julio 4, 2011 | Industria
La Tercera Se han transformado en el mayor objetivo de las eléctricas. Las generadoras Suez, Gener, MPX, Endesa y GasAtacama están en plena carrera por abastecer a las mineras del norte chileno. Lo que está en juego no es menor: las mayores consumidoras de energía del país, que compran casi el 90% de lo que se genera en el Norte Grande y que demandan un 37% de la electricidad a nivel nacional, están en un fuerte proceso de expansión de faenas.
Un reciente informe del Consejo Minero estima que el Sistema Interconectado del Norte Grande (Sing) requerirá entre 1.000 y 1.400 megawatts (MW) adicionales en los próximos seis años, debido a la demanda energética de los proyectos mineros que entrarán en operación a contar de 2015.
Según Cochilco, en 2020 el sector demandará unos 2.500 MW -en ambos sistemas, SIC y Sing-, para producir más de siete millones de toneladas métricas de cobre anuales, 30% por sobre el consumo de 2011. Gustavo Lagos, del Centro de Minería de la Universidad Católica, tiene una estimación mayor: para fines de la década, ese consumo subirá al menos en 50%, para un total de 8,4 millones de toneladas de cobre. La mayor demanda está concentrada en las regiones de Antofagasta y Atacama.
En este escenario, el último en mover sus fichas fue GasAtacama, la generadora de Southern Cross y Endesa. Antes lo hicieron Suez con Gener, la brasileña MPX y Endesa. «La competencia existe. En ninguno de los proyectos que estamos trabajando hemos sido considerados como únicos suministradores. Todas las mineras que están necesitando energía han recibido más de una oferta», reconoce Pedro Litsek, gerente general de MPX Chile, la eléctrica que construirá un complejo a carbón en la III Región.
GasAtacama quiere desarrollar un terminal flotante de regasificación de gas natural licuado (GNL) en la II Región, en Mejillones. Su capacidad será de 5,5 millones de metros cúbicos al día, volumen que alcanza para generar 1.000 MW. La inversión estimada: entre US$ 200 millones y US$ 250 millones, en total.
El proyecto sale al paso de la planta de GNL Mejillones, que GDF Suez y Codelco formaron y operan desde 2010 en Antofagasta, con una inversión de US$ 550 millones. Coincidentemente, el proyecto hoy se enfrenta a decisiones claves. ¿La razón? Los contratos de suministro que mantiene con El Abra, BHP, Collahuasi y Codelco estarán vigentes hasta 2012. Entonces, las mineras deberán negociar los derechos de acceso al terminal y su nuevo proveedor de gas. Ello, porque GNL Mejillones ya anunció que a partir de 2013 no traerá gas y sólo dará servicios de regasificación y almacenaje. Por ello, le resulta clave lograr un pool de clientes que le permita operar y mantener su terminal.
GasAtacama, por su parte, busca acceder a mejores condiciones de precio para el gas natural, que le permitan competir con el carbón. Hoy la firma se abastece del terminal de Suez y Codelco, al que compra la mitad de su oferta disponible. Con su iniciativa pretende obtener un mejor valor. Si hoy paga entre US$ 15 y US$ 17 por millón de BTU, e incluso más, su objetivo es «obtener gas a un valor máximo de US$ 10, aunque la meta es que sea inferior a ese costo», apunta Rudolf Araneda, gerente general de GasAtacama, quien esta semana viajó a EEUU para iniciar los contactos con navieras especializadas en terminales flotantes de regasificación y proveedoras de gas. «El terminal está pensado para cubrir los crecimientos de demanda de las mineras del norte, de 2015 en adelante», dice.
Daniel Salazar, director ejecutivo del CDEC-Sing, reafirma el escenario. «Entre 2011 y 2020 se prevé un crecimiento promedio de 5,8% anual de la demanda. Según las grandes compañías mineras, se esperan tasas de expansión de hasta dos dígitos en 2016», explica.
En el Norte Grande, las mineras han mostrado interés. Si bien en el Sing no hay déficit (de hecho, la capacidad instalada supera en más de 50% a la demanda), la energía ahí es la más cara de América Latina. No es poco, considerando que ese insumo representa entre el 25% y 30% del costo unitario de la producción de cobre. «El terminal que promueve GasAtacama es una seria opción. Los números son razonables y competitivos en relación con GNL Mejillones», opina un ejecutivo minero.
Pero, ¿hay mercado en el Norte Grande para dos terminales de GNL?
María Isabel González, ex secretaria ejecutiva de la Comisión Nacional de Energía, cree que «los incrementos de demanda previstos dan para que un nuevo proyecto pueda competir por ellos, aunque no será viable sin contratos de largo plazo».
