Q
Más de 4.000 profesionales participaron en Matelec  y Genera Latinoamérica 2015

Más de 4.000 profesionales participaron en Matelec  y Genera Latinoamérica 2015

Matelec Latinoamérica, Salón Internacional de Soluciones para la Industria Eléctrica y Electrónica, y Genera Latinoamérica, Feria Internacional de la Eficiencia Energética y las Energías Renovables, concluyeron su primera y segunda edición respectivamente, con un éxito de participación.

Más de 4.000 profesionales, procedentes de América, Europa y Asia visitaron los dos certámenes, organizados conjuntamente por IFEMA y FISA, en el Espacio Riesco de Santiago de Chile, que se celebraron del 7 al 9 de octubre pasados.

Asimismo, participaron 107 empresas –de 20 países-, más sus representadas, que mostraron los últimos avances tecnológicos en generación eléctrica, transmisión, automatización y eficiencia energética, entre otros sectores.

Por otro lado, tuvo lugar el Congreso Internacional Matelec – Genera 2015, que bajo el lema “Tendencia del sector eléctrico, electrónico y automatización, por un país con mayor tecnología, eficiencia y soluciones integrales”, abordó los distintos aspectos relacionados con la materia. Contó con 400 asistentes y 29 conferenciantes y se pronunciaron 29 conferencias, en los seminarios Eléctrico, de Electrónica y de Automatización.

Junto a lo anterior, el 7 de octubre, se celebró una Rueda de Negocios, en la que estrecharon lazos las empresas expositoras y cerca de un centenar de profesionales. En total, se celebraron más de 350 reuniones comerciales.

Cuentas de la luz subirían hasta 10% en 2016 por el dólar y contratos de suministro 

Cuentas de la luz subirían hasta 10% en 2016 por el dólar y contratos de suministro 

(Diario Financiero) Pese a los menores precios logrados en las últimas licitaciones de suministro eléctrico, las cuentas de la luz para los hogares seguirían subiendo el próximo año.

Según un estudio de BBVA Research, el alza del dólar y los mayores precios relativos de los nuevos contratos de suministro para los hogares incrementarían hasta en 10% el valor de las cuentas que pagan los usuarios residenciales y comerciales del Sistema Interconectado Central y del Norte Grande, los principales del país, y de donde se abastece el 98,5% de los hogares chilenos.

Fernando Soto, economista senior de BBVA Research, sostiene que en los últimos años, los precios de los contratos que se han licitado para abastecer de energía a los hogares han subido 60%, pasando de una media de US$60 por MWh en 2006 hasta los US$ 110 por MWh en 2014. Asimismo, la depreciación del peso frente al dólar será un factor relevante, pues las tarifas de los contratos están indexadas a este indicador.

«Las tarifas a clientes regulados, que son las que impactan en el IPC, van a continuar con alzas acotadas en 2016. En las últimas licitaciones se han obtenido precios menores, y el tema se ha moderado. Pero no necesariamente las reducciones de precio en las licitaciones van a redundar en disminuciones a los clientes regulados», dice.

Sostiene que el rango de alzas estará entre el 5% y 10%, dependiendo principalmente de como evolucione el tipo de cambio, hoy en torno a los $700 por dólar.

Estos contratos son el principal componente de la boleta final que pagan los usuarios, y representan cerca del 60% del costo total. El resto se divide entre el Valor Agregado de Distribución (VAD), que es la remuneración de las distribuidoras como Chilectra, Saesa y CGE, y el transporte de energía, que se le paga a las empresas dueñas de las líneas de transmisión.

En lo que va de 2015, las tarifas para los hogares se han incrementado en 15%, y la mitad de esta alza responde, dice el economista, a la aplicación de los decretos pendientes desde la administración Piñera, y que han debido ser tramitados y aplicados por la actual administración.

Soto sostiene que, en todo caso, la aplicación de un nuevo VAD -que se podría dar a fines de este año- ayudará a moderar los incrementos, que de lo contrario serían mayores.

Según el estudio, Chile está entre los 18 países que tienen mayor costo de la energía del mundo.

Mayor competitividad

En todo caso, las condiciones de precios parecen haber mejorado para las grandes empresas. El estudio señala que la introducción de las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) en la matriz ha permitido reducir el costo de la energía para los clientes libres, los que son casi en su totalidad corporaciones. A esto se suma la reducción en los precios internacionales del petróleo y el mayor aporte de la hidroelectricidad.

