El funcionario explica que el interés de firmas extranjeras por invertir en el sector seguirá creciendo.
“Chile necesita diversificar su matriz energética y aumentar la generación y número de participantes en el sector”, asegura el vicepresidente ejecutivo del Comité de Inversiones Extranjeras (CEI), Matías Mori. “Nuestro país tiene una necesidad urgente de aumentar su capacidad de generación, transmisión y distribución de energía y en ese sentido, el aporte de la inversión extranjera es fundamental”, explica el funcionario, argumentando que “con un aumento en los participantes se logra mayor competencia en el mercado, lo que redunda en beneficios a los consumidores. Las condiciones que ofrece Chile, en términos de ambiente de negocios, estabilidad jurídica y precios de mercado son muy atractivas en este rubro”.
Mori explica que en términos de la inversión en el área de energía, este sector históricamente alcanza al 18,4% de la inversión extranjera en Chile, siendo el tercer sector en importancia luego de minería y servicios.
Según el funcionario, las consultas de los inversionistas extranjeros al CIE “van desde la exploración del mercado chileno y la regulación del sector, hasta la ayuda en la confección de agendas de reuniones con actores del sector público y privado”.
Además, explica que la decisión de Colbún de proponer la postergación de HidroAysén, es autónoma, y que en todo caso, “las cifras y número de visitas nos muestran hoy que el interés por invertir en el país en el área de energía es creciente y creemos que esta tendencia se va a mantener”.
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2012/06/07
2012/05/28
Chile en jaque por costo de la energía y empresarios piden acción al gobierno
La serie de dificultades que deben enfrentar los proyectos ponen una cuota de incertidumbre importante sobre el futuro desarrollo del país.
Por José Carlos Prado
Las escuetas palabras que dedicó el presidente Sebastián Piñera al sector energía en su discurso del 21 mayo no dejaron a nadie indiferente. En el mundo privado echaron de menos una señal más potente del gobierno, sobre todo por las necesidades que enfrenta el país y el impacto que pueda tener sobre el dinamismo de la economía.
La inquietud por aumentar la capacidad instalada de los sistemas eléctricos que sostienen al país es cada vez más urgente y los tiempos se acortan a la misma velocidad que crece la actividad interna. De hecho, en la memoria de muchos está el cierre de Cerámicas Cordillera en 2008, el que se transformó en el ejemplo más grave de esta situación. El propio gobierno reconoce que se necesitan 8.000 MW adicionales en los próximos nueve años, objetivo que se ve lejano al tomar en cuenta la demora en todo el proceso que debe enfrentar una empresa para comenzar a operar una nueva generadora.
Según datos de Central Energía, entre procesos judiciales y decisiones políticas, en la actualidad hay cerca de 7.000 MW en proyectos paralizados. Y más preocupante aún: el último reporte del sector eléctrico elaborado por Systep revela que mientras el SIC espera la inyección de 1.259 MW de aquí a marzo del próximo año, en el SING no existe ninguna central en construcción.
Si bien esto ha tenido un efecto importante sobre los costos marginales de ambos sistemas, los datos demuestran que el SIC (que abastece al 90% de la población) ha sido el más perjudicado con esta situación.
Para este mes se proyecta que los costos marginales del mayor sistema nacional alcance un peak de US$ 272 el MWh (el mayor de los últimos cinco años). De todos modos, las estimaciones de Systep dan cuenta de una reducción progresiva del costo para los próximos 12 meses, tendencia que se cumpliría aún en un escenario de hidrología seca.
La caída de las hidro
Por otro lado, es un hecho que la generación hidroeléctrica ha perdido terreno en el SIC. Esto, que tiene un impacto directo sobre los costos, queda en evidencia al revisar las generadoras más importantes del sistema. Sólo como ejemplo, desde 2006 –año en que se registra el peak de aporte hidro- hasta el año pasado, la central Colbún es la que presenta la caída más preocupante con un 44,6%. De los 3.452 GWh aportados en 2006, durante el ejercicio anterior sumó 1.914 GWh.
Para este mes se espera que la generación de energía en el SIC provenga en apenas un 29,2% de las hidro y en un 70% de termoeléctricas. El 0,8% restante será eólica. Además, en los próximos diez meses casi un 80% de las centrales que ingresará al SIC serán térmicas, sólo un 12,4% hidráulicas y el 7,9% eólicas.
Problemas en transmisión
Y también existen problemas en transmisión. Tal como señala Systep, el limitado desarrollo de la infraestructura de transmisión es identificado como una barrera para lograr mejores niveles de competencia en el sector de generación y para el ingreso de mayores volúmenes de energías renovables no convencionales.
Si bien el ejecutivo está impulsando iniciativas como la carretera eléctrica y la interconexión SING–SIC para solucionar estas dificultades, en este ámbito ocurre lo mismo que en generación: la carrera es contra el tiempo.
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Por José Carlos Prado
Las escuetas palabras que dedicó el presidente Sebastián Piñera al sector energía en su discurso del 21 mayo no dejaron a nadie indiferente. En el mundo privado echaron de menos una señal más potente del gobierno, sobre todo por las necesidades que enfrenta el país y el impacto que pueda tener sobre el dinamismo de la economía.
La inquietud por aumentar la capacidad instalada de los sistemas eléctricos que sostienen al país es cada vez más urgente y los tiempos se acortan a la misma velocidad que crece la actividad interna. De hecho, en la memoria de muchos está el cierre de Cerámicas Cordillera en 2008, el que se transformó en el ejemplo más grave de esta situación. El propio gobierno reconoce que se necesitan 8.000 MW adicionales en los próximos nueve años, objetivo que se ve lejano al tomar en cuenta la demora en todo el proceso que debe enfrentar una empresa para comenzar a operar una nueva generadora.
Según datos de Central Energía, entre procesos judiciales y decisiones políticas, en la actualidad hay cerca de 7.000 MW en proyectos paralizados. Y más preocupante aún: el último reporte del sector eléctrico elaborado por Systep revela que mientras el SIC espera la inyección de 1.259 MW de aquí a marzo del próximo año, en el SING no existe ninguna central en construcción.
Si bien esto ha tenido un efecto importante sobre los costos marginales de ambos sistemas, los datos demuestran que el SIC (que abastece al 90% de la población) ha sido el más perjudicado con esta situación.
Para este mes se proyecta que los costos marginales del mayor sistema nacional alcance un peak de US$ 272 el MWh (el mayor de los últimos cinco años). De todos modos, las estimaciones de Systep dan cuenta de una reducción progresiva del costo para los próximos 12 meses, tendencia que se cumpliría aún en un escenario de hidrología seca.
