enero 14, 2009 | Industria
No sólo las centrales termoeléctricas que entrarán en funcionamiento a futuro, sino también las que hoy operan, deberán invertir altas sumas de dinero para ajustarse a la nueva normativa de emisiones que prepara el Gobierno y que busca reducir al mínimo posible la contaminación atmosférica que se genera por la operación de este tipo de unidades, en especial de las centrales carboneras.
La decisión del Ejecutivo ya está tomada y la norma tendrá efecto sobre todo el parque térmico vigente, pero con distinciones.
La gradualidad para centrales nuevas y antiguas será la misma, aunque se discute el plazo: la autoridad prefiere que sean dos años mientras que la industria quiere que sea el doble.
Pero la norma será más exigente en términos de emisiones con las centrales nuevas.
Lo último que falta es un análisis de impacto económico y social, el que definirá los costos de la introducción de la norma. Según la ex secretaria ejecutiva de la Comisión Nacional de Energía (CNE) María Isabel González, la imposición del uso de estas tecnologías podría elevar el costo de la construcción de una central a carbón en, al menos, 20%.
Esto tendrá, a su vez, impacto en el costo de la electricidad para las empresas y los hogares.
«Podemos esperar que en las futuras licitaciones de suministro eléctrico los precios sean más altos por esta norma. Una central con esta tecnología, por ejemplo las que son capaces de atrapar partículas de los gases, sería 20% más cara», explica González, quien agrega que en términos operativos una unidad generadora de este tipo es aún más eficiente.
Así también lo creen actores de la industria. «La importancia de la generación termoeléctrica queda en evidencia cada vez que el país enfrenta situaciones de sequía. La eficiencia y la seguridad de suministro eléctrico deben ser conjugadas con el cuidado ambiental para lograr un desarrollo sustentable», dijo la empresa AES Gener, que apoya gran parte de su crecimiento en Chile en el desarrollo de la termoelectricidad.
«Es importante balancear -de acuerdo a la realidad y las necesidades del país- el beneficio ambiental que reportarán las normas de emisión de centrales termoeléctricas en los niveles que se establezcan, con el costo social del consiguiente incremento de los costos de energía», agregó la empresa.
Piden más discusión
La compañía dijo también que es importante que las nuevas normas sean discutidas con amplia participación y considerando todos los aspectos del tema, y que incluya criterios de gradualidad en su aplicación.
«En la norma se consideran los escenarios de gradualidad de aplicación de los valores de la misma», señaló al respecto la ministra de Medioambiente, Ana Lya Uriarte.
«Para el caso del control de emisiones de centrales termoeléctricas, se van a controlar parámetros como material particulado, óxidos de nitrógeno y anhídrido sulfuroso. Las más afectadas serán las centrales a carbón, que generan más emisiones».
Tras la presentación del anteproyecto, que se espera esté listo este mes, se procederá a un proceso de consulta con la ciudadanía y con las empresas, para aunar lineamientos generales.
Fuente: El Mercurio
noviembre 10, 2008 | Industria
La serenidad que trasluce Luis Felipe Cerón pareciera no dar cuenta de las exitosas semanas que ha tenido AES Gener.
El gerente general de la firma ha visto cómo cerraron un crédito sindicado por US$ 1.000 millones (para la central Angamos) y a los controladores de la compañía (AES Corp) vendiendo el 9,55% de las acciones en US$ 175 millones, en condiciones financieras internacionales adversas. Además, alistan un aumento de capital por US$ 300 millones.
Sin embargo, tras la mesura de Cerón y pese a los problemas mundiales, está la convicción del trabajo que ha realizado la segunda eléctrica del país. «Chile tiene una demanda importante de energía que está siendo satisfecha con generación cada vez más ineficiente producto de la crisis del gas, y nosotros estamos siendo un ingrediente súper importante para resolver esa crisis», afirmó.
Esa convicción los hizo recibir con tranquilidad la reacción del mercado, que apostaron por Gener tanto en el crédito obtenido como en la venta de acciones del controlador. «Uno nunca sabe hasta que las cosas no pasan, pero estaba razonablemente confiado. Estoy convencido de que tanto nosotros como nuestra matriz somos empresas muy sólidas, que saben lo que hacen. El financiamiento de US$ 1.000 millones es un logro importante, y se han hecho muy pocas operaciones de ese tamaño en Chile como project finance».
