noviembre 12, 2015 | Industria
(El Mercurio) Una serie de acciones prevé tomar la corporación Puelo Patagonia, también conocida como «Puelo Sin Torres», por la decisión del Comité de Ministros de dar luz verde al proyecto hidroeléctrico Mediterráneo, de 210 MW y ubicado en el sector del Puelo, específicamente en las cercanías de los ríos Torrentoso y Manso, en la comuna de Cochamó, X Región.
Rodrigo Condeza, presidente de la corporación, señala que apenas sean notificados acudirán al Tribunal Ambiental de Valdivia. Lo anterior, para alegar principalmente por la decisión del Comité de Ministros de acoger solo parcialmente las 27 reclamaciones presentadas, manteniendo la calificación ambiental favorable. «Como son decisiones políticas, dieron la luz verde al proyecto sin ver el fondo del asunto», acusa.
Mediterráneo considera una inversión por US$ 400 millones y está ligada a los ex colaboradores de Sebastián Piñera, José Cox e Ignacio Guerrero, y a otros empresarios como Roberto Hagemann y el hermano de Cecilia Bolocco.
Evaluación deficiente
Para Condeza, este es un proyecto que está mal evaluado por la autoridad. «Tiene un montón de falencias y factores mal evaluados», dice, y pone como ejemplo el estudio de la línea de transmisión de 63 kilómetros que considera el proyecto. Parte de ese tendido pasa por el lago Tagua Tagua y, por su pendiente de 70 grados, se podrían generar aludes, según los estudios de la corporación. Por eso y por otras razones, prevén presentar una serie de invalidaciones ante la justicia. Agrega que la iniciativa contó con nula participación temprana con la comunidad, y que no se proyectan grandes beneficios.
noviembre 11, 2015 | Industria
(Diario Financiero) Mayores eficiencias en el uso de gas natural y unidades de mayor tamaño, lo que podría derivar en menores inversiones, estudia la estatal Enap para los proyectos de generación que ofrecerá a su futuro socio en este negocio.
Andrés Alonso, gerente de Gas & Power (G&P) de Enap, señala que la firma se encuentra en pleno proceso de reformulación técnica de centrales de ciclo combinado en base a gas natural Luz Minera y Nueva ERA, que serán parte de la cartera de proyectos de generación con que la estatal pretende llegar a la licitación de suministro para clientes regulados que el gobierno adjudicará en abril del próximo año.
La central Luz Minera tiene una capacidad de 760 MW, mientras que la del proyecto Nueva ERA se estima que estará en torno a 500 MW. Entre ambas, la inversión estimada alcanzaría unos US$ 1.300 millones.
«En Luz Minera estamos haciendo algunas optimizaciones que podrían mejorar el proyecto. Luz Minera tiene 760 MW con tres unidades, que no son muy eficientes, y estamos pensando pasar a unidades un poco mayores. Mientras más grande la unidad, más eficiente es», dice Alonso.
La idea, explica el ejecutivo, sería contar con dos unidades que cubrieran la capacidad, sin sobrepasar el diseño ya aprobado en el Estudio de Impacto Ambiental. El proyecto original contempla tres unidades de generación de 250 MW de capacidad cada una.
A esto se suma que las líneas de transmisión que la firma deberá construir para conectar el proyecto al sistema reducirían también su extensión.
«En general la inversión podría tender a bajar. Aún no tenemos cifras, pero esperamos que la inversión se mantenga o baje un poco», dice Alonso.
En el caso de Nueva ERA, se está pensando en contar con solo una unidad de 500 MW (antes erán dos), lo que permitiría hacer más eficiente el uso del combustible.
«Desde el inicio partimos con la idea de poner unidades eficientes en Nueva ERA. Estamos viendo, pero es muy probable que sea una unidad. Hoy estas unidades son las que tienen más salida y mayor eficiencia, y de alguna manera tenemos que competir con unidades que están construidas, y la única manera de ganarles es ser más eficientes», dice Alonso.
El ejecutivo explica que las unidades que existen actualmente en el mercado permiten generar más electricidad con la misma cantidad de gas natural.
«Las unidades que hay hoy en el SIC se construyeron hace 20 años, y el cambio tecnológico ha sido muy relevante y hoy son un 5% más eficientes que las existentes», detalló el gerente de G&P.
Socialización
Por el momento, Enap sigue trabajando en la socialización de Nueva ERA con las comunidades, dice el ejecutivo.
«Hemos estado sociabilizando estos proyectos con los potenciales socios, hemos recibido muchas observaciones, y ya vinieron a hacer visitas técnicas a esos dos proyectos. En Nueva ERA estamos sociabilizando el proyecto con la comunidad, llevamos seis meses en esto, y seguimos en forma más intensa», sostiene.
