marzo 5, 2015 | Industria
(Pulso) Es un objetivo manifiesto de la Agenda de Energía presentada en mayo por el ministro de Energía, Máximo Pacheco: aumentar la competencia en el sector energético chileno.
Y en parte eso se está cumpliendo. Además de la última licitación de suministro, en la que se presentaron principalmente empresas renovables, el último catastro de proyectos del CDECSIC, presentado en mayo, reveló que la participación de los cuatro grandes generadores del país -ECL, Colbún, AES Gener y Endesa- está en retirada.
De acuerdo con el documento, los proyectos a realizarse en los próximos diez años suman 13.977 MW, descontando las centrales de HidroAysén que, a pesar de estar informadas al CDECSIC para la elaboración del catastro -por un tema más bien estratégico- no serán materializadas, de acuerdo con lo informado por las empresas socias: Endesa y Colbún.
[Sistema eléctrico del Norte Grande se convertirá en un exportador neto de energía a partir de 2016]
De ese total, sólo 3.680 MW corresponden a proyectos de las cuatro grandes, destacando el proyecto Alto Maipo (en construcción, de AES Gener) y la central Infraestructura Energética Mejillones (E-CL), que se conectará al SIC mediante la futura línea de transmisión entre Cardones y Los Changos (interconexión SING-SIC).
Por el lado de Endesa el proyecto más grande es Punta Alcalde, que suma 740 MW entre sus dos unidades. A pesar de que en el catastro este proyecto tiene fecha de inicio de obras a fines de este año, la compañía ha dicho que por ahora no tiene contemplado materializar este complejo termoeléctrico.
[Informe: Generadoras asumen costos extras por ingreso de ERNC]
Descontando a Punta Alcalde, Endesa tiene una cartera de proyectos levemente superior a los 1.000 MW, destacando la futura central hidroeléctrica Neltume que considera una potencia máxima instalada de 490 MW.
Colbún sólo presenta en el catastro la central hidroeléctrica San Pedro, cuyas obras debieran reanudarse este año, y que aportará 144 MW. A ella se añade la central hídrica La Mina, que sumará otros 34 MW.
En el caso de AES Gener, además de Alto Maipo figura la termoeléctrica Los Robles, que por ahora no está entre los proyectos prioritarios. Alcanza una potencia instalada de 750 MW. A este plan se le suma Guacolda V, que abre este año.
marzo 5, 2015 | Industria
(Diario Financiero) La entrada durante 2016 de más de 1.300 MW asociados a iniciativas de carbón, gas natural y fuentes renovables no convencionales convertirá al Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) en un exportador neto de energía.
La segunda mayor red eléctrica del país, que va desde la Región de Arica-Parinacota hasta Taltal el sur de la Región de Antofagasta, y donde el 90% del consumo corresponde a mineras e industriales y sólo el 10% restante a usuarios regulados, entre ellos los residenciales, verá incrementada en casi 30% su capacidad de generación, superando los 6.000 MW, según datos del Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC) de esa área.
Lo anterior corresponde a la conexión de la carbonera Cochrane (532 MW), de AES Gener, y la unidad a gas natural Kelar (517 MW), que el consorcio coreano Kospo construye para BHP BiIliton, así como unos 300 MW en base a fuentes de energía renovable no convencional.
[Matriz de AES Gener apunta ahora a exportar electricidad desde Chile a Brasil]
Así, el parque generador superará la demanda máxima del SING, que en la actualidad se acerca a los 2.400 MW, lo que reafirma la necesidad de colocar parte de esa holgura en otros sistemas, ya sea nacionales o de países vecinos, algo que ya está sucediendo, mediante iniciativas como la interconexión con el Sistema Interconectado central (SIC), con el que se espera pudiera concretarse recién hacia 2018 y no un año antes como es la aspiración del gobierno (ver nota relacionada).
Sistema eficiente
En lo inmediato, lo que está viviendo la red nortina es una adaptación del sistema, lo que implica que existe suficiente generación de costo eficiente para cubrir la demanda. Esto implica una importante baja en el costo marginal, que es el indicador que refleja la operación del sistema.
De hecho, en lo que va de 2015 y comparado con igual lapso del año pasado éste ha bajado 48%, ubicándose en US$ 49 por MWh, nivel que el SING no veía desde 2007, previo al corte total en los envíos de gas natural desde Argentina.
En este cuadro incide también la baja de 50% del precio del petróleo,entre febrero de 2014 y el mismo mes de 2013, que se refleja en el costo de generación con diesel e indirectamente por la fórmulas de indexación a ese commodity en aquella con gas natural. Esto hace que en la práctica el costo de operación del SING, según datos de su CDEC, se ubique en US$ 50 por MWh, es decir, el sistema está marcado por el carbón y no por la unidad menos eficiente, que suele ser el diesel. Este fenómeno de desadaptación persiste, por ejemplo, en el SIC, donde la capacidad eficiente no logra cubrir todo el consumo de la red.
