septiembre 2, 2013 | Industria
(La Tercera) Tras seis meses de investigación, la Superintendencia de Medio Ambiente (SMA) inició el viernes un proceso sancionatorio contra la central térmica Bocamina, de Endesa, por incumplimientos graves en la Resolución de Calificación Ambiental (RCA). La SMA formuló cargos a la generadora por falencias detectadas en la segunda unidad del complejo carbonero (Bocamina II, 370 MW), que empezó a operar a mediados de 2012. Por los incumplimientos Endesa Chile arriesga sanciones que pueden incluir multas hasta por 5.000 Unidades Tributarias Anuales (US$ 4,7 millones), la revocación de la RCA o la clausura de las instalaciones.
La SMA fiscalizó las instalaciones de la central el 13 y 14 de febrero y los días 15, 19, 26 y 27 de marzo, con funcionarios de la Seremi de Salud, Sernapesca y Directemar de la VIII Región. Además, recibió denuncias de habitantes de la zona de Coronel y del senador Alejandro Navarro.
La SMA determinó que la tubería de descarga de residuos líquidos del sistema de refrigeración de la central -los que van al mar- no cumplía con la exigencia de estar 30 metros mar adentro desde el borde costero. También que la unidad I (la más antigua de las dos en operación) superó en enero el máximo de emisiones atmosféricas autorizadas para el CO: marcó 0,35 toneladas/día. Una tercera infracción fue que el sistema de desulfurización (usado para abatir las emisiones) no estaba operativo, por encontrarse en construcción. A esto se sumó la detección de ruidos molestos, por fallas en el cierre acústico de la central.
La autoridad dijo que, con la varazón de langostinos y otras especies en la playa de caleta Lo Rojas (Coronel) en febrero y marzo pasado, detectaron falencias en las bocatomas de agua y sistemas de filtración, las que no cuentan con un sistema que impida que esos organismos fueran succionados por las tuberías, ante la falta de un sifón de captación de las aguas de refrigeración de la unidad II del complejo.
Según explicó la SMA, la succión de agua en las bocatomas es constante, lo que provoca el ingreso a las tuberías de mariscos, algas, langostinos y peces. “El ingreso de organismos hidrobiológicos a los sistemas de captación de aguas de la central Bocamina, ocurrido con ocasión de dichas varazones, y su posterior salida por el canal de devolución, acumulándose en la playa, pone en evidencia falencias en las bocatomas de la central”, sostuvo la SMA.
Agregó que la ausencia del sistema de desulfurización en la unidad I y la falta de obras para descarga de residuos industriales más allá de la playa eran los incumplimientos más graves. Según el organismo, Endesa tampoco habría ayudado a la autoridad, al no enviar datos de registros históricos de reporte de emisiones.
Endesa dijo que analizará los antecedentes considerados en la resolución de la SMA y entregará sus descargos y planes de cumplimiento.
La SMA indicó que Endesa tiene “10 días para presentar un Programa de Cumplimiento”. En este caso, y si la SMA acepta el programa y verifica su cumplimiento, se suspendería el proceso sancionatorio.
Fuente / La Tercera
agosto 21, 2013 | Industria
(La Tercera) Las lluvias que afectaron a la zona centro sur del país en las últimas semanas provocaron un leve alivio en la situación de precios en el Sistema Interconectado Central (SIC), el mayor del país.
Según datos del CDEC-SIC, organismo que coordina la operación de las eléctricas en el sistema, el costo marginal de la energía -precio que pagan las empresas por comprar energía en el mercado- bajó entre el 10 y 15 de agosto (últimos datos disponibles en el sistema) en promedio 37,5% frente a los primeros días del mes. El descenso respondió al mayor aporte de la generación hidroeléctrica, tanto de embalse como de pasada, y una operación del parque de generación térmica estable.
El costo marginal promedió US$ 160 por megawatt/hora frente a los US$ 257 por MW/h de los primeros 10 días de agosto. Incluso, el 15 de agosto se ubicó en US$ 130 por MW/h. Si bien el costo marginal es una de las variables de precio de la energía, sólo una parte de las empresas tiene este indexador en sus contratos.
Según señala María Isabel González, consultora eléctrica, hoy los ríos están llenos y existe una mayor disponibilidad de agua para generación en las centrales de pasada (que no usan embalses), las que han subido su aporte en 50% entre una semana y otra. “Las centrales de pasada estaban aportando 20.000 GW/h, hoy están en torno a los 30.000 GW/h”, dice González.
El aporte de este tipo de generación subió desde 13% en los primeros 10 días del mes a 20%. En cambio, el aporte de las grandes centrales hidroeléctricas, que dependen del nivel de los embalses, no ha cambiado demasiado. En el período, sólo subió 10%, dice González.
Datos del CDEC-SIC indican que en agosto la generación hidroeléctrica aporta 39% de la energía total del sistema. En julio fue 28%. La situación de costos en los próximos meses estará determinada por el pronóstico de los deshielos, dice la experta , la que se conocería en septiembre. De ser positiva, el aporte hidroeléctrico será de 40% en los próximos meses.