La caída de las hidro
Por otro lado, es un hecho que la generación hidroeléctrica ha perdido terreno en el SIC. Esto, que tiene un impacto directo sobre los costos, queda en evidencia al revisar las generadoras más importantes del sistema. Sólo como ejemplo, desde 2006 –año en que se registra el peak de aporte hidro- hasta el año pasado, la central Colbún es la que presenta la caída más preocupante con un 44,6%. De los 3.452 GWh aportados en 2006, durante el ejercicio anterior sumó 1.914 GWh.
Para este mes se espera que la generación de energía en el SIC provenga en apenas un 29,2% de las hidro y en un 70% de termoeléctricas. El 0,8% restante será eólica. Además, en los próximos diez meses casi un 80% de las centrales que ingresará al SIC serán térmicas, sólo un 12,4% hidráulicas y el 7,9% eólicas.
Problemas en transmisión
Y también existen problemas en transmisión. Tal como señala Systep, el limitado desarrollo de la infraestructura de transmisión es identificado como una barrera para lograr mejores niveles de competencia en el sector de generación y para el ingreso de mayores volúmenes de energías renovables no convencionales.
Si bien el ejecutivo está impulsando iniciativas como la carretera eléctrica y la interconexión SING–SIC para solucionar estas dificultades, en este ámbito ocurre lo mismo que en generación: la carrera es contra el tiempo.
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2012/05/23
PwC: Sector eléctrico debe invertir US$ 16.900 millones hasta 2035 para garantizar suministro
La demanda eléctrica global se multiplicará dos veces en las próximas dos décadas, lo que obligará al sector eléctrico a invertir US$ 16.900 millones hasta 2035 para poder responder a este incremento, de acuerdo a la Encuesta Mundial del Sector Eléctrico que elabora PwC.
El crecimiento económico, el aumento de la población, el desarrollo tecnológico y la urbanización del planeta son los principales factores que incrementarán la demanda eléctrica de 17.200 teravatios/hora (TWh) en 2009 a los 31.700 TWh previstos en 2035. Según el informe de PwC, el sector deberá invertir una media anual de US$ 675.000 millones para dar respuesta a esta demanda. En este sentido, 68% de los directivos encuestados tienen previstas inversiones en la mejora de la capacidad de la generación eléctrica; 55% en nueva capacidad de generación con gas y un 37% en capacidad de generación eólica en tierra.
La complicada coyuntura económica representa un obstáculo para encontrar el capital necesario y, así, 78% de los directivos subrayó que la crisis está teniendo un impacto entre “medio” y “muy elevado” en la escasez de dinero para proyectos de infraestructuras.
Así, las compañías eléctricas reclaman a los gobiernos un marco regulatorio que incentive la inversión necesaria para poder responder al incremento de la demanda, con una legislación que apoye la inversión en redes o la eliminación de obstáculos que entorpecen la planificación estratégica de infraestructuras.
Igualmente, el informe constata que generar electricidad a un precio razonable es una de las mayores preocupaciones de las compañías.
Futuro del sector
De los encuestados, 80% cree que la energía eólica en tierra, la biomasa y todas las formas de energía solar serán rentables y dejarán de necesitar subvenciones antes de 2030. El responsable del sector de Energía de PwC, Iñaki Goiriena, considera que el desarrollo de un marco normativo adecuado que permita la atracción del capital necesario para cumplir con la fuerte demanda de electricidad de la población “una clave del desarrollo del sector “ consignó Expansión.
www.df.cl
El crecimiento económico, el aumento de la población, el desarrollo tecnológico y la urbanización del planeta son los principales factores que incrementarán la demanda eléctrica de 17.200 teravatios/hora (TWh) en 2009 a los 31.700 TWh previstos en 2035. Según el informe de PwC, el sector deberá invertir una media anual de US$ 675.000 millones para dar respuesta a esta demanda. En este sentido, 68% de los directivos encuestados tienen previstas inversiones en la mejora de la capacidad de la generación eléctrica; 55% en nueva capacidad de generación con gas y un 37% en capacidad de generación eólica en tierra.
La complicada coyuntura económica representa un obstáculo para encontrar el capital necesario y, así, 78% de los directivos subrayó que la crisis está teniendo un impacto entre “medio” y “muy elevado” en la escasez de dinero para proyectos de infraestructuras.
Así, las compañías eléctricas reclaman a los gobiernos un marco regulatorio que incentive la inversión necesaria para poder responder al incremento de la demanda, con una legislación que apoye la inversión en redes o la eliminación de obstáculos que entorpecen la planificación estratégica de infraestructuras.
Igualmente, el informe constata que generar electricidad a un precio razonable es una de las mayores preocupaciones de las compañías.
Futuro del sector
De los encuestados, 80% cree que la energía eólica en tierra, la biomasa y todas las formas de energía solar serán rentables y dejarán de necesitar subvenciones antes de 2030. El responsable del sector de Energía de PwC, Iñaki Goiriena, considera que el desarrollo de un marco normativo adecuado que permita la atracción del capital necesario para cumplir con la fuerte demanda de electricidad de la población “una clave del desarrollo del sector “ consignó Expansión.
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2012/05/17
El costo marginal del SIC alcanzaría su mayor precio en cuatro años durante mayo
La inversión de los proyectos en Estudio de Impacto Ambiental desde hace cinco años supera los US$ 28.000 millones
Un mes “muy complejo” fue abril para el Sistema Interconectado Central (SIC). Y para mayo, al menos en términos de los costos marginales en el Sistema Interconectado Central (SIC) las proyecciones no son mejores.
Esto, según el reporte del sector eléctrico elaborado por la consultora Systep Ingeniería y Diseños, el que estima que independiente del escenario (de hidrología seca, media o húmeda), los costos marginales se situarían en su peak en cuatro años. En el caso de un escenario seco, el valor se ubicaría en US$ 272 MWh, mientras que en un escenario más lluvioso, la diferencia al alza sería a US$ 272,2 MWh. Sin embargo, y de forma gradual y sostenida, estos valores debieran retroceder hasta los US$ 144 MWh (con hidrología seca) en abril del próximo año.
En relación a abril pasado, el documento explica que el costo marginal durante ese período alcanzó un valor de US$ 268 MWh en la barra Quillota 220. “Esto se explica por la disminución de 10,8% en el aporte conjunto de la generación hidráulica y eólica, la cual fue absorbida por generación térmica en base a GNL y diesel”, señala el documento. Esto, además, implica un alza de 30,8% en relación a abril de 2011.