Así, en dos años, la capacidad de generación en base a ERNC aumentó del 6% al 9% en la matriz, mientras que la inyección de energía al sistema creció 244% en el mismo periodo, muy por sobre lo exigido por la ley.

«Este escenario es más beneficioso para las empresas que para los clientes regulados. Están entrando clientes libres a menores precios», dice Soto, lo que aseguraría una recuperación relativa de la competitividad de la industria, que en los últimos años fue afectada por los altos costos.

La inversión en el sector sigue estando entre las más dinámicas de la economía. Para el quinquenio 2015-2019, las estimaciones apuntan a un gasto de unos US$ 15.267 millones, ocupando el tercer lugar, tras la minería y obras públicas.

«La gran diferencia del sector energético con los otros es que acá, la mayor parte de la inversión es del sector privado», dice Soto.

En todo caso, indica que en los últimos quinquenios la inversión se ha venido reduciendo, ya que en gran parte está relacionada a proyectos mineros, donde la actividad se ha ralentizado producto de la baja en el cobre.

Licitación con ofertas récord

A mediados de la semana pasada se conocieron las ofertas para la licitación de corto plazo impulsada por la CNE, que marcó un récord, con 38 empresas que competirán por quedarse con el contrato de suministro de 1.000 GWh que deberá ser suministrado desde 2017. Entre las compañías que compiten se encuentran Endesa, Colbún, AES Gener (a través de Guacolda) y nuevos actores como Besalco y KDM.

El economista señala que, en los próximos años, los precios promedio de los futuros contratos se acercarán a los US$ 90 por MW, por sobre lo registrado en los procesos de 2006 y que en varios casos rigen hasta hoy. «Hay una baja probabilidad que los precios promedio caigan de este nivel», sostiene. En todo caso, la apuesta del gobierno es que, al final de la actual administración, los precios se reduzcan casi 30% desde los registrados en 2013, lo que ya está prácticamente logrado.

E-CL y filial de Endesa planean exportar energía a Argentina

E-CL y filial de Endesa planean exportar energía a Argentina

(Pulso) La idea de AES Gener de exportar energía hacia Argentina ha ido tomando forma en los últimos meses, sumando además nuevos interesados en comercializar electricidad con el país trasandino.

La empresa -la mayor productora de electricidad del país sumando al SING y al SIC, incluso por sobre Endesa- dio a conocer a través de una presentación que suscribió acuerdos con Gastacama y E-CL “para compra de energía de exportación generada por centrales generadoras declaradas habilitadas por el CDEC-SING”.

Esto permitiría a estas dos compañías -la primera controlada por Endesa y la segunda por Engie, ex GDF Suez- comenzar las inyecciones al SADI argentino a través de Gener y comercializar sus excedentes de energía a ese país, que ha presentado coyunturas que la han obligado a recurrir a compras de energía generada en otros países.

AES Gener presentó los avances de su programa de venta de energía a Argentina en el reciente Foro SING, evento realizado en Antofagasta y que fue organizado por Editec.

En su exposición, Carlos Aguirre, Gerente de Gestión del Margen y Transmisión de la eléctrica, comentó que “durante las últimas semanas AES Gener ha presentado dos ofertas de exportación en base a generación de medio ciclo combinado de Gastacama operando con diésel, central que ha sido habilitada para la exportación en la programación de la operación semanal. Cammesa (Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico de Argentina) no ha aceptado las ofertas. Se espera que hacia fines de año se vayan presentando condiciones de operación en el sistema interconectado argentino, el SADI, que pudieran hacer atractivas las ofertas desde el SING”, agregó el ejecutivo en su presentación.

Aguirre añadió que en determinados episodios -sobre todo en los meses de más calor- la capacidad de generación trasandina llegó a un peak, abriendo oportunidades para otros países. Además, comentó que se estima que con la entrada en servicio en 2016 de las centrales Cochrane y Kelar se incrementará la posibilidad de exportar a Argentina en base a generación de menor costo variable de operación.

“Al igual que en diciembre de 2013, en enero de 2014 fue necesario utilizar la totalidad del parque de generación disponible con una operación muy ajustada”, señaló el ejecutivo, quien agregó que la exportación que se presentó en el 2014 se dio bajo un marco de convenios establecidos o excedentes de generación.

