diciembre 29, 2015 | Comunidad
Endesa Chile anunció su decisión de estudiar nuevas alternativas de diseño para su proyecto hidroeléctrico Neltume, especialmente en cuanto a la descarga sobre el lago del mismo nombre, lo que ha sido planteado por las comunidades de la zona durante las reuniones que han sostenido en torno a los eventuales impactos de la iniciativa.
Según lo indicado por la compañía en un comunicado se procedió a retirar el Estudio de Impacto Ambiental (EIA) del proyecto que se encontraba en el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) de la región de Los Ríos, «para poder iniciar una nueva fase de estudio de una alternativa de proyecto que contemple la descarga de aguas sobre el río Fuy, evitando hacerlo sobre el lago Neltume», en una decisión que se relaciona solamente con el proyecto de la central hidroeléctrica y con el proyecto de transmisión, que sigue su tramitación en el SEA.
Endesa Chile destacó el proceso de consulta indígena que realizaron en torno al proyecto, donde «hubo un cambio en la normativa de aplicación de la consulta. El cierre de este proceso, el cual tomó más de dos años de trabajo, fue altamente positivo debido a que permitió evidenciar que la voluntad de diálogo abre múltiples espacios para llegar a visiones compartidas en diversas materias».
De acuerdo a lo informado por la empresa el nuevo diseño para el proyecto Neltume «requerirá una serie de estudios técnicos y ambientales adicionales, proceso que se llevará adelante generando espacios de colaboración y visiones comunes, en todo lo posible, con las comunidades y autoridades locales».
«Esta nueva etapa considerará los acuerdos ya alcanzados con las localidades: los conseguidos en pactos notariales firmados antes de la entrega del EIA, aquellos realizados en el marco de la Consulta Indígena, y los establecidos con las localidades de Neltume y Puerto Fuy», se precisó en Endesa Chile.
diciembre 29, 2015 | Industria
(Diario Financiero) Su mejor año en la última década tendrá el costo marginal de la energía en el Sistema Interconectado Central (SIC), ubicándose en su nivel más bajo desde 2006, cuando comenzó la crisis energética provocada por los recortes de gas natural desde Argentina.
Según datos del CDEC-SIC, organismo que coordina la operación de las eléctricas, el costo marginal finalizaría el año en torno a los US$ 89 por MW, una baja de 31% respecto de 2014, cuando se ubicó en US$ 130 por MWh. Esta será la primera vez que este costo -que determina el precio al que las generadoras intercambian energía en el sistema- cae de los US$ 100 desde 2010.
Las razones son varias, pero según la consultora y experta María Isabel González, hay dos factores principales: el incremento de las lluvias, tras cinco años de sequía que redujeron por debajo del 30% el aporte de la hidroelectricidad a la generación eléctrica, y la baja en los combustibles fósiles, que ha permitido que las centrales a carbón o gas natural desplacen de la “punta” a las unidades diesel, que son las más caras del sistema.
“Las lluvias, sobre todo de la última parte del invierno y algunos meses de la primavera, han incidido en que tengamos más disponibilidad de agua para generación eléctrica. Los combustibles fósiles, como el carbón y el gas natural, también han caído, lo que en algunos casos se ha traducido que en ciertas horas de la noche, el costo de generación sea cero, por ejemplo”, dice González.
A partir de septiembre, el aporte de la generación hidroeléctrica ha sido creciente y hoy representa el 60%, aunque en noviembre llegó a un peak de 70%, y algunas unidades del sistema entraron en situación de vertimiento de energía.
Con el cambio en la indexación de los contratos y las licitaciones de suministro llevadas adelante por el gobierno, el costo marginal de la energía no influye mayormente en los precios que pagan los clientes regulados del sistema -hogares, comercio y pequeñas y medianas empresas- y afecta principalmente a aquellos grandes consumidores que tienen contratos indexados a este indicador.
Asimismo, las restricciones de transmisión -que se solucionarían a partir de 2017- también permitirían tener mayor estabilidad en los costos.
Combustibles a la baja
En un artículo del blog especializado “Breves de Energía” -uno de cuyos editores es el economista Alexander Galetovic- publicado a mediados de diciembre, el académico de la Universidad de los Andes Ignacio Núñez sostiene que el costo variable de las principales unidades térmicas a gas y carbón del sistema ha caído entre 49% y 11% en los últimos doce meses, mostrando las bajas más relevantes, centrales como los complejos Tal Tal y Bocamina de Endesa, Nueva Renca y Campiche de AES Gener y las unidades diesel de Nehuenco, propiedad de Colbún.
“El costo marginal ha caído en el SIC porque aumentó la disponibilidad de generación térmica a carbón y porque cayó el precio internacional de los combustibles fósiles”, sostiene el académico.
La situación se mantendría por los próximos meses, señala González, principalmente porque los deshielos han mejorado.
Según el último reporte del CDEC-SIC -de noviembre pasado-, el nivel de excedencia -esto es, los años estadísticos más secos que el actual- se encuentra en 67%, frente al 90% registrado en 2012 y el 86% de 2013, cuando la sequía recrudeció en la zona centro sur del país.
El incremento de la demanda también ha tenido un efecto positivo. Este año el crecimiento terminará en torno al 3%, un alza moderada del consumo eléctrico, principalmente por la ralentización de la economía.
“Mientras el cobre siga bajo, la demanda por energía crecerá a tasas moderadas, ya que nuestra economía, a diferencia de los países más desarrollados, aún no logra despegar ambas curvas”, dice González.
Según datos del Consejo Minero, la minería representa el 33% del consumo eléctrico del país y un 10% del costo de producción de la industria.