A la espera
Respecto de las centrales en Estudio de Impacto Ambiental (EIA) desde 2007,los proyectos para el SIC en este estado totalizan 17.633 MW, con una inversión cercana a US$ 28.438 millones.
Entre las iniciativas que aún se encuentran en calificación están las centrales de Endesa Punta Alcalde (inversión de US$ 1.400 millones) y Neltume (US$ 781 millones).
Generación
Si bien en el cuarto mes el año la generación en el SIC cayó 10% respecto de marzo, al compararlo con el mismo período del año anterior, se aprecia un alza de 4,2%.
En el desglose, el aporte hidroeléctrico presentó una baja de 30,3% respecto de marzo, mientras que la generación termoeléctrica aumentó 4%.
“El 30,8% de la energía consumida en este sistema durante abril fue abastecida por centrales hidroeléctricas, acentuándose la predominancia térmica observada durante la mayor parte de 2011, y que ha caracterizado la generación este año”, consigna el informe.
Para mayo, según la consultora, la operación proyectada por el CDEC-SIC considera que el 29,2% de la energía mensual generada provendrá de centrales hidroeléctricas.
Nivel de embalses
Una caída de 26,4% respecto a marzo registró la energía almacenada promedio disponible para generación, la que alcanzó 1.546 GWh. En comparación a abril del año pasado, esta cifra implica una baja de 6,8%.
En el caso específico del Lago Laja, el único embalse con capacidad de regulación interanual, la energía acumulada al abril de 2012 fue 7,3% inferior a la acumulada en el mismo período del año pasado.
“Los embalses se mantienen en niveles bastante bajo lo normal(...) esto resulta preocupante viendo que el estado actual está fuertemente influenciado por el decreto de racionamiento”, señala el reporte.
www.df.cl
Un mes “muy complejo” fue abril para el Sistema Interconectado Central (SIC). Y para mayo, al menos en términos de los costos marginales en el Sistema Interconectado Central (SIC) las proyecciones no son mejores.
Esto, según el reporte del sector eléctrico elaborado por la consultora Systep Ingeniería y Diseños, el que estima que independiente del escenario (de hidrología seca, media o húmeda), los costos marginales se situarían en su peak en cuatro años. En el caso de un escenario seco, el valor se ubicaría en US$ 272 MWh, mientras que en un escenario más lluvioso, la diferencia al alza sería a US$ 272,2 MWh. Sin embargo, y de forma gradual y sostenida, estos valores debieran retroceder hasta los US$ 144 MWh (con hidrología seca) en abril del próximo año.
En relación a abril pasado, el documento explica que el costo marginal durante ese período alcanzó un valor de US$ 268 MWh en la barra Quillota 220. “Esto se explica por la disminución de 10,8% en el aporte conjunto de la generación hidráulica y eólica, la cual fue absorbida por generación térmica en base a GNL y diesel”, señala el documento. Esto, además, implica un alza de 30,8% en relación a abril de 2011.
A la espera
Respecto de las centrales en Estudio de Impacto Ambiental (EIA) desde 2007,los proyectos para el SIC en este estado totalizan 17.633 MW, con una inversión cercana a US$ 28.438 millones.
Entre las iniciativas que aún se encuentran en calificación están las centrales de Endesa Punta Alcalde (inversión de US$ 1.400 millones) y Neltume (US$ 781 millones).
Generación
Si bien en el cuarto mes el año la generación en el SIC cayó 10% respecto de marzo, al compararlo con el mismo período del año anterior, se aprecia un alza de 4,2%.
En el desglose, el aporte hidroeléctrico presentó una baja de 30,3% respecto de marzo, mientras que la generación termoeléctrica aumentó 4%.
“El 30,8% de la energía consumida en este sistema durante abril fue abastecida por centrales hidroeléctricas, acentuándose la predominancia térmica observada durante la mayor parte de 2011, y que ha caracterizado la generación este año”, consigna el informe.
Para mayo, según la consultora, la operación proyectada por el CDEC-SIC considera que el 29,2% de la energía mensual generada provendrá de centrales hidroeléctricas.
Nivel de embalses
Una caída de 26,4% respecto a marzo registró la energía almacenada promedio disponible para generación, la que alcanzó 1.546 GWh. En comparación a abril del año pasado, esta cifra implica una baja de 6,8%.
En el caso específico del Lago Laja, el único embalse con capacidad de regulación interanual, la energía acumulada al abril de 2012 fue 7,3% inferior a la acumulada en el mismo período del año pasado.
“Los embalses se mantienen en niveles bastante bajo lo normal(...) esto resulta preocupante viendo que el estado actual está fuertemente influenciado por el decreto de racionamiento”, señala el reporte.
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2012/05/16
Capacidad instalada del SIC registró en 2011 su menor aumento en cinco años
La nueva potencia incorporada al SING casi triplica a la del Sistema Interconectado Central. Esto ha provocado que el costo marginal entre ambos sistemas esté desacoplado.
Por José Carlos Prado
El desarrollo energético del país ha enfrentado una serie de dificultades durante el último tiempo. Además de una sequía prolongada y altos precios de las materias primas, el sector está sometido a extensos procesos judiciales y decisiones políticas inesperadas que, en su conjunto, están configurando un escenario cada vez más estrecho de abastecimiento eléctrico.
Y la evidencia así lo demuestra. Desde el punto de vista de la oferta, las cifras son preocupantes. Según datos de Central Energía – portal de información y consultora-, la capacidad instalada del Sistema Interconectado Central (SIC) registró en 2011 su menor aumento desde 2006, mostrando un caída de 62% respecto del año anterior y siendo sólo el 14% de lo que se adicionó en 2009.
Mientras la potencia incorporada durante el año pasado llegó a 231,3 MW, en 2010 se sumaron sobre los 611,7 MW y en 2009 más de 1.648 MW.
Esto a diferencia de lo que ocurrió en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), donde la capacidad instalada se incrementó en 310% en comparación con 2010 con 685 MW adicionales. Sin embargo, este significativo avance se registró tras varios años de una débil incorporación de más potencia al sistema. De acuerdo al análisis de Renato Valdivia de Central Energía, “los proyectos de energía base que debían entrar en servicio el año pasado se han retrasado significativamente. Bocamina II de Endesa y Santa María I de Colbún (350 MW, cada una) explican parte de ésta demora por el terremoto de 2010, mientras que Campiche estuvo largamente paralizado por la vía legal, pues parte del proyecto ocupa un terreno cuyo uso de suelo no lo admitía. Esto atrasó la entrada de las primeras hasta el tercer trimestre de 2012, y de la última hasta 2013”.