“No fue necesaria la importación de energía de origen térmico desde Brasil. Se importó energía desde Uruguay y Paraguay para mejorar el perfil de reservas operativas y se intercambió energía con Chile (SING) a modo de pruebas de interconexión”, añadió.

Alto consumo eléctrico

En ese país los requerimientos energéticos son muy grandes, pues aunque la economía no está creciendo a un ritmo tan fuerte, las tarifas eléctricas para los consumidores comunes son bajas en comparación con Chile. Esto alienta un consumo cada vez más alto de energía, algo parecido a lo que ocurre con el gas natural, principal combustible para calefacción en Argentina. Por ello, en Chile los actores del SING están estudiando no sólo enviar electricidad al vecino país sino que también, eventualmente, gas natural.

En agosto, el gerente general de AES Gener, Felipe Cerón, señaló que están evaluando triplicar la capacidad actual de la línea eléctrica que conecta ambos países, que hoy permite transmitir hasta 200 MW de energía.

Como la capacidad de diseño de la línea de transmisión -que conecta al SING con Salta, específicamente con la central local Termoandes- es de 600 MW, la eléctrica estudia alcanzar esa cifra, lo que permitiría darle otro estatus a la interconexión, más aun considerando que a fines de 2017 estará operativa la línea que conectará el SING y el SIC y que por estos días inicia su construcción, de la mano de la filial de E-CL Transmisora Eléctrica de Norte (TEN).

Eléctricos marcan las prioridades para materializar nuevo impulso al agua

Eléctricos marcan las prioridades para materializar nuevo impulso al agua

(La Tercera) Valter Moro, gerente general de Endesa: “El agua es nuestra energía primaria esencial”

¿Sorprende el impulso del gobierno al rol de la hidroelectricidad en la futura matriz eléctrica?

No nos sorprende. Sí nos alegra que el ministro Máximo Pacheco lo declare explícitamente como un eje estratégico de la hoja de ruta 2050. Como compañía, siempre hemos sostenido que nuestro país tiene un vasto potencial hídrico que debemos impulsar y aprovechar plenamente. El agua es, sin ninguna duda, nuestra energía primaria esencial: es abundante, limpia, renovable y competitiva. Su desarrollo nos permitirá encaminarnos hacia la autosuficiencia energética.

Se espera que un tercio de la nueva capacidad renovable sea agua, ¿lo ven como un espaldarazo directo a esta tecnología?

En los últimos 20 años, nuestro país ha retrocedido en forma muy importante en el desarrollo de su matriz hídrica y se ha hecho más dependiente de los combustibles fósiles. Y esa tendencia no hace mucho sentido en un país que tiene un potencial de 16.000 MW en energía hídrica, limpia y renovable. Es muy probable que no todo ese potencial sea desarrollable y habrá que ver qué tipos de proyectos son viables, desarrollando iniciativas colaborativas con las comunidades y compatibles con las visiones y vocaciones de los territorios. Pero claramente la gran riqueza de nuestro país, desde el punto de vista energético, está en el agua.

¿Este nuevo escenario incentiva a los privados para que en sus planes de negocios se reincorporen los proyectos hidroeléctricos?

En el caso de Endesa Chile, contamos con un portafolio donde alrededor del 55% de nuestra capacidad instalada es hidroeléctrica, pero creemos que hay mucho más por desarrollar. Es claro el interés por potenciar su desarrollo. El desafío está en cómo lograr que los proyectos sean viables socioambientalmente, que tengan tiempos de tramitación de aprobaciones más cortos y, por otro lado, cómo resolvemos los problemas de infraestructura de transmisión para que esa energía llegue donde se requiere.

¿Qué esperan como medidas concretas para que se puedan desarrollar estos proyectos?

El estudio de cuencas; la guía de estándares de participación son avances concretos, sin ninguna duda. En materia de desarrollo hidroeléctrico, sí nos preocupa el impacto que pueda tener la reforma al Código de Aguas en la medida en que no se consideren los plazos necesarios para obtener las autorizaciones y desarrollar los proyectos, los que de todos modos deben reducirse.

Y está, además, el desafío de infraestructura de transmisión. En este ámbito, creemos que el proyecto de ley de transmisión apunta en la dirección de un desarrollo orgánico de la red para el crecimiento del país; nuestra responsabilidad es tener siempre más centrales de generación eficientes y flexibles, para la competitividad y seguridad del sistema.