Según ejecutivos de la industria, la baja también tiene que ver con la normalización en la operación del parque de generación térmica eficiente. Bocamina II (Endesa, 350 MW) y Santa María (Colbún, 342 MW) están operando, mientras que Nehuenco II (Colbún, 398 MW) superó antes de lo previsto la falla en una de sus turbinas. Estuvo fuera del sistema entre marzo y el 26 julio. Asimismo, la central Nueva Renca (AES Gener) finalizó su período de mantenimiento el pasado lunes.
Fuente / La Tercera
agosto 19, 2013 | Industria
(Pulso) Mientras en 2009 el carbón representaba sólo el 14% de la capacidad instalada en el país (SING+SIC), en los cuatro años siguientes su participación en la matriz creció diez puntos, hasta llegar al 24%.
Por contrapartida la hidroelectricidad, que constituía el 35% en 2009, cayó cinco puntos en el mismo lapso.
¿Es la era del carbón? El nuevo rol de este combustible, que Chile debe importar desde diversos destinos, se acentúa más si se observan las últimas cifras de generación en Chile. En julio, el carbón tuvo una participación en el SIC de 34%, superando a todas las demás tecnologías. Un año antes era sólo el 21%.
En el SING su peso es significativamente mayor: 81% el mes pasado, de acuerdo con cifras de la consultora Systep.
Incluso más: el proyecto eléctrico Angostura (Colbún), que ingresará a fines de este año, será el primero de gran escala después de Ralco. Es decir, en una década.
Este fenómeno es, a juicio de expertos, la consecuencia lógica de las dificultades que existen en el país para desarrollar nuevas centrales, principalmente hidroeléctricas, lo que se manifiesta en la férreas campañas opositoras contra, por ejemplo, HidroAysén o Alto Maipo, y que se suman a la estrategia judicial que ha permitido paralizar iniciativas como Castilla y demorar la aprobación de la central Cuervo, de Energía Austral.
Carlos Silva, del Centro de Innovación en Energía (CIEN) de la U. Adolfo Ibáñez, dice que lo que ha ocurrido en el país es que si bien sí se han levantado nuevas unidades, esto se ha hecho en los mismos sitios. En su visión, ya en 2009 existía -y sigue existiendo- la idea de que aún es posible desarrollar centrales en zonas como Tocopilla, Coronel o Mejillones, que hoy se constituyen en verdaderos polos termoeléctricos.
Su visión al respecto, es crítica: “Este desarrollo tiende a fortalecer a las empresas generadoras existentes (Endesa, Gener y Colbún) que poseen nudos energéticos y perjudica a los nuevos entrantes (GDF Suez, Castilla, CAP) que postulan nuevos puntos de generación”.
Agrega que esto queda claro si se enumera las nuevas centrales ingresadas en el período: Guacolda III (135 MW), Ventanas III (240 MW), Coronel I (343 MW) , Bocamina II (342 MW), Guacolda IV (139 MW) y Campiche (242 MW), todas ellas ligadas a los tres actores dominantes del SIC. Pronto se sumará una más: Guacolda V.
Susana Jiménez, economista de Libertad y Desarrollo, rebate este argumento, y opina que es de toda lógica que el carbón se desarrolle, más aún si se trata de un recurso abundante y competitivo.
“La dependencia externa en este caso no es un factor de riesgo, dado que las fuentes de origen son diversas y, por tanto, no existe una dependencia que amenace su provisión, y no es como cuando dependíamos del gas de Argentina. La posibilidad que se desarrolle más capacidad instalada en base a fuentes hídricas dice relación con la disponibilidad (abundancia o escasez del recurso) y las trabas que se enfrentan”, plantea Jiménez.
Inconsecuencia
A su juicio, si es que la falta de inversión en hidroelectricidad es consecuencia de la oposición ambientalista, “resulta a lo menos sorprendente, por no decir inconsecuente, puesto que no solo se trata de energía limpia y renovable sino que además son estas centrales las que permitirían un desarrollo más masivo de las ERNC al servir como fuente de respaldo”, sostiene.
Y agrega: “Es ahí cuando uno se cuestiona si la oposición es realmente de ambientalistas o simplemente se trata de detener el desarrollo y progreso del país”.
Eugenio Evans, socio de Fermandois, Evans & Cia., expresa que Chile suele copiar normativas de países que tienen resueltos sus necesidades básicas, como la energía, materias como ambiental y comunitaria.
“Esa situación, lamentablemente para todos y en especial, imagino que con cierta molestia para los ambientalistas, se está transformando en una crisis estructural. Y por estructural quiero señalar la casi imposibilidad de explotar nuestros recursos naturales limpios que entreguen a la matriz energía de base llenándonos, por el contrario, de energía de base producida con combustibles caros, importados y objetivamente más contaminantes”, remata.
Fuente / Pulso
julio 30, 2013 | Industria
(Pulso) El sector eléctrico está en alerta. Vienen cuatro años en que ninguna central de gran tamaño ingresará al sistema. Luego de la entrada de Angostura (316 MW) a fin de año, no se avizoran nuevos proyectos convencionales de aquí a 2017. El punto es que la demanda sigue creciendo, por lo que se haría necesario operar nuevamente con diésel, lo que disparará las tarifas. Frente a este panorama, el gobierno licitó un estudio para reducir los tiempos de tramitación de los proyectos eléctricos.