Los otros proyectos eléctricos que compiten
* Complejo castilla
MPX -ligada al brasileño Eike Batista- obtuvo en febrero la aprobación ambiental para construir un complejo de seis centrales a carbón y a base de diésel.
El proyecto -que estará ubicado en la III Región- tendrá una capacidad de generación conjunta de 2.227 MW y considera una inversión estimada de US$ 4.400 millones. La primera unidad del complejo termoeléctrico Castilla está prevista para 2016.
* Tendido eléctrico Suez-Gener
Gener y la franco-belga Suez construirán una línea de transmisión que unirá el Sing -que opera en la I y II Región- y el SIC -que se extiende entre Taltal y Chiloé. El tendido tendrá 570 kilómetros y una capacidad de 500 megawatts (MW), con opción de ampliarla hasta 1.000 MW. La inversión asciende a US$ 500 millones. Comenzará su construcción en 2012 y entrará en operaciones a mediados de 2014. El principal objetivo es abastecer los proyectos mineros de la III y IV Región con energía que producen en la zona de Mejillones. Las firmas trabajan en el estudio ambiental.
*La apuesta de Endesa
Punta Alcalde se llama la central a carbón que planea construir Endesa en la zona del Huasco, Tercera Región.
La central considera una capacidad de 740 MW y se encuentra en evaluación ambiental desde febrero de 2009, aunque su tramitación está suspendida hasta el 31 de julio. La planta termoeléctrica supone una inversión de US$ 1.400 millones.
Fuente / La Tercera
junio 28, 2011 | Industria
El Mercurio Endesa maneja en Chile una cartera de proyectos adicionales a HidroAysén que prácticamente duplica la capacidad total contemplada para dicho complejo hidroeléctrico (2.750 MW) que junto a Colbún impulsa en la XI Región.
Se trata de 16 centrales de distintos tipos y tamaños que presentan diversos grados de desarrollo y que en su conjunto totalizan una capacidad instalada de 4.816 megawatts (MW), de un total de 6.219 MW. De esta última cifra, 1.403 MW corresponden al 51% de HidroAysén que pertenecen a la filial de Enersis.
Este fue el estado de situación que Endesa España reveló recientemente en una presentación ante inversionistas. En ella, la matriz de Enersis, que a su vez es controlada por la italiana Enel, detalló que precisamente los señalados 1.403 MW de HidroAysén, más 150 MW del proyecto hidroeléctrico Los Cóndores, son los únicos que actualmente cuentan con permisos medioambientales aprobados.
Otros 1.318 MW que ingresaron al sistema a mediados de mayo están bajo evaluación ambiental. Estos son los proyectos Neltume (hidroeléctrica de 490 MW) y Punta Alcalde, una térmica a carbón de 740 MW, además del parque eólico Renaico (88 MW).
De esta forma, Endesa declara que los 3.348 MW restantes, esto es, el 53% de su portafolio, son centrales que están en estado previo a su presentación al sistema ambiental.
Nuevas apuestas
En la presentación, Endesa le asigna el estatus de «alta probabilidad de éxito» a cuatro proyectos en América Latina. Tres de ellos están en Chile. Además de HidroAysén, la hispana ubica en este mismo escalafón a Neltume y Los Cóndores.
En el mapa destacan seis proyectos que no han sido públicamente anunciados por Endesa Chile.
El mayor de ellos es la construcción de una segunda unidad en la termoeléctrica Celta, lo que representaría un nuevo impulso de inversión de la eléctrica en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING).
Si bien ejecutivos de Endesa Chile habían insinuado la intención de crecer en la red nortina, hasta ahora se desconocía el detalle de esta iniciativa, que hoy está en etapa de factibilidad y considera una capacidad instalada de 250 MW.
En la misma situación de avance se encuentran los proyectos Punta Alcalde, la eólica Renaico y una mejora en las obras de captación de la hidroeléctrica Pangue.
En ingeniería básica figuran la hidroeléctrica Piruquina (8 MW), en Chiloé, así como Neltume, Los Cóndores y la propia HidroAysén.
Otro de los proyectos nuevos es el parque eólico Puelche (20 MW) y la hidroeléctrica Huechún (40 MW), que están en fase de prefactibilidad. En la misma fase figuran los conocidos Choshuenco (hídrica de 138 MW) y el cierre del ciclo en la termoeléctrica Quintero, que elevará su capacidad de 254 MW a 360 MW.
La fase conceptual es la que agrupa la mayor capacidad instalada proyectada por Endesa, con 2.192 MW. Entre los proyectos de esta etapa aparecen como nuevos emprendimientos el parque eólico Lebu de 200 MW y las hidroeléctricas Vallecito (73 MW) y Lebu (14 MW).