Mayores costos
Este menor ritmo tiene consecuencias sobre los costos marginales de la energía que se inyecta a ambos sistemas, situación que se observa con más fuerza en el caso del SIC, el cual abarca desde Taltal a Chiloé.
Al respecto, Valdivia explica que “el atraso en la entrada de la nueva capacidad requerida, sumada a dos años consecutivos de sequía (2010 y 2011), además de un ritmo de crecimiento de la economía que genera mayor demanda, configuran el escenario actual en que los costos marginales de energía están muy desacoplados entre el SIC y el SING”.
En abril recién pasado, esta diferencia llegó a su nivel más alto desde marzo de 2008, con un costo mayor de US$ 155 MWh del SIC (referencia Quillota) en comparación con el SING.
En el último año, los costos marginales del SIC han aumentado más de un 30%, pasando de US$ 205 a US$ 268 MWh. Por su parte, en el SING se observó una disminución de 14,4% en el mismo período, cayendo desde los US$ 132 a US$ 113 MWh.
Ahora bien, al revisar el tipo de centrales que han inyectado nueva potencia en ambos sistemas durante los últimos 10 años, se observa una predominancia del gas natural, seguido de cerca por derivado de petróleo y más atrás el carbón. En el caso del sistema del norte existe una alta cantidad de potencia incorporada proveniente de carbón.
Contra el tiempo
A la fecha, Chile cuenta con 17.607 MW de capacidad bruta instalada, distribuida en cuatro sistemas eléctricos independientes, con un 99% de ésta entre el SIC y el SING.
Según proyecciones del Ministerio de Energía, en los próximos nueve años se requerirá aumentar la oferta en más de 8.000 MW en nuevos proyectos de generación.
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Por José Carlos Prado
El desarrollo energético del país ha enfrentado una serie de dificultades durante el último tiempo. Además de una sequía prolongada y altos precios de las materias primas, el sector está sometido a extensos procesos judiciales y decisiones políticas inesperadas que, en su conjunto, están configurando un escenario cada vez más estrecho de abastecimiento eléctrico.
Y la evidencia así lo demuestra. Desde el punto de vista de la oferta, las cifras son preocupantes. Según datos de Central Energía – portal de información y consultora-, la capacidad instalada del Sistema Interconectado Central (SIC) registró en 2011 su menor aumento desde 2006, mostrando un caída de 62% respecto del año anterior y siendo sólo el 14% de lo que se adicionó en 2009.
Mientras la potencia incorporada durante el año pasado llegó a 231,3 MW, en 2010 se sumaron sobre los 611,7 MW y en 2009 más de 1.648 MW.
Esto a diferencia de lo que ocurrió en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), donde la capacidad instalada se incrementó en 310% en comparación con 2010 con 685 MW adicionales. Sin embargo, este significativo avance se registró tras varios años de una débil incorporación de más potencia al sistema. De acuerdo al análisis de Renato Valdivia de Central Energía, “los proyectos de energía base que debían entrar en servicio el año pasado se han retrasado significativamente. Bocamina II de Endesa y Santa María I de Colbún (350 MW, cada una) explican parte de ésta demora por el terremoto de 2010, mientras que Campiche estuvo largamente paralizado por la vía legal, pues parte del proyecto ocupa un terreno cuyo uso de suelo no lo admitía. Esto atrasó la entrada de las primeras hasta el tercer trimestre de 2012, y de la última hasta 2013”.
Mayores costos
Este menor ritmo tiene consecuencias sobre los costos marginales de la energía que se inyecta a ambos sistemas, situación que se observa con más fuerza en el caso del SIC, el cual abarca desde Taltal a Chiloé.
Al respecto, Valdivia explica que “el atraso en la entrada de la nueva capacidad requerida, sumada a dos años consecutivos de sequía (2010 y 2011), además de un ritmo de crecimiento de la economía que genera mayor demanda, configuran el escenario actual en que los costos marginales de energía están muy desacoplados entre el SIC y el SING”.
En abril recién pasado, esta diferencia llegó a su nivel más alto desde marzo de 2008, con un costo mayor de US$ 155 MWh del SIC (referencia Quillota) en comparación con el SING.
En el último año, los costos marginales del SIC han aumentado más de un 30%, pasando de US$ 205 a US$ 268 MWh. Por su parte, en el SING se observó una disminución de 14,4% en el mismo período, cayendo desde los US$ 132 a US$ 113 MWh.
Ahora bien, al revisar el tipo de centrales que han inyectado nueva potencia en ambos sistemas durante los últimos 10 años, se observa una predominancia del gas natural, seguido de cerca por derivado de petróleo y más atrás el carbón. En el caso del sistema del norte existe una alta cantidad de potencia incorporada proveniente de carbón.
Contra el tiempo
A la fecha, Chile cuenta con 17.607 MW de capacidad bruta instalada, distribuida en cuatro sistemas eléctricos independientes, con un 99% de ésta entre el SIC y el SING.
Según proyecciones del Ministerio de Energía, en los próximos nueve años se requerirá aumentar la oferta en más de 8.000 MW en nuevos proyectos de generación.
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2012/05/09
Estadounidense llega a Chile para ofrecer energía limpia desde el centro de la Tierra
Se trata de la energía Geomagmática, desarrollada por el ingeniero Doyle W. Brewington, quien comenzó a trabajar en este invento hace 11 años, luego de vender todas sus acciones en una empresa "contaminante".
Por Franco Vera, Emol
Mientras en Chile se discute sobre cuál es la mejor energía, la más barata, menos contaminante, más segura o la que funciona por más tiempo sin fallas, el matemático, químico, físico e ingeniero Doyle W. Brewington ha llegado a Chile para presentar una tecnología que dice, responde a todas esas exigencias. Suena a película de ficción; sin embargo, ya tiene varios pedidos en el mundo y también en Chile.
Se trata de un generador que Brewington bautizó como Power Tube, el que extrae la energía a partir del calor que emite el magma de la Tierra, la que llama energía geomagmática.
El Power Tube es un tubo de 1,2 metros de diámetro, que se entierra a unos 500 metros de profundidad. Éste no genera ruido y a diferencia de la energía geotérmica -la que más se le parece- no necesita de agua para funcionar. Brewington asegura además que esta tecnología es más segura, barata y rápida de instalar que cualquier otra fuente energética limpia.
Se trata de un generador que Brewington bautizó como Power Tube, el que extrae la energía a partir del calor que emite el magma de la Tierra, la que llama energía geomagmática.