Ayer, el Ministerio de Energía publicó el decreto que oficializó el contrato con la consultora Poch Ambiental, que recibirá 5 millones por el estudio. Éste tiene como objetivos específicos un análisis de la duración total y por etapas, de la evaluación de proyectos de generación y transmisión eléctrica sometida al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA).
También Poch deberá realizar un análisis de las variables que sean de interés para la comprensión de la duración real del proceso de evaluación ambiental en el SEIA de proyectos de generación y transmisión eléctrica, caracterizando el impacto de esa variables en la duración de los procesos de interés del estudio. Finalmente, la consultora deberá “identificar y describir razones de la duración de los procesos en estudio, y obtener un set de propuestas para el mejoramiento de dichos procesos, si corresponde”, dice el decreto firmado por el ministro de Energía, Jorge Bunster.
Situación. El sector vivirá este 2013 un período de tranquilidad, pues existen proyecciones alentadoras para las tarifas. Expertos han estimado un costo marginal por debajo de los US00 por MWh e incluso a la mitad de eso, si es que las lluvias del invierno son fuertes. Una reducción drástica, pues durante el año pasado los costos superaron, durante varios días, los US00 el MWh.
Pero este positivo escenario 2013 podría estropearse en el mediano plazo, sobre todo porque no se ven grandes proyectos entrando al sistema, por lo menos hasta 2017. Las proyecciones para el mediano plazo consideran, además de las estimaciones climáticas, dos factores clave para cualquier negocio: la demanda y la oferta, en este caso, de electricidad. Respecto de la primera variable, se estima un crecimiento promedio de 6% anual, en línea con la expansión del producto. Pero el problema viene del lado de la oferta: en el Sistema Interconectado Central,el parque de generación prácticamente no crecerá y no sólo ahora, sino que por los próximos cuatro años.
Salvo la hidroeléctrica Angostura (Colbún, 316 MW), que está pronto a entrar en operaciones, no hay ningún otro proyecto de magnitud en construcción o incluso en etapas avanzadas de desarrollo.
Esto contrasta con los casi 1.000 MW a carbón que ingresaron entre 2012 y comienzos de 2013, con las centrales Santa María, Campiche y Bocamina II, de Colbún, AES Gener y de Endesa, respectivamente.
La situación preocupa al sector eléctrico, pues se plantea que esta situación no variará en el mediano plazo, pues los privados están siendo más cauto con el desarrollo de nuevos proyectos, tanto por la incertidumbre jurídica como porque se está a la espera de que se aprueben los cambios normativos en discusión en el Congreso.
Fuente / Pulso
julio 25, 2013 | Industria
(Diario Financiero) Enersis, el holding que agrupa los activos de generación y distribución de Endesa España en América Latina, cerró el primer semestre con un alza de 98,2% en sus utilidades.
A junio la firma informó una ganancia de $ 322.356 millones (US$ 635,2 millones), cifra que se compara favorablemente con los $ 162.621 millones (US$ 320,6 millones) que reportó en el mismo lapso de 2012.
En su análisis razonado el grupo explicó que este resultado responde a un triple efecto, que en primer lugar considera la mejora que mostró su filial argentina de distribución, Edesur, tras el reconocimiento por parte la autoridad local de lo correspondiente a los costos no trasladados a tarifa desde 2007.
A ello se sumó una caída de 14% en el aprovisionamiento y servicios ($ 1.620.930 millones) fundamentalmente por la entrada en operación de la termoeléctrica Bocamina II, que redundó un menor consumo de combustible, disminución de compras de energía en el mercado spot y una baja en los gastos de transporte por $ 39.986 millones. También influyó la baja en el precio del gas natural licuado (GNL) que consumen algunas de sus unidades en el país.
Incorporación de activos
Sin duda es el tercer factor el que concitaba la mayor atención del mercado que esperaba dilucidar el impacto que la incorporación de activos de Endesa España tendría sobre la matriz de Endesa Chile y Chilectra.
Enersis informó que la adición de las participaciones de Cono Sur, la sociedad mediante la cual la hispana realizó el pago en especies correspondiente a su prorrata accionarial en el reciente aumento de capital de la compañía, significó durante el segundo trimestre un alza adicional de aproximadamente un 20%, o el equivalente a
$ 52.531 millones, en el beneficio neto.
En tanto, el EBITDA de la firma sumó $ 1.087.176 millones, lo que representa un alza de 16,2%, que se descompone en aportes equilibrados de sus dos negocios: un 43% por parte de la generación y un 57% desde la distribución.
Todo lo anterior permitió compensar la baja de 2,9% en los ingresos de explotación ($ 3.157.601 millones) que se produjo por menores ingresos en generación, principalmente por disminuciones en Chile, Argentina y Perú, lo que fue parcialmente cubierto por Colombia y Brasil. También hubo caídas en los ingresos de distribución en Brasil, Chile, Colombia y Perú, compensado en parte por Argentina.
Fuente / Diario Financiero
