar más proyectos, distintos a Espejos de Tarapacá, central de bombeo de 300 MW, y Cielos de Tarapacá, planta solar de 600 MW, ambas con su Resolución de Calificación Ambiental (RCA) aprobada y que esperan iniciar sus obras durante el primer semestre de 2017. Los socios adelantan que el segundo proyecto será más grande que el actual y que esperan iniciar obras en 2020 para que empiece a operar en 2024, mientras el tercero aún es muy preliminar para adelantar información. Recalcan que las ventajas de sus iniciativas son amplias, dado que la combinación de estas fuentes les permite retirar energía del sistema cuando hay superávit e inyectar al sistema cuando hay déficit, como por ejemplo en las noches. Esto añade seguridad al sistema con cero riesgo, afirman.
No ceder cultura
Valhalla hoy trabaja con el banco de inversión norteamericano Marathon Capital para la búsqueda de un socio estratégico. «La respuesta que hemos tenido tanto del mercado nacional como internacional ha sido más positiva de lo que esperábamos», señala Camus, y explica que esto podría deberse a que «a mayor cantidad de renovables se necesitan sistemas de almacenamiento más eficientes». Revela que incluso han hablado con empresas incumbentes.
Durante los primeros meses del próximo año esperan concretar esta alianza, aunque son claros al decir que no están interesados en vender el proyecto y que si bien es una opción ceder el control, esto «no implica bajo ningún punto de vista ceder cultura». Recalcan que su principal requerimiento es buscar un socio con una visión similar a ellos, «en el sentido de un trabajo tremendamente bien hecho en lo técnico, y al mismo tiempo muy amigable con las comunidades y el medio ambiente».
Iniciar las obras con o sin contrato deberán conversarlo con los nuevos socios, pero aseguran que no necesariamente lo requieren. «Dada la intermitencia de las renovables, los sistemas de almacenamiento se justifican por sí mismos», dice Torrealba. Explica además que la diferencia con las centrales hidroeléctricas corrientes es que las de bombeo pueden retirar y volver a inyectar energía, pero las de embalse no pueden comprar energía disponible en el sistema. De ahí la ventaja frente a la otra.
Carlos Mathiesen, gerente de proyectos, dice que también hay ventajas en los costos, y además las hidráulicas de bombeo tienen la gracia de aportar a la transmisión, dado que pueden reducir la congestión del sistema.
Si bien no lograron ganar contrato en las últimas licitaciones, creen que en la próxima subasta podrán presentarse con un precio aún más competitivo. «El promedio de la energía solar fue en torno a 25% más bajo que nuestras estimaciones», dice Torrealba, y adelanta que esto significa que esa fuente es más competitiva incluso de lo que ellos creían. Por último, aseguran que el mercado eléctrico ya cambió, y no hay vuelta atrás.
Proyecto con mineras
En Valhalla están convencidos de que difícilmente podrán verse promedios superiores a US$ 50 o US$ 60 por MWh en las próximas licitaciones, luego que en la última se alcanzara una media de US$ 47,5. «La matriz cambió, no es que van a desaparecer las otras, pero ya probablemente no se van a desarrollar», dice Carlos Mathiesen.
Para Camus y Torrealba, el mayor aporte de la última licitación es que bajó y transparentó los precios. Además, generó expectación en el mundo minero, dado que muchos de ellos requieren renovar sus contratos y buscarían a aquellos que ofrezcan mejores alternativas. Los proyectos de Valhalla se ubican en el farellón costero del norte, y Camus advierte que «dada nuestra localización hace mucho sentido (contratarse con mineras). Les agrega seguridad y les ayuda a bajar su huella de carbono de manera importante, en un contexto además en que los contratos de largo plazo implican tomar riesgos importantes», dice, y reconoce que están en conversaciones con mineras. «Como proyecto de energía de base somos el más avanzado de Chile por lejos», comenta.