El costo seguirá cayendo
La proyección del CDEC es que la mayor capacidad de generación que tendrá el SING desde el próximo año provocará nuevas bajas en el costo marginal, el cual podría ubicarse en torno a los US$ 40 por MWh, donde los costos son más estables a lo largo del año, pues la hidrología no influye.
Mientras a nivel de grandes consumidores, pues los precios regulados están fijados por licitaciones realizadas hace un par de años, este cuadro resulta del todo favorable, considerando que sus contratos están asociados al costo marginal. Quienes no se benefician, dicen en la industria, son los desarrolladores de ERNC.
[CNE da a conocer informe con detalles técnicos para interconexión]
Para ellos, explican, este nivel de costos no es favorable y esto explica que en el SING estas iniciativas no sean tan abundantes como en el SIC, donde el costo marginal es superior. De hecho, esto incluso podría llevar a revisar la continuidad de algunas iniciativas en carpeta.
Las inquietudes en torno a la interconexión
La interconexión entre los principales sistemas eléctricos del país es vista como una la salida para contar con energía eficiente y ayudar a reducir los precios en el Sistema Interconectado Central (SIC), abasteciéndolo con generación eficiente desde el Norte Grande, SING, que en la actualidad presenta precios que son muy inferiores a los de la red que va desde Taltal hasta Chiloé y abastece al 94% de la población nacional.
Aunque la intención del gobierno es que esta iniciativa se concrete hacia 2017, según los plazos que ha anunciado el desarrollador de esta iniciativa, TEN, que es una filial de la generadora E-CL, lo cierto es que al respecto impera la incertidumbre.
En primer término la eléctrica es objeto de una investigación por parte de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) a raíz de una denuncia de un particular que la acusa de haber enregado información falsa respecto del inicio de las obras de este tendido, las que no se habrían iniciado aún, pese a que se comunicó que ello había sucedido a inicios d 2014.
Según comentaron fuentes de sector tampoco estaría claro la empresa que llevará adelante la instalación del tendido, pues pese a existir un acuerdo con Alusa, trascendió que una filial de la constructora peruana Graña y Montero podría asumirla.
Además, se supo que por estos días la eléctrica recién trabaja en la conformación del equipo ejecutivo y técnico de TEN.
marzo 4, 2015 | Industria
(Pulso) La mitad de la construcción de la planta solar fotovoltaica de la Región Metropolitana, ubicada en Tiltil ya está lista, según informó KDM Energía, empresa que está a cargo del proyecto.
La planta, que tiene como objetivo promover las energías renovables no convencionales (ERNC), se instalará en los terrenos del relleno sanitario Loma Los Colorados en Tiltil.
Su entrega se proyecta para el primer semestre de este año. En esta primera etapa, tendrá una extensión de 1,5 hectáreas y se emplazará en el talud norte del relleno sanitario, en un sector del frente de trabajo ya cerrado para la disposición final de residuos.
[Informe: Generadoras asumen costos extras por ingreso de ERNC]
Esta planta fotovoltaica, es una de las más australes del país y considera la instalación de 4.500 placas solares, que permitirán generar 1,1 MWp (Mega Watts de potencia) que se inyectarán al Sistema Interconectado Central (SIC). Anualmente, se estima que la nueva planta producirá una cantidad de electricidad equivalente al consumo de 743 viviendas con cuatro habitantes promedio.
“Constantemente buscamos nuevas opciones para generar energía de manera limpia y sustentable, que constituyan un esfuerzo adicional en el cuidado del medio ambiente,” afirmó Sergio Durandeau, gerente general de KDM Energía.
Se proyecta que esta infraestructura generará anualmente un promedio de 1.961 MWh de energía, lo que equivale a 1.320 toneladas de CO2 que serán eliminadas.
[ERNC en construcción y operación este año duplicarán las de 2014]
Liderazgo chileno
Según un reciente estudio de GTM Research, Chile lideró las instalaciones fotovoltaicas durante 2014 en América Latina, representando más de tres cuartas partes del total de la región.
En total, Latinoamérica instaló 625 MW de energía solar fotovoltaica el año pasado, lo que corresponde a un aumento del 370% en el crecimiento anual en comparación a 2013.
marzo 4, 2015 | Mundo
(Reuters) México y Guatemala anunciaron a inicios del año pasado la construcción de la obra, estimada en 1,200 millones de dólares y que se extendería por 600 kilómetros entre la ciudad mexicana de Salina Cruz y el departamento guatemalteco de Escuintla, para el transporte de gas.