El Power Tube es un tubo de 1,2 metros de diámetro, que se entierra a unos 500 metros de profundidad. Éste no genera ruido y a diferencia de la energía geotérmica -la que más se le parece- no necesita de agua para funcionar. Brewington asegura además que esta tecnología es más segura, barata y rápida de instalar que cualquier otra fuente energética limpia.
Este generador puede producir 1 MW, 5 MW o 10 MW, según se requiera. Pero también sumar varios de éstos para producir cientos de MW, o hasta 1GW, como ya le han encargado desde Guatemala.
Quién es Brewington
Quién es Brewington
Hace once años, Brewington trabajaba y era socio en una corporación que instalaba generadores de energía térmica (con motores a diésel y gas) en Estados Unidos. Conciente de que este tipo de energías con combustibles fósiles están entre las que más contaminan la atmósfera (junto con el carbón), el ingeniero decidió dar un vuelco en su carrera y "pagar" por todo lo que había contaminado.
"Para producir 10 MW se gastan un millón de galones, lo que implican 400 toneladas de CO2 a la atmósfera al año", nos explica en una entrevista vía Skype con Emol.
Decidido a revertir ese daño, tomó una opción radical: "Vendí todas mis acciones de la compañía y pasé los siguientes tres años investigando todos los tipos de energía no convencional (ERNC): la solar, la eólica y la geotérmica".
Decidido a revertir ese daño, tomó una opción radical: "Vendí todas mis acciones de la compañía y pasé los siguientes tres años investigando todos los tipos de energía no convencional (ERNC): la solar, la eólica y la geotérmica".
Sin embargo, ahí se dio cuenta de que si bien éstas no eran contaminantes, la energía solar y la eólica no le permitían ofrecer un funcionamiento constante. El aire a veces no corre, y el sol no siempre ilumina. A diferencia de la geotermia, que sí presenta un alto rendimiento. Sin embargo, ésta ocupa agua -bien cada más escaso-.
Fue entonces que dio con la energía geomagmática, una tecnología de generación "muy parecida a la energía geotérmica, pero que a diferencia de ésta, no requiere de agua para funcionar", explica Brewington.
Hasta ahora, ha invertido US$ 20 millones para llegar a producir este generador.
Pedidos en Chile y el mundo
Hoy este ingeniero ya ha presentado su Power Tube al Departamento de Defensa de los Estados Unidos y está trabajando en un desarrollo conjunto con esa entidad. En ese país el generador ya está operando en algunas localidades, y se está produciendo en línea en Albuquerque, Nuevo Mexico.
Desde Guatemala le han pedido la instalación de 100 tubos Power Tube de 10 MW cada uno. Es decir, 1GW, hasta ahora el mayor pedido que ha recibido y el que deberá tener listo en los próximos tres años.
También suma solicitudes desde Pakistán, Perú, Colombia y Ecuador. En este último instalará 11 MW en las islas galápagos.
Pero Chile tampoco se queda fuera de este desarrollo. Según explican quienes realizan un joint venture de su producto en el país, los pedidos suman 130 MW, de los cuales 120 MW son para el sector minero (en las regiones II, IV y VI), 5 MW para reutilización de calor, y 5MW para electricidad domiciliaria en Isla de Pascua.
Por ahora, Brewington explica que su idea es instalar 25 plantas productivas de su turbina en el mundo, cada una de las cuales tendría el potencial de producción de 500 Power Tube al año, dando empleo a 300 personas por planta.
Si logra su objetivo, dice que los 12.500 tubos que se podrían instalar al año, los que permitirían evitar que unos 4 millones de toneladas de CO2 lleguen a la atmósfera.
Además, asegura que la instalación de uno de estos tubos toma tan sólo unos 6 meses, y que la mantención se realiza cada 5 años, tomando tan solo 8 horas de trabajo. El resto del tiempo, el funcionamiento es constante, las 24 horas del día, siete días a la semana.
Los costos, explica, se elevan hasta alrededor de US$ 1 millón por cada MW, en base a una profundidad de 500 mts. Asegura que esto valor además hace muy competitiva a esta nueva tecnología.
Doyle se encuentra en Chile en este momento para presentar su desarrollo. Para ello irá esta mañana a las 11:00 horas al Congreso, y ofrecerá una conferencia en espacio Riesco, mañana jueves 10 de Mayo a las 09:30 horas en Espacio Riesco.
2012/05/02
Inician investigación por corte de luz en la zona norte
Por encargo del Ministro de Energía, Jorge Bunster, el Superintendente de Electricidad y Combustibles, Luis Ávila Bravo, viajó el lunes hasta la ciudad de Iquique para exigir, en terreno, antecedentes sobre el corte de suministro eléctrico, ocurrido este fin de semana y que afectó a más de 130 mil clientes de las comunas de Arica e Iquique, entre las 05:39 horas y las 20:47 horas del sábado 28.
De acuerdo a las primeras indagaciones, la falla se habría originado en la línea de transmisión Tarapacá-Cóndores, propiedad de la empresa Transelec-Norte, cuyas causas están siendo investigadas por la SEC.
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De acuerdo a las primeras indagaciones, la falla se habría originado en la línea de transmisión Tarapacá-Cóndores, propiedad de la empresa Transelec-Norte, cuyas causas están siendo investigadas por la SEC.
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2012/04/26
Apagón del lunes duplicó el costo marginal de energía en el año
Un alza de 107,08% en el año registró el costo marginal en el Sistema Interconectado Central (SIC) producto del apagón sufrido en siete regiones del país. Según el CDEC-SIC, el martes promedió
US$ 340,2 el MW en la barra Alto Jahuel 220, un alza de 24,4% respecto del viernes. Además, alcanzó peaks de US$ 380,7 el MW el lunes entre la una y las seis de la tarde, siendo el martes el día que tuvo el mayor valor desde el 2 de junio de 2011, fecha en que llegó a
US$ 350,13/MW.
Eduardo Ricke, director ejecutivo del CDEC-SIC, señaló que “el lunes teníamos varias centrales en mantenimiento, otras limitadas y una térmica grande en revisión”, lo que explica el alto costo alcanzado. Entre las centrales que fueron afectadas, está Nueva Renca, de AES Gener, que salió del sistema entre la 1:38 de la madrugada del lunes, a raíz de la falla en las líneas Ancoa-Alto Jahuel y Ancoa-Polpaico, y entró de nuevo a las 13.50 del mismo lunes.
El día del apagón, el subsecretario de Energía, Sergio del Campo, había adelantado que durante estos días los costos marginales subirían producto de esta situación.