Torrealba asevera que «las renovables se han movido más rápido de lo que todos esperaban, incluso nosotros». Prevé que la meta del Gobierno de que al 2050 un 70% de la matriz sea renovable, podría cumplirse en 2030 o en 2035. «Se aceleró dramáticamente, y Chile es ejemplo a nivel mundial de la rapidez del cambio. Con esto el almacenamiento se vuelve crítico», expresa. Como ejemplo, dice que Alemania tiene una demanda máxima de energía de 85 mil MW y siete mil MW de almacenamiento (equivalente al 8%), y que en ese país consideran urgente subir su capacidad instalada de centrales a bombeo. En Chile, en tanto, la demanda máxima es de 9.500 MW, y existen solo 36 MW de almacenamiento (0,4%), por lo que sí o sí se requerirá elevarlo.
[Valhalla obtiene RCA para proyecto solar]
septiembre 2, 2016 | Industria
(Emol) La Corte de Apelaciones de Punta Arenas declaró admisible el recurso de protección en contra de Mina Invierno, con el fin de paralizar las tronaduras en el yacimiento carbonífero.
En la resolución el tribunal dictó “orden de no innovar, mientras se falle el presente recurso”. Es decir la Resolución de Calificación Ambiental de tronaduras queda suspendida en sus efectos mientras se tramita el juicio.
El recurso de protección había sido presentado por la “Sucesión Jorge Jerko Stipicic Bilbao”, comunidad hereditaria de la “Estancia Anita Beatriz”, en contra de la Sociedad Minera Invierno S.A., con el fin de paralizar las tronaduras en el yacimiento carbonífero, adyacente a la propiedad de la sucesión, por el eventual daño que las explosiones causarían en la actividad ganadera.
En la resolución, el tribunal de alzada solicitó a la empresa minera evacuar un informe con todos los antecedentes del caso, en un plazo de 6 días hábiles.
agosto 31, 2016 | Industria
(Pulso) Los controladores del proyecto de generación El Campesino, ubicado en la región del Biobío, están dando los primeros pasos para hacer frente al inminente retraso de la iniciativa.
El problema es que la central, que utilizará gas natural como combustible principal, se adjudicó un contrato de suministro en la licitación de clientes regulados de 2014, que la obliga a comenzar el 1 de enero de 2019 con la inyección de energía. Así, la demora que enfrenta su materialización los obligó a salir a buscar un plan B.
Ahí apareció Endesa Chile. Según trascendió, los titulares del proyecto termoeléctrico -Electricité de France (EDF) y Biobío Genera, ligada a inversionistas locales- están en conversaciones con la principal generadora del país para que sea esta última la encargada de cumplir con los compromisos acordados, mientras la central concluye su construcción.
Endesa fue la gran ganadora de la última licitación, obteniendo el 47% de la energía.
El Campesino -anteriormente conocido como “proyecto Octopus”- se adjudicó en octubre de 2014 unos 4.000 GWh/año para abastecer a los clientes regulados del Sistema Interconectado Central (SIC), a un precio de US$111 por MWh. El contrato se iniciaba el 1 de enero de 2019, con una extensión de 20 años.
Sin embargo, dados los tiempos de tramitación del proyecto y el hecho de que aún no logra obtener todos los permisos sectoriales para iniciar su construcción, la generadora está evaluando distintos escenarios para salvar el negocio y a su vez, cumplir con los compromisos. Esto, pues el precio del contrato es sumamente atractivo para la compañía, considerando que los US$111 por MWh están muy por encima de los precios a los que se llegó en la última licitación, que cerró a un promedio de US$47,5 por MWh.
La central de EDF y BiobíoGenera contaba con un plazo para postergar en hasta dos años la entrada en vigencia del contrato, como lo estipulan las bases de la licitación, pero esa ventana ya se cerró. Por ello, han iniciado conversaciones con Endesa Chile para que ésta utilice su infraestructura ociosa para cumplir con su compromiso adquirido en la licitación eléctrica de 2014, al menos por los cuatro a seis meses que proyectan que se atrasará el proyecto en relación a su cronograma inicial.
Si bien ningún acuerdo está cerrado a la fecha, las conversaciones estarían bastante avanzadas.
El contrato con Cheniere. En otro frente en el que está trabajando la empresa es en el contrato firmado con Cheniere Marketing International LLP, filial de la compañía norteamericana Cheniere Energy, para el abastecimiento de gas natural licuado (GNL). El acuerdo es por veinte años y le permitirá adquirir 0,62 millones de toneladas de gas por año.