Señala que Enap espera tener definido el socio a fin de año, y que también para ese fecha se ingresará el EIA de la central, lo que les permitirá participar con ella en la licitación de 2016.
La estatal maneja una lista corta de potenciales interesados, que está compuesta por un consorcio liderado por la coreana Kospo; el joint venture entre la multinacional Exxon y Samsung; y las japonesas Mitsui y Mitsubishi.
Principales hidroeléctricas vierten agua
Tras la sequía de cinco años que afectó a la zona centro sur del país, era una situación impensada, pero las lluvias y la acumulación de nieve en las altas cumbres durante este invierno y parte de la primavera pusieron en situación de «vertimiento» a tres de las principales centrales hidroeléctricas del país.
Según señalan fuentes del CDEC-SIC, las centrales Colbún, Ralco y Pehuenche deberán en los próximos días abrir sus compuertas y vaciar parte del agua acumulada en los embalses. Esto produciría también una caída en los costos marginales, pues al entrar en situación de vertimiento, tienen prioridad de despacho frente a otras unidades. Colbún ya ha tenido vertimiento físico de agua desde el embalse, y las otras dos unidades están en dicha condición técnica.
En conjunto, estas centrales tienen una capacidad instalada 1.680 MW, poco más de 10% de todo el SIC. Según señalan las fuentes, el CDEC-SIC cuenta con protocolos para estos casos, por lo cual ya se han tomado medidas para que esto no afecte a la población.
noviembre 11, 2015 | Industria
(Pulso) Marzo de 2008. En plena crisis del gas argentino, los costos marginales en el SIC -en el nudo Quillota 220 kV- marcaron un récord histórico, transándose la energía en el mercado spot a US$325,6 por MWh, cifra nunca vista en el país y que ubicó a Chile, por lejos, entre los mercados con la energía más cara del mundo.
Por esos años la industria hablaba de una “tormenta perfecta”: a los cortes de gas -provocados por el explosivo aumento del consumo argentino y a la nula inversión en ese país en explotar nuevos yacimientos- se sumaban otras variables como el precio récord alcanzado por el petróleo en los mercados internacionales, la sequía que azotaba a la zona central y el retraso en inversiones hidroeléctricas o a carbón, pues la industria confiaba en que el suministro de gas argentino era casi infinito y, por ello, los grandes proyectos de los actores dominantes se habían concentrado en el gas. Chile pasó a depender del diésel, combustible caro e ineficiente pero que permitió evitar que se produjera un blackout.
Desde entonces, el costo de la energía se transformó en un dolor de cabeza del que la industria eléctrica recién ahora se está reponiendo. Tanto que hoy vive la cara opuesta de la moneda: los costos actuales son, por lejos, los más baratos de la década.
Durante octubre, de acuerdo con datos aportados por el CDECSIC, los costos marginales en el nudo Quillota 220 kV se transaron a un promedio de US$35,9 por MWh, cifra que es 12,2% más baja que la del mes inmediatamente anterior y 52,9% inferior a la de igual mes de 2014, ambas variaciones medidas en dólares de cada año.
¿Razones?
Todo lo que ocurría en 2008, escasez de gas, sequía y paralización de inversiones se revirtió, sumando un actor nuevo que, por entonces, no se tenía en cuenta: las energías renovables no convencionales (ERNC).
“La combinación que resulta del mayor aporte constituido tanto de centrales carboneras repuestas al servicio (como Bocamina) como de las hidroeléctricas que en este año han tenido aportes hídricos importantes, a lo que también se agrega algunos aportes ERNC como biogas, biomasa, eólicas y otras ERNC presentes en zona centro-sur. Todo esto hace una combinación muy eficiente que tiene fuerte efecto en reducir costos marginales del sistema interconectado especialmente desde Santiago hacia el sur”, explica el académico en Economía Energética y socio de Electroconsultores, Francisco Aguirre.
El experto plantea que la situación actual es rentable para los operadores cuya producción ha sido vendida mediante contratos de largo plazo, pues les conviene salir al mercado spot dadas las brechas existentes entre los valores que pagan los clientes -ya sean regulados o libres- y el valor de venta de energía entre generadores.
Aguirre añade que hay tecnologías que se ven perjudicadas como las centrales a gas natural, pues como su costo de generación es mayor a las alternativas, “su producción se reduce fuertemente al ser desplazadas en la operación”.