Esta es la quinta ocasión en abril en que el marginal sube sobre los US$ 300 /MW, por lo que en el mes ya promedia US$ 275,6 /MW, 14,4% más que el promedio de marzo.
Para el resto del año la situación se prevé igual de compleja. “Los marginales han subido por la escasez de agua y mientras no llueva en forma importante en las cuencas relevantes se mantendrán con esa tendencia”, agrega Ricke. En la industria señalan que en el corto plazo es poco probable que los costos marginales bajen, pues no hay centrales que vayan a entrar en operación sino hasta julio, cuando se estima que entre Santa María, de Colbún.
Del Campo agregó ayer que “muy probablemente, nos acompañarán de manera significativa en los próximos cuatro o cinco años”.
En dicho horizonte de largo plazo, “la gran tarea está en la búsqueda y en la materialización de proyectos en el Sistema Interconectado Central, para lograr precios de la energía más competitivos y para lograr que estos precios sean razonables para la industria”, dijo del Campo.
En tanto, el ministro del ramo, Jorge Bunster, indicó ayer que producto de la situación hídrica actual “lo más probable es que se renueve” el decreto preventivo de racionamiento eléctrico, por seis meses. Sobre las condiciones, agregó que se reduciría “la base de reserva (hídrica) de ocho semanas a cinco semanas”. La decisión se anunciaría a más tardar el 30 de abril.
www.df.cl
Eduardo Ricke, director ejecutivo del CDEC-SIC, señaló que “el lunes teníamos varias centrales en mantenimiento, otras limitadas y una térmica grande en revisión”, lo que explica el alto costo alcanzado. Entre las centrales que fueron afectadas, está Nueva Renca, de AES Gener, que salió del sistema entre la 1:38 de la madrugada del lunes, a raíz de la falla en las líneas Ancoa-Alto Jahuel y Ancoa-Polpaico, y entró de nuevo a las 13.50 del mismo lunes.
El día del apagón, el subsecretario de Energía, Sergio del Campo, había adelantado que durante estos días los costos marginales subirían producto de esta situación.
Esta es la quinta ocasión en abril en que el marginal sube sobre los US$ 300 /MW, por lo que en el mes ya promedia US$ 275,6 /MW, 14,4% más que el promedio de marzo.
Para el resto del año la situación se prevé igual de compleja. “Los marginales han subido por la escasez de agua y mientras no llueva en forma importante en las cuencas relevantes se mantendrán con esa tendencia”, agrega Ricke. En la industria señalan que en el corto plazo es poco probable que los costos marginales bajen, pues no hay centrales que vayan a entrar en operación sino hasta julio, cuando se estima que entre Santa María, de Colbún.
Del Campo agregó ayer que “muy probablemente, nos acompañarán de manera significativa en los próximos cuatro o cinco años”.
En dicho horizonte de largo plazo, “la gran tarea está en la búsqueda y en la materialización de proyectos en el Sistema Interconectado Central, para lograr precios de la energía más competitivos y para lograr que estos precios sean razonables para la industria”, dijo del Campo.
En tanto, el ministro del ramo, Jorge Bunster, indicó ayer que producto de la situación hídrica actual “lo más probable es que se renueve” el decreto preventivo de racionamiento eléctrico, por seis meses. Sobre las condiciones, agregó que se reduciría “la base de reserva (hídrica) de ocho semanas a cinco semanas”. La decisión se anunciaría a más tardar el 30 de abril.
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2012/02/14
GDF Suez retrasa entrega de línea de transmisión desde Mejillones
Proyecto está en etapa de estudio de impacto ambiental, y debiera estar operativo en 2014.
Por Jimena Catrón Silo
El envío de un segundo Informe Consolidado de Solicitud de Aclaraciones, Rectificaciones y/o Amplicaciones (ICSARA), cambió todos los plazos. Y es que la construcción de la línea de transmisión que realizará GDF Suez, que unirá Mejillones con la subestación Cardones, y que se encuentra en etapa de estudio de impacto ambiental, deberá ser retrasada ante este nuevo trámite, lo que pondrá el proyecto en etapa de “suspensión”.
Esto debido a que el plazo para responder el ICSARA es de 5 días hábiles, lo que es imposible de cumplir, según fuentes de la compañía, por lo que al pedir un nuevo plazo, hay que solicitar la suspensión del trámite medioambiental. Con esto, si antes se esperaba que el proceso debía estar listo durante el primer trimestre de este año, en total debiera extenderse unos dos meses más.
La línea, que tiene una capacidad máxima de transmisión de 1.000 MW desde la II Región hacia las regiones III y IV, de doble circuito y de corriente alterna, debiera estar operativa en 2014, al menos según los plazos originales. Competirá con la generación que produzca la central termoeléctrica carbonífera Castilla (de la brasileña MPX).
El proyecto demandará una inversión aproximada de US$ 500 millones, tendrá una extensión de 570 kilómetros, y pasa casi en su totalidad por terrenos que pertenecen a Bienes Nacionales.
Falta de energía
Este traspié en la línea de transmisión de Suez abre nuevamente la interrogante respecto a cómo será cubierto el peak de demanda proyectada para el período 2014-2017 de 1.200 MW (que equivale a la generación de cuatro unidades de la Central Castilla), sólo considerando los proyectos de El Morro (GoldCorp), Cerro Casale (Barrick), El Relincho (Teck), El Pachón (Xstrata), y otros de pequeña y mediana minería. Este gap energético se cree será cubierto con diésel, la alternativa más cara, ya que implica un PPA ( Power Purchase Agreement) cercano a los US$ 200 /Mwh. En el caso del carbón, este valor fluctúa entre US$ 90 /MWh y US$ 100 /Mwh, y del GNL, entre US$ 140 /MWh y US$ 150 /MWh.
El envío de un segundo Informe Consolidado de Solicitud de Aclaraciones, Rectificaciones y/o Amplicaciones (ICSARA), cambió todos los plazos. Y es que la construcción de la línea de transmisión que realizará GDF Suez, que unirá Mejillones con la subestación Cardones, y que se encuentra en etapa de estudio de impacto ambiental, deberá ser retrasada ante este nuevo trámite, lo que pondrá el proyecto en etapa de “suspensión”.
Esto debido a que el plazo para responder el ICSARA es de 5 días hábiles, lo que es imposible de cumplir, según fuentes de la compañía, por lo que al pedir un nuevo plazo, hay que solicitar la suspensión del trámite medioambiental. Con esto, si antes se esperaba que el proceso debía estar listo durante el primer trimestre de este año, en total debiera extenderse unos dos meses más.