Dado que el contrato está firmado bajo la modalidad take or pay (pago a todo evento), pero con algunas flexibilidades que les permitirían enfrentar contingencias, al interior de la empresa están evaluando qué hacer con los primeros embarques de GNL si el proyecto se atrasa, lo que podría incluir renunciar al barco o venderlo a terceros. Sin embargo, dicha decisión no debe ser tomada hasta más adelante, por lo que aún no hay un pronunciamiento oficial.
El Campesino es una central de ciclo combinado a gas con una potencia neta total de 640 MW. El proyecto ingresó a tramitación ambiental en noviembre de 2014 y recién en agosto de este año recibió su resolución de calificación ambiental (RCA).
Se estima que la central iniciará a fines de año su construcción y comenzará a inyectar a mediados de 2019, tras 30 meses de construcción. La iniciativa involucra una inversión de US$804 millones y tiene un terminal de GNL asociado con una inversión de US$165 millones.
[Biobíogenera: El Campesino generará 640 MW a gas natural con nuevas tecnologías]
agosto 23, 2016 | Industria
(Pulso) La capacidad instalada de energía renovable no convencional (ERNC) en el sistema eléctrico chileno se cuadruplicará hacia el 2018, alcanzando un 20% del total.
¿La razón? La entrada de 44 proyectos de este tipo, en su mayoría proveniente de fuentes solares, versus el ingreso de solo 12 centrales de base, es decir, de energía térmica e hidroeléctrica convencional.
Según el reporte mensual de la Comisión Nacional de Energía (CNE), hasta el 4 de agosto hay 44 proyectos de ERNC en construcción, lo que suman unos 2.214 MW de potencia. Del total, 70% es energía fotovoltaica, 22% eólica, 5% de concentración solar de potencial, 2% geotermia y 1% minihidráulica de pasada.
Dentro de estas se destaca la iniciativa El Romero, de Acciona, de 196 MW, y la eólica Cabo Leones I de la firma de capitales españoles Ibereólica.
Esto, junto a los actuales 2.577 MW de capacidad instalada actual -un 12,5% de la capacidad eléctrica total-, significaría que dentro de dos años 19,4% de la capacidad instalada del sistema nacional (SIC más SING) sería de energía renovable no convencional.
Dicho crecimiento se daría pese a la concreción de la central de ciclo combinado CTM 3 e hidroeléctricas convencionales como la central Ñuble de Eléctrica Puntilla y Los Cóndores de Endesa; unidades que comenzarían a operar en 2018.
“Alcanzar el 20% de la capacidad instalada en hacia 2018/19 es un gran desafío para la industria ERNC y para el sistema eléctrico en general. Estamos seguros de que es posible lograr esa cifra en dicho plazo”, destacó Carlos Finat, director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables (ACERA).
Adicionalmente, actualmente se encuentran en calificación ambiental 13.817 MW, de los cuales 68% se ubican en el SIC. En total estos proyectos suman cerca de US$35.600 millones.
En el desglose, del total de proyectos en proceso de aprobación ambiental 11.937 MW son renovables, lo que corresponde al 86% del total de proyectos eléctricos en el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA).
Sin embargo, lo anterior no significa que el país logre la meta 20/20 dos años antes. Esto porque la ley estipula que el país debe generar el 20% de electricidad para el 2020; pero no mide la capacidad instalada en el país.
La seguridad del sistema. Lo anterior genera dos interrogantes, según explican expertos: la seguridad del sistema y la capacidad del sistema de transmisión.
“Volúmenes grandes de tecnologías intermitentes exigen, además de sistemas de transmisión sobredimensionados para disponer de las holguras exigidas por la variabilidad, una severa coordinación de la operación de despacho de la oferta de distintas tecnologías pero con altas componentes variables ERNC”, advirtió Francisco Aguirre, director ejecutivo de Electroconsultores.
Esto también lo ven desde el gremio renovable, quienes solicitan nuevas obras de infraestructura que soporten el ingreso de este tipo de tecnologías.