Hoy AES Gener levanta casi 1.500 MW en nuevas centrales, para las cuales ya ha cerrado casi el total de los dineros requeridos para la inversión, y pueden sumar otros 1.841 MW entre proyectos aprobados (Los Robles) y en trámite (Alto Maipo y Cochrane). Sin embargo, estos últimos dependen de variables aún por resolver. «La aprobación ambiental es un hito muy importante, que refleja el trabajo detrás de conseguir el permiso y que demuestra que hacemos proyectos que son ambientalmente amigables y que cumplen con la normativa. Pero de ahí a la construcción hay etapas muy importantes que están pendientes, que son contratos de venta de energía de largo plazo y financiamiento».
-¿Esos procesos avanzan separadamente?
«Tienen que ir de alguna manera relacionados, pero es algo que tiene que verse más adelante. Los mercados financieros para todo el mundo están más complicados, y va a depender del financiamiento que consigamos, cuándo y cómo construimos».
-¿Puede haber novedades en el próximo año?
«Dependen de contratos comerciales y financiamiento que son inciertos hoy más de lo que eran antes. Ahora sí pensamos que Chile necesita más energía y que en algún momento los proyectos se van a desarrollar».
-¿A qué atribuye la oposición a los proyectos eléctricos? ¿Cuál es el desafío para las empresas?
«Sin duda que tenemos un desafío comunicacional, pero tenemos también muchas experiencias donde las comunidades locales tienen una actitud positiva al proyecto, como en Alto Maipo. Ahí hubo apoyo importante al proyecto -74,1% de apoyo consignó una encuesta hecha por Imaginación, por encargo de AES Gener-, y nos ha pasado en otras zonas. En algunas partes se general algunos resquemores mayores y ese es parte del desafío que tenemos».
-¿Cómo evaluaron los cambios que la CNE hizo a los indexadores de las licitaciones de suministro? ¿Pueden ser obstáculo a la hora de cerrar nuevos contratos?
«Nos parece razonable, y nosotros estamos en condiciones de competir tanto en el esquema antiguo como en el nuevo. Las propuestas van a ser distintas, porque los indicadores son distintos, pero es algo que sigue siendo interesante, y nos interesa competir en esa licitación».
AES destaca papel del país ante la crisis financiera mundial
Tras concretarse la venta de 9,55% de las acciones que AES Corp posee de Gener (a través de Inversiones Cachagua), Andrés Gluski, Chief Operating Officer de AES y Presidente de Gener, se refirió al interés que despertó la venta de acciones en el mercado local.
«A pesar del alto volumen de acciones ofrecidas en venta, el descuento que se obtuvo respecto del precio de mercado fue pequeño, lo que refleja la confianza de los inversionistas en la compañía y la muy buena situación relativa en que se encuentra el mercado de capitales de Chile. Chile ha sido un país que ha manejado muy bien los retos de la crisis financiera mundial, y gracias a ello recientemente nos fue posible cerrar un financiamiento por más de US$ 1.000 millones para el proyecto Angamos», afirmó.
Fuente: La Tercera
agosto 25, 2008 | Industria
Lentamente se aclara el panorama respecto a los cambios regulatorios y normativos que el Ministerio de Energía deberá realizar para que las empresas que desarrollarán proyectos hidroeléctricos en la Región de Aysén, puedan cumplir su promesa de ayudar a bajar las altas tarifas eléctricas que hoy pagan en esa zona.
Precisamente, esta es una de las principales mitigaciones que contempla la construcción del complejo HidroAysén, que Endesa y Colbún levantarán en los ríos Baker y Pascua. Recientemente la sociedad anunció que junto a las cinco centrales que inyectarán 2.750 MW directamente a Santiago, instalarán 26 MW adicionales para la Región del Gral. Carlos Ibáñez del Campo, donde actualmente la generación depende casi en un 100% de unidades diésel.