Thomas Keller, gerente general de Colbún: “Más que un impulso, pone a la hidroelectricidad en el sitio que le corresponde”

¿Hay un apoyo más directo del gobierno hacia el desarrollo de la energía hidroeléctrica?

La Hoja de Ruta 2050 señala que la hidroelectricidad tendrá un rol relevante en alcanzar la meta de un 70% de energías renovables hacia el 2050, aportando cerca de un tercio de la energía adicional que requerirá generar hacia ese año. Sin duda, sólo este anuncio es un apoyo a todas las energías renovables, incluida la hidroelectricidad, como una más.

¿Se puede cumplir la meta? Este escenario futuro no es del todo coherente con lo que estamos viendo hoy. Mientras la Hoja de Ruta 2050 establece en sus modelos que la capacidad adicional de hidroelectricidad debería estar en torno a los 8.369 MW, en la práctica hoy los proyectos hidroeléctricos en construcción llegan a poco más de 900 MW, y de esa cifra, ninguno es hidroelectricidad con capacidad de regulación (embalse).

¿Este nuevo impulso incentiva a los privados para apostar nuevamente por proyectos hídricos?

Más allá de un impulso, podríamos decir que se pone la energía hidroeléctrica en el sitio que le corresponde dentro del conjunto de opciones renovables que Chile puede darnos como recurso. Hasta mediados de los 90, más de dos tercios de la energía provenía de la hidroelectricidad y, por lo tanto, Chile era un país con presencia mayoritaria de energías renovables. Ahora, un efectivo impulso a la hidroelectricidad pasa por implementar de manera adecuada los lineamientos establecidos en la Hoja de Ruta 2050, para desarrollar esta fuente de energía en forma armoniosa y en sintonía con el tipo de energías que el país necesita.

Se estima en 5.000 MW la potencialidad hidroeléctrica de Aysén, ¿sienten que con estos resultados la autoridad se abre nuevamente a impulsar proyectos hidroeléctricos en esa zona?

En este análisis es importante considerar que Aysén representa una fuente potencial de energía hidroeléctrica (30% del potencial del país, según el estudio de cuencas) que además de estable y segura, no está correlacionada con la variabilidad y los períodos de sequía que hemos visto en el centro-sur en los últimos años.

¿Qué tan relevante es que el gobierno esté realizando un estudio de cuencas?

El potencial detectado por el estudio de cuenca nos lleva a reflexionar sobre los evidentes beneficios de diversificar la matriz en términos de hidroelectricidad. Hoy, las principales cuencas hidroeléctricas son las de Maule, Biobío y Laja. Pero uno de los grandes atributos de las cuencas que están al sur del Biobío es que son más estables en cuanto a caudal y, por lo tanto, su potencial aporte a la matriz energética es más robusto y seguro que la zona centro-sur. Además, son más estables en cuanto a caudal y, según diversos estudios y la evidencia, están menos expuestas al cambio climático.

Perú construye más de 3.000 MW en centrales convencionales

(Pulso) A diferencia de lo que ocurre en Chile, en Perú los proyectos de generación en base a energía convencional se multiplican. Tanto, que sólo las iniciativas que entrarán en operación entre 2015 y 2018 suman unos 3.174 MW, cifra que sólo considera las unidades de al menos 90 MW de potencia instalada.

Actualmente, Perú tiene una potencia instalada local de 8.686 MW, de los cuales las centrales térmicas representan el 59,1% y las hidroeléctricas el 38,2%. Las unidades eólicas suman en total el 1,6% de la capacidad a firme y las solares, el 1,1%. La demanda máxima, en tanto, fue de 5.737 MW en 2014.

Así lo reveló en el marco del ForoSING el director de Planificación del COES-SINAC de Perú -símil de los CDEC locales- Eduardo Antúnez, quien además comentó cuáles serán los principales lineamientos del plan de interconexión eléctrica que tiene ese país y que tocan a Chile.

El país considera un crecimiento promedio de los requerimientos de demanda en torno al 7,3%, lo que implicará que a 2024 consumirá del orden de 12.026 MW. Por ello, está embarcada en un ambicioso plan de instalación de nuevas unidades, a lo que suma la expansión de su sistema de transmisión troncal a 500 KV en doble circuito. Antúnez agregó que están trabajando sobre interconexión eléctrica con otros países. Con Chile se avanza en dos iniciativas: una de corto plazo, que permitirá transportar unos 150 MW y otra, de 1.000 MW.