En este último estatus están otras dos hidroeléctricas de mayor tamaño y larga data en los planes de Endesa Chile: Puelo (738 MW) y Futaleufú (1.367 MW).
Por último, en un estado que la compañía eléctrica califica como de «promoción», figura en solitario un proyecto largamente anunciado por la generadora: el cierre del ciclo de la termoeléctrica Taltal, que agregará 140 MW a los 245 MW que esta unidad, ubicada en la Región de Atacama, ya posee.
Sin embargo, la empresa debió posponer este proyecto a causa de la crisis del gas argentino, pues esta instalación debió migrar al diésel ante la falta del combustible.
Fuente / El Mercurio
junio 28, 2011 | Industria
La Tercera El fin del fenómeno de La Niña, que produjo una fuerte sequía en la zona central de Chile en 2010, elevando de paso los costos de la energía, traería en los próximos meses buenas noticias para los clientes residenciales de la zona más poblada del país.
Según estimaciones de analistas y distribuidoras eléctricas, las cuentas de la luz anotarían una caída importante en la segunda mitad del año. «Vislumbramos que para la fijación tarifaria de octubre debería bajar alrededor de 6%», dicen ejecutivos de una distribuidora eléctrica.
Si esa estimación se cumple, las boletas para los hogares del Sistema Interconectado Central (SIC) -que abarca desde Taltal a Chiloé y atiende al 90% de la población- disminuirían en $ 1.000. Actualmente, una cuenta promedio para una familia de cuatro personas se acerca a los $ 18.000.
En el mercado, las estimaciones son más positivas aún. Marcelo Catalán, analista eléctrico de BCI corredores de Bolsa, señala que la baja podría, incluso, llegar al 10%.
Las razones
Las tarifas eléctricas bajarán en el país, principalmente, por una reducción en los costos de la energía, que impactará positivamente los contratos de suministro indexados a este factor.
La mayor disponibilidad de generación más barata derivada de la hidroelectricidad hará caer los costos marginales del sistema -lo que pagan algunas firmas por comprar energía en el mercado spot- al desplazar a centrales más caras e ineficientes que funcionan con diésel.
Catalán explica que desde mediados de junio los costos han mostrado fuertes descensos -del orden de 35% hasta los US$ 200 por megawatt-, lo que podría estar adelantando un escenario más favorable para los próximos meses.
Incluso, en un escenario hidrológico favorable, estos podrían llegar como promedio a los US$ 150 por Mw.
«El nivel de los costos marginales indica la estrechez del sistema. Con mejor disponibilidad hídrica, entra a operar generación más eficiente», dice.
El efecto real en las cuentas de la luz dependerá también de la celeridad con que tanto la Comisión Nacional de Energía (CNE) como la Contraloría General de la República emitan y hagan el proceso de toma de razón de los decretos tarifarios respectivos.
En todo caso, en la industria señalan que las proyecciones se podrían ver afectadas por la inestabilidad de algunos factores internacionales, como el precio del petróleo, que en caso de subir más allá de las estimaciones tendería a reducir o, incluso, anular las bajas.
No obstante, el crudo ha estado bajando en la última semana, tendencia que se puede acrecentar luego que la Agencia Internacional de Energía decidió liberar reservas de petróleo mundial, luego que la Opep decidió mantener restringida su producción.
Pero esta no sería la única caída que registrarían las tarifas. Según señaló a comienzos de junio el ministro de Energía y Minería, Laurence Golborne, a partir de 2012 se verán nuevas bajas, por el fin de las indexaciones a costo marginal de algunos contratos de suministro.
Según Juan Pablo Díaz, analista de Systep, cerca de un 28% de los contratos de suministro licitados por las distribuidoras tienen indexaciones a costo marginal y parte importante de este efecto desaparecerá en diciembre, entonces, a partir de enero de 2012 se podrían ver caídas de dos dígitos en las cuentas. A mediados del próximo año, dice, los contratos tendrán como mayor indexador la inflación de Estados Unidos (aproximadamente un 75%), mientras que los precios del Gas Natural Licuado (GNL), carbón y diésel representarán el restante 25%.
Fuente / La Tercera
junio 22, 2011 | Industria
Revista ELECTRICIDAD La falla geológica Mejillones, ubicada en la zona costera de esta ciudad, compromete no solo a la zona urbana de esa localidad sino a su complejo industrial, declaró el geólogo de la Universidad Católica del Norte, Gabriel González.
En la zona referida se encuentran las centrales termoeléctricas, de GNL y los complejos portuarios Mejillones y Angamos, así como otras empresas que han optado por construir sus instalaciones cercanas al mar por las ventajas de la bahía.