Conocedores de ese subsistema, donde Edelaysen concentra la producción, transmisión y distribución de energía, señalaron que para cumplir este objetivo, el gobierno debería implementar profundos cambios que permitan el ingreso de estos nuevos operadores, pues además de HidroAysén, Energía Austral -filial de Xstrata- también ofreció dejar en la región parte de la energía que produzcan las tres centrales que allí proyecta.
Trascendió que la idea que barajan a nivel privado es replicar en Aysén las licitaciones de suministro que hoy se hacen en la zona central y del Norte Grande (SIC y SING), para considerar las ofertas de cada operador, lo que también requiere habilitar un centro de despacho, que coordine la operación del futuro parque generador, dependiendo de la demanda de cada zona del subsistema que, a diferencia del SIC o el SING, no está interconectado.
“En la zona habrá más de un generador, por eso hay que organizarlos y definir el criterio con que se despacharán sus centrales. HidroAysén no regalará la energía, aunque ésta sea más barata, sino que como generador la ofrecerá en el mercado, por eso habría que licitar”, dijo un ejecutivo de la industria.
Por su parte, el gerente general de HidroAysén, Hernán Salazar, indicó que “el subsistema de Aysén tiene un marco regulatorio distinto y la autoridad sabrá en algún momento pronunciarse al respecto. Por eso no hemos adelantado una rebaja, ya que la disminución del precio depende del ajuste de esa normativa, lo que debe decidir la autoridad. No pretendemos darle pautas”.
El ejecutivo dijo que hasta ahora el gobierno no ha planteado este tema, aunque fuentes consultadas señalaron que sus técnicos conocen la propuesta, que podría tomar años antes de concretarse.
En 2010 se fijan las tarifas en Aysén, donde hoy el precio de nudo -que representa más del 50% de la cuenta de luz- supera los $ 70 por KWh, mientras que en Santiago éste supera levemente los $ 50 por KWH.
Se estima que dada la complejidad del cambio, las cuentas no podrían bajar antes de 2014.
Fuente / Diario Financiero
mayo 23, 2008 | Industria
La voluntad de Colbún -brazo eléctrico del grupo Matte- de seguir creciendo, parece inclaudicable, pese a los magros resultados obtenidos en el primer trimestre del presente ejercicio. Y es que la compañía presidida por Bernardo Matte, se encuentra realizando “diversos estudios de pre-factibilidad técnica, económica y ambiental, de diversos proyectos hidroeléctricos, en base a derechos de aguas que la compañía posee en las regiones de Valparaíso, el Maule y Los Lagos principalmente”.
Pero ello no sería todo, ya que Colbún se encuentra evaluando el proyecto de la segunda unidad de la central termoeléctrica Coronel, el que está ambientalmente aprobado y cuyo programa de ejecución se decidirá, según la generadora, “en función de las necesidades de aumento de capacidad en el SIC y de las licitaciones de suministro eléctrico”.
A estas iniciativas, se sumaría el inicio en septiembre de los proyectos vinculados a las energías verdes, por medio del fondo Agua ERNC -impulsado de manera conjunta con la sociedad Independencia Fondos de Inversión-, el cual tiene por objetivo, desarrollar aproximadamente entre 5 a 10 iniciativas relacionadas a centrales minihidro, las que requerirían una inversión cercana a los US00 millones.
Lo Inmediato
Sin embargo, no todo dentro de la generadora de los Matte se basa en una planificación a futuro, ya que actualmente la compañía posee una amplia cartera de proyectos en desarrollo.
Es así, como Colbún se levantando la planta a carbón de Coronel, de 350 MW, con una inversión de US00 millones, además de la central de respaldo Los Pinos, de 100 MW, con una inversión de US0 millones.
Asimismo, la empresa desarrollará dos proyectos hidroeléctricos, como son San Pedro, que está en evaluación ambiental, con 150 MW, por US20 millones y el proyecto Angostura, de 300 MW, con una inversión de US50 millones. De esta manera, la sumatoria de todos estos proyectos, totalizan una inversión cercana a los US.500 millones, para los próximos 5 años.