En octubre, por ejemplo, su lugar lo tomaron las centrales hidro, que subieron su participación en el pasado mes a 56% del SIC mientras las unidades que operan a gas natural, y que suman una capacidad instalada de 1.794,19 MW en el SIC, aportaron sólo el 5,1% de la energía, muy lejos del 28,7% de abril o el 28% de mayo.
El gerente general de Systep, Rodrigo Jiménez, explica que la baja de precios obedece principalmente a las lluvias, a lo que se suman las positivas perspectivas de deshielos.
“Ha habido una notoria mejora en la hidrología, mayores lluvias de la Octava Región al sur, lo que hace que los embalses se hayan ido llenando y algunas centrales de pasada han estado aportando más. Estas centrales desplazan generación térmica y, por ello, el costo marginal baja”, explica.
Rol de las ERNC
Respecto al rol de las centrales ERNC, Jiménez asegura que esta energía aún genera un aporte acotado, entre el 8% y el 10%. “Eso es un buen porcentaje y desplaza centrales más caras sobre todo cuando hay sol o viento, como GNL. Eso también ayuda. Pero en zonas en las que hay congestión de transmisión, como en el norte del SIC, se llega a costos marginales locales cercanos a cero en horas de máxima coincidencia entre generación eólica y solar. Pero ese es un efecto que es localizado en un área y que no tiene necesariamente relación con los costos marginales del resto del sistema”, asegura el gerente general de la consultora Systep.
Pero no todo son cuentas alegres para los desarrolladores renovables. Aquellos operadores que no consiguieron contrato de largo plazo -ya sea con grandes clientes libres o con distribuidores- y que apostaban a vender la energía al mercado spot, contaban con que la electricidad se transaría cerca de US$100 por MWh, no a los actuales US$35,9. Eso podría generar complicaciones incluso para pagar la inversión, lo que podría prolongarse en caso de que estos bajos precios se mantengan.
Carlos Finat, director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera), marca un punto importante: los efectos pueden ser diferentes dependiendo de la posición de contrato o no contrato que pueda tener una empresa. “Son parte de las reglas del mercado eléctrico nacional”, puntualiza.
Aunque Acera no maneja cifras de cuántas empresas de ERNC cuentan con un PPA o contrato de venta de energía, según Finat se trata de una cantidad importante de energía la que se encuentra bajo esta figura.
Este ha sido uno de los principales temas de preocupación para la industria renovable, por cuanto los bancos han exigido sistemáticamente a la industria contar con un PPA para financiar los proyectos. Pese a ello, varios se lanzaron apostando al spot.
Respecto a qué tipo de energía ha tenido mayores dificultades para colocar un PPA, Finat señala que “no vemos que haya una que tenga mayor dificultad para obtener contratos, más si se toma en cuenta la última licitación de las distribuidoras, además que también están las decisiones de las empresas, no todas las empresas pueden tener un PPA en un determinado espacio de tiempo. No vemos una regla general. Ahora, el mercado como mercado debería evolucionar hacia un mercado con contrato, esa es la forma en la cual el mercado se desarrolla de manera más eficiente y con un desarrollo de largo plazo”.
¿Ha existido un cambio en la mentalidad respecto a desarrollar proyectos sin PPA?
«Nosotros no nos referimos a casos particulares de empresas. En general la visión es que en el mediano y largo plazo se debería avanzar hacia un esquema de contratación, y vale también para la energía convencional y es de esa manera en que el mercado funciona más eficiente», agrega el representante gremial.
noviembre 11, 2015 | Industria
(Pulso) La batalla judicial entre Agrovivo, sociedad ligada al controlador de Carozzi, Gonzalo Bofill y la colombiana InterChile, ya escribe sus capítulos finales.
El pasado viernes, la Tercera Sala de la Corte Suprema revocó la sentencia de la Corte de Apelaciones de Valparaíso que rechazó -por extemporáneo- el recurso de protección que presentara Agrovivo en contra de la transmisora que lleva adelante el proyecto Polpaico-Cardones.
Todo, en medio de una pugna por la eventual afectación a terrenos de Agrovivo generada por los trabajos previos que realiza la transmisora eléctrica, cuyo proyecto -adjudicado en una licitación liderada por la CNE- busca traer hasta la zona central energía barata desde el polo solar de Atacama, contribuyendo a reducir los precios de la energía en el SIC.
Según la Suprema, la presentación hecha por Agrovivo es “admisible por haber sido interpuesto en forma oportuna, debiendo los jueces que asistieron a la vista de la causa emitir pronunciamiento sobre el fondo del asunto”, consigna el fallo al que tuvo acceso PULSO. Por ello la resolución -que contó con los votos de minoría de las ministras María Eugenia Sandoval y Rosa Egnem- ordena a la Corte de Apelaciones de Apelaciones a emitir un nuevo dictamen sobre la causa.