La línea, que tiene una capacidad máxima de transmisión de 1.000 MW desde la II Región hacia las regiones III y IV, de doble circuito y de corriente alterna, debiera estar operativa en 2014, al menos según los plazos originales. Competirá con la generación que produzca la central termoeléctrica carbonífera Castilla (de la brasileña MPX).
El proyecto demandará una inversión aproximada de US$ 500 millones, tendrá una extensión de 570 kilómetros, y pasa casi en su totalidad por terrenos que pertenecen a Bienes Nacionales.
Falta de energía
Este traspié en la línea de transmisión de Suez abre nuevamente la interrogante respecto a cómo será cubierto el peak de demanda proyectada para el período 2014-2017 de 1.200 MW (que equivale a la generación de cuatro unidades de la Central Castilla), sólo considerando los proyectos de El Morro (GoldCorp), Cerro Casale (Barrick), El Relincho (Teck), El Pachón (Xstrata), y otros de pequeña y mediana minería. Este gap energético se cree será cubierto con diésel, la alternativa más cara, ya que implica un PPA ( Power Purchase Agreement) cercano a los US$ 200 /Mwh. En el caso del carbón, este valor fluctúa entre US$ 90 /MWh y US$ 100 /Mwh, y del GNL, entre US$ 140 /MWh y US$ 150 /MWh.
2012/02/10
Unos US$ 5.000 millones dejan de invertir generadoras en zona minera
Preocupación existe en la industria debido a la falta de proyectos para cubrir el peak de demanda proyectado para el período 2014-2017.
Por Jimena Catrón Silo
Están en la mira de las organizaciones ciudadanas. Y lo saben. El desarrollo de centrales termoeléctricas en el norte del país, entre la III y V regiones, necesarias para abastecer de energía a los proyectos mineros que se realizan en esa zona, han estado en el ojo del huracán desde hace ya un tiempo, con protestas de los vecinos y de ONG que han tenido como consecuencia que incluso el gobierno intervenga para relocalizar las centrales, tal como sucedió en 2011 con Barrancones.
Así, son más de US$ 5.000 millones en proyectos que no verán la luz y que abren una interrogante tanto para la minería como para las eléctricas respecto de cómo será cubierta el peak de demanda proyectada para el período 2014-2017 de 1.200 MW.
Porque, considerando que según las estimaciones de las generadoras, los plazos que se manejan entre que se presenta el proyecto de central, su etapa de judicialización (que incluye reclamos de vecinos y protestas) y la construcción de las instalaciones, pueden pasar cinco años antes de que ésta entre en operación.
Mayores costos
Una alta fuente del sector explica que este déficit de 1.200 MW, que implica la demanda de El Morro (Goldcorp), Cerro Casale (Barrick), Relincho (Teck), El Pachón (Xstrata), además de proyectos de pequeña y mediana minería, equivale a la generación de cuatro unidades de Central Castilla, la que en su primera etapa contempla una unidad de 350 MW, por lo tanto será imposible de cubrir en dos años. Este gap energético se cree en la industria será cubierto con diésel, la alternativa más cara y que podría perjudicar a la mediana minería.
Los valores que se manejan actualmente apuntan a que el PPA (Power Purchase Agreement, el acuerdo de compra) es cercano a los US$ 200/MWh para el diésel, mientras que el GNL varía entre US$ 140/MWh y US$ 150/MWh. En el caso del carbón, este valor fluctúa entre US$ 90/MWh y US$ 100 /MWh.
A la espera
Además hay otros dos proyectos, por más de US$ 1.000 millones de inversión que están aprobados, pero en la industria advierten que no serán de fácil ejecución, debido a la oposición que hoy día despiertan en las comunidades donde se pretenden establecer. Uno de ellos es la central Energía Minera, de Codelco, que tiene por objeto generar 1.050 MW de nueva capacidad para abastecer a cuatro de las cinco divisiones de la estatal.
Si bien los planes originales apuntaban a que iba a estar en operación este año, lo cierto es que su construcción aún no comienza. ¿Dónde se ubica? En Puchuncaví, donde está La Greda, localidad que el año pasado vio como las emanaciones de gases tóxicos desde el parque industrial de Ventanas, intoxicó a 27 personas de esa localidad. Y, aunque se prevé que finalmente el proyecto será ejecutado, igualmente se pronostican protestas ciudadanas.
El otro proyecto en espera es Guacolda 5, que se ubica en Huasco, zona que el año pasado fue declarada “zona de latencia” por la ministra de Medio Ambiente, María Ignacia Benítez, debido a los problemas de saturación que presenta, e implicó establecer un plan de prevención de la contaminación en esa localidad.
En esa misma zona se iba a emplazar la central Punta Alcalde, de Endesa, la que fue suspendida.
Están en la mira de las organizaciones ciudadanas. Y lo saben. El desarrollo de centrales termoeléctricas en el norte del país, entre la III y V regiones, necesarias para abastecer de energía a los proyectos mineros que se realizan en esa zona, han estado en el ojo del huracán desde hace ya un tiempo, con protestas de los vecinos y de ONG que han tenido como consecuencia que incluso el gobierno intervenga para relocalizar las centrales, tal como sucedió en 2011 con Barrancones.
Así, son más de US$ 5.000 millones en proyectos que no verán la luz y que abren una interrogante tanto para la minería como para las eléctricas respecto de cómo será cubierta el peak de demanda proyectada para el período 2014-2017 de 1.200 MW.
Porque, considerando que según las estimaciones de las generadoras, los plazos que se manejan entre que se presenta el proyecto de central, su etapa de judicialización (que incluye reclamos de vecinos y protestas) y la construcción de las instalaciones, pueden pasar cinco años antes de que ésta entre en operación.
Mayores costos
Una alta fuente del sector explica que este déficit de 1.200 MW, que implica la demanda de El Morro (Goldcorp), Cerro Casale (Barrick), Relincho (Teck), El Pachón (Xstrata), además de proyectos de pequeña y mediana minería, equivale a la generación de cuatro unidades de Central Castilla, la que en su primera etapa contempla una unidad de 350 MW, por lo tanto será imposible de cubrir en dos años. Este gap energético se cree en la industria será cubierto con diésel, la alternativa más cara y que podría perjudicar a la mediana minería.
Los valores que se manejan actualmente apuntan a que el PPA (Power Purchase Agreement, el acuerdo de compra) es cercano a los US$ 200/MWh para el diésel, mientras que el GNL varía entre US$ 140/MWh y US$ 150/MWh. En el caso del carbón, este valor fluctúa entre US$ 90/MWh y US$ 100 /MWh.