Proyecciones 2016
Los expertos coinciden en que la situación de costos se mantendría estable al menos por el próximo año, pero los precios se elevarán paulatinamente hasta que comience el “año hidrológico”, en abril de 2016.
“Entre enero y marzo, los precios tenderán a subir como lo hacen de forma cíclica, pero creo que no llegarán a los niveles registrados en otros años”, dice González.
Según proyecciones de la Comisión Nacional de Energía (CNE), el costo marginal en 2016 anotará una nueva baja, esta vez en torno al 25%, para ubicarse en US$ 67,4 por MWh, mientras que hacia 2017 mostraría un leve incremento.
“Mientras se mantengan los precios bajos y el consumo de energía continúe creciendo a tasas modestas, estas condiciones seguramente se mantendrán y los costos marginales continuarán bajos”, sostuvo Núñez.
Energía solar lidera crecimiento
El auge de las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) ha permitido su rápida incorporación a la matriz del SIC, siendo la tecnología que muestra mayor crecimiento. Según datos del CDEC-SIC, las centrales solares aportaron el 1,8% de la energía total producida este año, frente al 0,71% de 2014, mientras que las unidades eólicas representaron el 3,43%, frente al 2,31% del año pasado. En el caso del principal sistema eléctrico, más del 70% de los proyectos en construcción son en base a ERNC. Según señalan fuentes del sector, el crecimiento mostrado por esta tecnologías va de la mano con los cambios introducidos a las licitaciones de suministro, que han permitido que a través de contratos de largo plazo, los desarrolladores logren el financiamiento bancario para la construcción y puesta en marcha de las centrales.
[Los cambios del informe técnico que fija los precios de nudo]
diciembre 22, 2015 | Industria
La Dirección Regional del Servicio de Evaluación Ambiental de Atacama declaró admisible la Declaración de Impacto Ambiental (DIA) del proyecto «Planta Solar Fotovoltaica Piedra Colgada», presentada por la Central Los Aromos.
Con una inversión de US$169 millones, el parque está proyectado para generar 90 MW de potencia a obtener mediante el aprovechamiento del rendimiento obtenido de un máximo de 304.560 módulos de 305 Wp, los que abastecerán a 90 estaciones centrales inversoras con salida en media tensión (MT) de 1,0 MW cada una.
Se considera que la energía eléctrica sea transmitida mediante una subestación elevadora (S/E Elevadora) de 23/110 kV ubicada dentro del área de la planta fotovoltaica y una conexión en tap-off.
La distancia de la línea de transmisión eléctrica es de aproximadamente entre 325-335 m entre la S/E Elevadora y la línea existente Travesia-Punta Padrones 110 kV (propiedad de Minera Candelaria), de 110 kV.
diciembre 21, 2015 | Industria
La Dirección Regional del Servicio de Evaluación Ambiental de Los Lagos consideró admisible la Declaración de Impacto Ambiental (DIA) del proyecto «Línea Transmisión 220 kV Chiloé – Gamboa», presentada por la empresa Saesa.
Con una inversión de US$41 millones, la iniciativa considera la construcción una línea de transmisión de 220 kV de 45 km y una subestación eléctrica de Alta Tensión de 90 MVA. La línea de transmisión conectará la actual Subestación Chiloé, ubicada en el cruce Degañ con la Ruta 5 Sur, con la futura Subestación Gamboa, la cual se emplazará al poniente de la ciudad de Castro, en el sector denominado Gamboa Alto.
Además, se considera una línea de menor tamaño, 228 m de 110 KV, que conectará la Futura S/E Gamboa con la S/E existente (S/E Castro), como también la conexión de la futura subestación con LT de 110 kV que existe en el lugar.
En el expediente la empresa destaca que a través de este proyecto busca mejorar la calidad de servicio que brinda a sus clientes en la isla, al aumentar la capacidad de transporte de energía, disminuyendo las pérdidas, como a su vez, brindando mayor estabilidad al sistema que actualmente abastece a gran parte de la Isla de Chiloé.
diciembre 21, 2015 | Industria
La Empresa Nacional del Petróleo (Enap) ingresó al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA) el proyecto de la «Central Nueva Era», que consiste en una planta de ciclo combinado a gas natural, además de una línea de transmisión de doble circuito en 500 kV y una subestación seccionadora para la conexión e inyección de energía al Sistema Interconectado Central (SIC).
La iniciativa se emplazaría en Concón, en los terrenos de Enap Refinerías Aconcagua S.A. y contempla una capacidad instalada de 510 MW, a partir del gas natural proveniente del terminal regasificador de GNL localizado en la comuna de Quintero, Región de Valparaíso.
Composición
De acuerdo a la información entregada por Enap al SEIA, la Central Nueva Era «es de tecnología single shaft (eje único)» y se compone de las siguientes unidades de generación eléctrica:
- Una turbina de combustión (TC) de 340 MW de potencia bruta, con su correspondiente caldera recuperadora de calor (HRSG) de tres presiones con recalentamiento.
- Una turbina de vapor (TV) del tipo condensación de 170 MW de potencia bruta, que utilizará el vapor de la caldera anteriormente indicada.
- Un generador eléctrico, acoplado en un eje común con la turbina de combustión y con la turbina a vapor.
- Un aerocondensador ACC (Air Cooled Condenser) para la condensación del vapor de descarga de la turbina a vapor.
- Una subestación eléctrica del tipo GIS (Gas Insulated Switchyard) de 500 kV para evacuar la energía eléctrica generada hacia el Sistema de Transmisión del Proyecto.
[Enap reformula centrales eléctricas y podría reducir inversión para futuro socio]