Aunque esta falla es catalogada como “lenta”, ya que su desplazamiento alcanza solo entre 0.25 y 0.45 mm por año, se calcula que en los últimos 14.000 años se han producido 3 terremotos de entre 6 y 6.7 grados Richter. Es decir, “se necesitan unos 3.000 años de carga intersísmica para producir un terremoto grado 7”, puntualizó el geólogo.
Frente a la inquietud que despierta en la población la posible peligrosidad de estas manifestaciones submarinas, el geólogo de la UCN llamó a no generar alarma. “Nuestros estudios indican que tienen intervalos de actividad del orden de miles de años, por lo tanto, no representan un peligro inminente.”.
También en la región se encuentra la falla de Atacama a unos 10 km al este de Antofagasta. Esta ruptura va desde Iquique hasta La Serena y tiene frente a Antofagasta su expresión más latente con un salto vertical de casi 10 metros.
Esta falla se ubica aproximadamente a 1km del sector La Negra, donde se concentra una gran cantidad de instalaciones productivas. Aunque se desconoce la magnitud esperada de un evento sísmico que esta falla pudiera causar, terremotos como el ocurrido en la zona central el 27 de febrero de 2010 comúnmente activan las fallas.
Ante esta realidad, en la región se están tomando medidas para poder controlar los peligros de un evento que no se puede prevenir. “Nuestra región, será la primera del país en implementar en todo su borde costero un sistema de alerta de tsunami para la comunas de Antofagasta, Tocopilla, Mejillones y Taltal junto a sus principales caletas pesqueras, como así también los proyectos de implementación de sistema telecomunicaciones y dos iniciativas que se encuentran en análisis como son señaléticas para el borde costero y también en los sectores volcánicos”, destacó el intendente regional Álvaro Fernandez.
También comentó la labor que está realizando el Gobierno Regional junto a ONEMI, las universidades Católica del Norte y Antofagasta y sus equipos de científicos y técnicos en materia de sismología y oceanografía a un proyecto de modelamiento de terremoto y tsunami en Antofagasta.
Fuente / Revista ELECTRICIDAD
junio 20, 2011 | Industria
El Mercurio El boom de las centrales a carbón de la última década dejó su huella en el aire del país. Las emisiones de dióxido de carbono (CO {-2} ) y gases equivalentes en la industria de la energía se han duplicado en la última década y se cuadruplicarán entre 2000 y 2025.
Así lo señala un estudio de la Comisión Nacional de Energía (CNE), que también revela que la energía superó al transporte como mayor fuente de polución en Chile y que eso ocurrió en 2007, poco después de que se dejara atrás a las «micros amarillas» y se las reemplazara con el Transantiago.
Según el Ministerio de Energía -encabezado por Laurence Golborne-, esta investigación encargada por la CNE hoy está en análisis, porque a raíz de la crisis del 2008, algunos datos pudiesen haber quedado descalzados. Sin embargo, en el Gobierno señalan que las tendencias que se proyectan en el reporte se mantendrían y que el sector en donde las emisiones contaminantes más crecerán de aquí al 2025 será la industria energética, cuyos niveles de polución subirán 97,3% en los próximos 14 años.
Una proyección más reciente del Ministerio de Energía indica que de aquí al 2020 la contaminación de este sector podría aumentar «sólo» 77%.
Según el estudio de la CNE, el transporte aumentará su nivel de contaminación en 96,4% al 2025, y la industria «manufacturera, construcción y minas», en conjunto, emitirán 55,7% más de CO {-2} a esa fecha.
¿Por qué el sector energético es tan contaminante?
Según Francisco Aguirre, de Electroconsultores, paradójicamente esto en parte importante es responsabilidad de quienes se han opuesto a los proyectos hidroeléctricos, «forzando a usar la única alternativa a gran escala, que es el carbón».
Según la consultora Systep, en junio de este año se producirá sólo el 28% de la electricidad entre Taltal y Chiloé mediante plantas hidroeléctricas, y el resto provendrá de termoeléctricas, que emiten más CO {-2} . En el Norte Grande, ellas producen el 99% de la energía.
La contaminación es una preocupación para el Gobierno. El Ministerio de Energía trabaja en tres líneas para bajar las emisiones. «En el sector energía se puede hacer un uso más eficiente de las fuentes actuales y aumentar la capacidad instalada de energías renovables», sostienen en el Gobierno.
Una tercera forma de limitar el crecimiento se relaciona con la utilización del suelo y la forestación; es decir, temas de agricultura y manejo de bosques, los cuales capturan las emisiones de CO {-2} de la atmósfera, añaden en Energía.
Fuente / El Mercurio