«Ya solicité la incorporación de Honduras como socio pleno al gasoducto (comercio y transporte de gas) México-Guatemala, el 13 de marzo firmaremos», dijo el mandatario en su cuenta de Twitter.
[Impulsan iniciativa que promueve las ERNC en Centroamérica]
La presidencia de Honduras no dio más detalles, pero una fuente del Gobierno dijo a Reuters que el tramo que conectaría al país con Guatemala se financiaría bajo un esquema de inversión público-privada y que no se ha hablado todavía de la cantidad de gas que se transportaría desde México.
Según el coordinador general de Gobierno de Honduras, Jorge Ramón Hernández, la construcción del tramo requerirá de una inversión de entre 380 y 400 millones de dólares y en ella podrían participar también Guatemala, El Salvador y México.
[Centroamérica se plantea una segunda línea de transmisión eléctrica regional]
El país centroamericano destinará el gas natural a la generación de energía eléctrica para atraer inversión industrial debido a que el costo de este carburante es tres veces menor que otros que se consumen en el sector local, dijo el funcionario a periodistas.
Honduras, al igual que Guatemala, no produce gas y todos los combustibles que utiliza son importados.
marzo 3, 2015 | Industria
(Pulso) Lentamente, el costo de la energía en el Sistema Interconectado Central (SIC) comienza a recuperar sus niveles altos observados durante gran parte de 2014, debido a la sequía que enfrenta el país desde hace ya algunos años.
De acuerdo con datos proporcionados por el Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC) del SIC, el costo marginal promedio de la electricidad para la barra Quillota 220 kV en febrero llegó a US$139,9 por MWh, cifra elevada para los promedios de los meses anteriores.
La estadística completa considera sólo los primeros 26 días del mes y se espera que el balance definitivo sea entregado el día de hoy.
[Pronóstico de deshielo empeora y peak de costo de la energía se adelantaría a mayo]
Este US$139,9 por MWh representa además un incremento del 22% en relación con el promedio del mes inmediatamente anterior, en el que el costo marginal promedio se instaló en US$114,7 por MWh.
No es todo. La cifra podría crecer todavía más en caso de que los últimos dos días que faltan para cerrar la estadística sigan la tendencia observada en la segunda quincena de febrero (superiores a los US$150 por MWh e incluso por encima de los US$170 por MWh en un par de ocasiones).
La diferencia observada entre ambos períodos obedece principalmente a la mayor presencia de generación termoeléctrica en febrero, alcanzando una participación de 61% sobre el total, mientras que la hidroelectricidad -considerando centrales de embalse y de pasada- descendió al 35%.
[Costo de la energía se incrementaría si ERNC superan el 20% de la matriz]
En enero la participación de la generación hídrica había sido de 43,3%, más de ocho puntos por sobre lo de febrero, mientras que la producción térmica había sido 55,3%, casi seis puntos menos que en el mes inmediatamente anterior.
Esta situación obedece fundamentalmente al agotamiento de los recursos existentes en los embalses. En febrero, el promedio de participación de las centrales de embalse en la matriz llegó a 14,2%, cifra muy por debajo del 42% que alcanzó esta tecnología en agosto pasado e incluso lejos del 18% que representaron los embalses en enero pasado. Esto, además, generó un incremento de la participación del diésel durante el mes de febrero, situación que se ha visto compensada, en parte, por el menor precio del diésel para generación en lo que va del año, lo que a su vez se explica por la baja que enfrentan los precios del petróleo en los mercados internacionales.
Catastro de proyectos
La entidad además dio a conocer el catastro de proyectos para el próximo quinquenio, el que además de volver a incorporar a las centrales de HidroAysén -como parte de la estrategia legal de la sociedad integrada por Colbún y Endesa- puso fecha a las centrales a gas natural El Campesino I y II, parte del plan que impulsa la empresa francesa EDF.
La primera unidad, que considera una potencia de 600 MW, iniciará obras en octubre de este año, según señala el reporte, mientras que la segunda unidad, de idéntica potencia instalada, iniciará su construcción en octubre de 2017.
Para El Campesino I, la fecha de ingreso en operaciones informada al CDEC SIC es octubre de 2017 y para la segunda, el mismo mes de 2020.
De la misma manera, se incorporó al catastro la unidad CTM 3 de E-CL, que inyectará al SIC mediante la futura línea de interconexión SING-SIC que entrará en operaciones en 2017. Se espera que durante ese mismo año esté operativa la central para iniciar el despacho hacia la zona central.
La central Cuervo, de Energía Austral, figura con fecha de entrada en operaciones en 2022. Inyectará a un máximo de 642 MW.