En su fallo, el tribunal de alzada de la región de Valparaíso dedicó casi tres cuartos de su contenido a reafirmar las apreciaciones de Agrovivo, representada por Cristián Carrillo de Oyarzún Abogados.
“Ahora falta la última parte del juicio, donde la Corte de Valparaíso tiene que volver a dictar un fallo, pero entendemos que tiene que ser en el mismo sentido que señala la Corte Suprema. Es decir, tener por acreditados los hechos denunciados en el recurso de protección. Eso puede tomar también un par de semanas”, detalló el abogado de la sociedad ligada a Bofill.
Dado este escenario legal, la Corte no puede emitir un fallo contradictorio, pues sólo le cabría acoger el recurso de protección.
El fallo de la Corte de Apelaciones de Valparaíso precisó que el recurrente tenía plazo hasta el 1 de junio de 2015 para presentar el recurso, es decir, 30 días después desde que tomó conocimiento de los trabajos de la línea en su propiedad. Sin embargo, este recurso fue presentado el 2 de junio. A comienzos de junio la sociedad Agrovivo, perteneciente al presidente del directorio de Carozzi, Gonzalo Bofill, interpuso el recurso contra la iniciativa de InterChile, filial de la colombiana ISA. En el escrito se pide que los trabajos de demarcación sean demolidos. La eléctrica ha señalado que los trabajos de demarcación que ha llevado adelante corresponden sólo a un bloque de concreto de cinco centímetros de radio, por lo que la afectación reclamada por Agrovivo sería mínima.
El proyecto de transmisión Cardones-Polpaico, que contempla una línea de 753 kilómetros que cruza cuatro regiones del país (entre la III Región y la RM) y una inversión de US$1.000 millones, ha sido fuertemente resistido por algunos alcaldes de las comunas que planea atravesar InterChile.
Escenario abierto
Un escenario que se abre para Agrovivo es que la Corte de Apelaciones de Valparaíso acoja las peticiones hechas por la compañía ligada a Gonzalo Bofill.
En su recurso de protección, Agrovivo, solicitó al tribunal traer a la vista el expediente con la solicitud de Concesión Definitiva Eléctrica para el establecimiento y operación de la Línea de Trasmisión Eléctrica Pan de Azúcar-Polpaico 2×500 kV- Tramo 8, solicitada en la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC). Además, Agrovivo solicitó al tribunal decretar una orden de no innovar, instruyendo a InterChile “que mientras no acredite la obtención de la concesión eléctrica provisional o bien un título legítimo que lo autorice a ingresar al predio”.
noviembre 11, 2015 | Industria
(Pulso) Un backlog de US$546 millones es el que presentó Ingeniería y Construcción SK (ICSK) en el reporte de Sigdo Koopers al 30 de septiembre del presente año.
Se trata de una serie de proyectos que deberían ejecutarse mayoritariamente entre los años 2015 y finales del 2016.
En su último informe trimestral enviado a la Superintendencia de Valores y Seguros (SVS) la compañía detalla que ICSK registró 17,7 millones de Horas Hombre (-23%), dando cuenta de un menor nivel de actividad, particularmente en minería. Con ello, la utilidad neta de ICSK alcanzó los $13.460 millones (equivalente a US$21 millones). Esto último representa una disminución de 23% respecto al tercer trimestre de 2014.
La compañía sostuvo que en relación a las perspectivas de actividad, se registra un menor nivel de inversiones en Chile, sin embargo en los últimos meses se ha visto un incremento de proyectos eléctricos e industriales tanto en Chile como en Perú que podrían mejorar los números.
A comienzos de abril de 2015, la eléctrica E-CL adjudicó a ICSK la construcción de la línea de interconexión de los sistemas eléctricos SIC y SING, siendo éste el proyecto más grande que habrá ejecutado la filial de SK en toda su trayectoria. Esta línea de transmisión tendrá una extensión aproximada de 600 kilómetros y conectará unidades de generación de la Central Mejillones de E-CL, con el sector denominado Cardones, en la región de Atacama, norte del SIC.
Justamente, el área energética representa el 48,7% del backlog de ICSK, mientras que el negocio minero alcanza el 25,3%. Servicios de mantenimiento (10,6%), servicios marítimos (7%) y proyectos industriales (8,4%), completan el cuadro de proyectos de la constructora.
Entre los elementos de riesgo que observa SK para su filial de construcción está la dependencia de los grandes proyectos industriales a los ciclos económicos del país.