Fuente: Estrategia
diciembre 26, 2007 | Industria
Si bien en la actualidad unos de los cuellos de botella del país es la escasez de energía, hay quienes piensan que en el futuro el problema podría ser un exceso de ésta.
Que todos los meses se anuncie un nuevo proyecto de generación ha puesto nerviosas a algunas de las empresas dominantes del sector: temen que en el largo plazo esto derive en una sobreoferta, que deprima los precios y con ello, la tasa de retorno de sus inversiones.
Sin embargo, tanto la autoridad como expertos privados desdramatizan la situación. «Pareciera que hay mucho proyecto en cartera, pero lo que está listo o en construcción es poco y nada muy espectacular», plantea la ex secretaria de la CNE Vivianne Blanlot.
En la misma línea, pero con algunos matices María Isabel González, gerente de la consultora Energética, asevera que siempre puede haber un riesgo potencial de sobreoferta, como ocurrió en 1997. Pero llama a considerar que gran cantidad de proyectos serán inviables para las exigencias ambientales o se atrasarán respecto de los plazos proyectados. «También cabe la posibilidad de que estén tan lejos de las redes de transmisión, que tampoco lleguen a materializarse porque resultarán muy caros», acota.
Gabriel Bitran, de Gabriel Bitran y Asociados, destaca que ese riesgo está acotado porque en general el mercado es bastante racional para invertir: «Las centrales que debieran construirse son las que tienen contrato, porque es sobre la base de éstos que se financian. Y el aporte de las energías renovables no convencionales, como las eólicas y las minihidro, es tan marginal que no cambian mucho el panorama».
Qué dicen los números
El ministro de Energía, Marcelo Tokman, destaca que el gran acierto de Ley Corta II fue incorporar un mecanismo de autorregulación con las licitaciones de suministro de los clientes regulados. Porque así quien construye, lo hace porque tiene un contrato y una certeza del precio, el que además estará indexado a la variación de su combustible de generación, lo que le permite acceder al financiamiento.
«Y lo que arroja el resultado del último proceso de licitación es que de aquí a 2011 no hay sobreoferta. Si bien la capacidad instalada está creciendo en promedio más que la demanda, aún es muy escaso el margen porque las inversiones estuvieron congeladas durante varios años. Lo que hará que incluso 2010 sea apretado», dice.
Situación que se replica para los grandes clientes libres, que están cerrando contratos para la misma fecha bajo condiciones similares.
En el ministerio estiman que al 2020 en el SIC y SING se requerirán algo más de 17.000 MW adicionales, considerando crecimiento de la demanda, los efectos de las políticas de eficiencia energética y un margen de seguridad adecuado de capacidad instalada, por sobre la demanda máxima.
Ya hay 6.800 MW a firme y como de esos unos 600 MW son turbinas de respaldo, hacen falta proyectos por otros 10.000 MW. Del 2011 en adelante entrarían a tallar proyectos como Hidroaysén, Farellones y Río Cuervo.
Para el corto plazo, la disponibilidad sigue bastante ajustada. Este año han entrado 600 MW al SIC, a los que en 2008 se sumarán al menos unos 1.200 MW y del 2009 al 2011, otros 5.600 MW.
El ministro admite que hay en carpeta un gran stock de capacidad transitoria (turbinas): «Una parte corresponde a generadoras que con una mala hidrología no estarán en condiciones de cumplir sus contratos y otra parte se explica por la oportunidad que representan los altos precios en el mercado spot, que hacen rentable su instalación aunque deban desmontarlas en un par de años».
Turbinas transitorias
María Isabel González corrobora que nadie está tomando decisiones de inversión de largo plazo con los precios vigentes: «Sólo los proyectos de emergencia, porque saben que en adelante sólo se pagará la potencia y tendrán que darles otro uso a esas turbinas porque van a ser despachados muy pocas horas en el año. Como estos equipos caros no influirán en el precio, no rentarán».
Tokman destaca que el movimiento de los proyectos en el Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental es un buen síntoma de que el panorama energético se normalizará: en 2005 se aprobaron proyectos por 700 MW, en 2006 subieron a 1.100 y este año van 4.300 MW.
Fuente: El Mercurio.