“Para aprovechar esta oportunidad (mayor ingreso de ERNC), que claramente beneficia a todo el país, será necesario que las nuevas obras de transmisión – Cardones Polpaico y la interconexión SIC SING – se pongan en servicio y que las centrales generadoras convencionales se encuentren proporcionando la flexibilidad operacional con que cuentan”, dice Finat.
“No solamente nos interesa que el mercado eléctrico funcione con bajos precios sino que sea seguro y estable para que todos contemos con electricidad. Tenemos completamente demostrado en una mesa que se trabajó con el sector privado, que el mercado eléctrico aguanta hasta un 30% de inyecciones de fuentes solares y eólica, sin inversiones adicionales a lo que tenemos hoy día”, destacó la semana pasada el secretario ejecutivo de la CNE, Andrés Romero, al ser cuestionado por la seguridad del sistema tras los resultados de la licitación eléctrica.
agosto 17, 2016 | Industria
Positivo se ve el panorama para el Gas Natural Licuado (GNL) en la matriz energética nacional, donde se destacan varios hitos, como el acuerdo para exportar el combustible a Argentina, junto con la ampliación de la infraestructura en la planta de regasificación en Quintero y a la aprobación ambiental del terminal gasífero de Puerto Lirquén y del proyecto termoeléctrico El Campesino.
Según Rodrigo Dassori, gerente de Proyectos de Pares&Alvarez, en este contexto el desarrollo de proyectos para centrales GNL plantea más de un desafío para el montaje eléctrico, especialmente en lo que respecta a la instalación “del Interruptor del Generador (GCB) y de los equipos de maniobra para distribución que, junto con los ductos de barra, conforman el corazón de la red en Media Tensión, además de la conexión al transformador elevador de salida. Estos equipos tienen plazos relativamente largos de entrega, además requieren ser testeados profusamente según normativa, por lo que cualquier error de planificación o montaje necesariamente impactará al proyecto”.
El especialista comenta que el escenario actual del montaje eléctrico en plantas de generación con GNL está marcado por la finalización de la Central Kelar y los proyectos actualmente en proceso de calificación ambiental.
“La Central Kelar (de 517 MW) en Mejillones, debería entrar en operación el cuarto trimestre de este año. Por su parte, los principales proyectos en proceso de calificación ambiental son El Campesino (de 640 MW), Los Rulos (de 540 MW), y Ttanti (de 1.290 MW)”, señala.
Dassori explica que en el proceso de montaje eléctrico “el corazón de estas centrales es la Turbina a Gas (TG), en el caso de Ciclo Abierto. A esta se suman la Caldera Recuperadora (HRSG) y la Turbina a Vapor (TV) para aquellas de Ciclo Combinado. Estos equipos fijan la ruta crítica del proyecto. El resto de la planta consiste en el BOP (Balance of Plant) y corresponde a equipos con plazos de entrega y montaje menores a los equipos principales”.
Respecto a las diferencias que se generan en este proceso de montaje con otros tipos de generación termoeléctrica, el ejecutivo menciona que hay equipos específicos para cada tipo de termoeléctrica, lo que genera diferencias en el montaje.
“Las centrales termo a carbón son más complejas que las centrales a GNL, ya que cuentan con mayor cantidad de equipos y requieren de un área de operación mayor. Dentro de las centrales a GNL, se aprecia una complejidad adicional, por el incremento en la cantidad de equipos, entre una central a Ciclo Abierto y una a Ciclo Combinado”, precisa.
Dentro de los requisitos técnicos que se deben cumplir en materia de seguridad para el montaje eléctrico en este tipo de centrales Dassori indica que para la fase de operación “el diseño debe considerar un análisis de clasificación de área para detectar aquellas zonas donde una fuga o acumulación de gas pudiera ocasionar una explosión ante alguna chispa eléctrica”.
“Lo anterior condiciona que, en algunos sectores de la planta, el montaje eléctrico debe contemplar canalizado para áreas con riesgo de explosión. En general, el diseño de este tipo de centrales hace que sean muy seguras de operar”, agrega.
A su juicio, “la Subestación de Salida en Alta Tensión también es un gran desafío de montaje, aunque esta última no necesariamente se incluye como parte del alcance del montajista eléctrico de la central”.