A la espera
Además hay otros dos proyectos, por más de US$ 1.000 millones de inversión que están aprobados, pero en la industria advierten que no serán de fácil ejecución, debido a la oposición que hoy día despiertan en las comunidades donde se pretenden establecer. Uno de ellos es la central Energía Minera, de Codelco, que tiene por objeto generar 1.050 MW de nueva capacidad para abastecer a cuatro de las cinco divisiones de la estatal.
Si bien los planes originales apuntaban a que iba a estar en operación este año, lo cierto es que su construcción aún no comienza. ¿Dónde se ubica? En Puchuncaví, donde está La Greda, localidad que el año pasado vio como las emanaciones de gases tóxicos desde el parque industrial de Ventanas, intoxicó a 27 personas de esa localidad. Y, aunque se prevé que finalmente el proyecto será ejecutado, igualmente se pronostican protestas ciudadanas.
El otro proyecto en espera es Guacolda 5, que se ubica en Huasco, zona que el año pasado fue declarada “zona de latencia” por la ministra de Medio Ambiente, María Ignacia Benítez, debido a los problemas de saturación que presenta, e implicó establecer un plan de prevención de la contaminación en esa localidad.
En esa misma zona se iba a emplazar la central Punta Alcalde, de Endesa, la que fue suspendida.
2011/08/02
Álvarez y concentración del mercado eléctrico: “Es una variable a analizar”
La Asociación de Generadoras aseguró que lo que falta es agilizar la aprobación de proyectos energéticos.
El ministro de Economía, Pablo Longueira, desde que asumió en la cartera ha manifestado su intención de intervenir ciertos mercados para terminar con la concentración. Y los dardos apuntan al mercado eléctrico.
La autoridad aseguró que lo ideal sería contar al año 2020 con el 20% de la matriz de Chile con energías renovables no convencionales (ERNC), tal como lo ha manifestado el presidente Piñera, pero agregó la posibilidad de limitar la participación de mercado -de generación- y que cada actor no supere el 20%. Esto con la intención de permitir la entrada de nuevas firmas y reducir, eventualmente, los precios de la energía.
Por su parte el ministro de Energía, Rodrigo Álvarez precisó que para cumplir con los desafíos planteados por el mandatario de tener energía limpia, segura y barata y en la determinación de la competitividad del sector, “el grado de concentración del mismo es una variable a analizar, junto a muchas otras”.
Actualmente Endesa tiene el 41% del mercado en cuanto a potencia instalada en el SIC, Colbún, 21% y Gener, 14%. Fuentes de la industria indican que el nivel de concentración en Chile no es muy diferente al de a otros mercados como Brasil, España, Australia o el vecino Perú.
Reacciones del sector
Desde la Asociación Gremial de Generadoras argumentaron que “los problemas que generan los atrasos en la obtención de todos los permisos necesarios para desarrollar proyectos en el sector eléctrico tienen una lógica consecuencia en dificultar la entrada de nuevos participantes y nuevos proyectos”, lo que a su vez genera disminución en los niveles de confiabilidad y alza de costos.
Coinciden fuentes de la industria con que se hace necesario agilizar la aprobación de iniciativas, ya que “inversionistas en carbón e hidro ven mucha incertidumbre”.
El director ejecutivo de Empresas Eléctricas -agrupa a distribuidoras y transmisoras- Rodrigo Castillo, explicó que “los altos precios actuales tienen que ver con una excesiva concentración en la oferta, es decir, con la cantidad de unidades generadoras eficientes que están disponibles hoy, lo que no significa que haya una relación entre eso y quienes son los dueños de esas unidades”.
El ministro de Energía sentenció que “haremos un análisis de éste y muchos otros temas, pero finalmente las definiciones en materia de política energética serán tomadas por el Presidente de la República junto a este Ministerio”.
La autoridad aseguró que lo ideal sería contar al año 2020 con el 20% de la matriz de Chile con energías renovables no convencionales (ERNC), tal como lo ha manifestado el presidente Piñera, pero agregó la posibilidad de limitar la participación de mercado -de generación- y que cada actor no supere el 20%. Esto con la intención de permitir la entrada de nuevas firmas y reducir, eventualmente, los precios de la energía.
Por su parte el ministro de Energía, Rodrigo Álvarez precisó que para cumplir con los desafíos planteados por el mandatario de tener energía limpia, segura y barata y en la determinación de la competitividad del sector, “el grado de concentración del mismo es una variable a analizar, junto a muchas otras”.
Actualmente Endesa tiene el 41% del mercado en cuanto a potencia instalada en el SIC, Colbún, 21% y Gener, 14%. Fuentes de la industria indican que el nivel de concentración en Chile no es muy diferente al de a otros mercados como Brasil, España, Australia o el vecino Perú.
Reacciones del sector
Desde la Asociación Gremial de Generadoras argumentaron que “los problemas que generan los atrasos en la obtención de todos los permisos necesarios para desarrollar proyectos en el sector eléctrico tienen una lógica consecuencia en dificultar la entrada de nuevos participantes y nuevos proyectos”, lo que a su vez genera disminución en los niveles de confiabilidad y alza de costos.
Coinciden fuentes de la industria con que se hace necesario agilizar la aprobación de iniciativas, ya que “inversionistas en carbón e hidro ven mucha incertidumbre”.
El director ejecutivo de Empresas Eléctricas -agrupa a distribuidoras y transmisoras- Rodrigo Castillo, explicó que “los altos precios actuales tienen que ver con una excesiva concentración en la oferta, es decir, con la cantidad de unidades generadoras eficientes que están disponibles hoy, lo que no significa que haya una relación entre eso y quienes son los dueños de esas unidades”.
El ministro de Energía sentenció que “haremos un análisis de éste y muchos otros temas, pero finalmente las definiciones en materia de política energética serán tomadas por el Presidente de la República junto a este Ministerio”.
2011/07/08
Carretera eléctrica: revisiones más periódicas y aprobaciones más ágiles
Sobre la idea de realizar una carretera pública el gerente general de Gener, precisó que si bien no tienen detalles de lo que planea el gobierno, “pensamos que las iniciativas que faciliten el desarrollo de la transmisión son todas positivas, pero también entendemos que ya existe una carretera eléctrica que es la red troncal, que ya está definido por ley como se paga entre los distintos agentes y hay un plan de desarrollo del sistema troncal que define la autoridad cada cinco años. Puede que ese esquema requiera perfeccionamientos y mejoras que siempre pueden hacerse, pero nosotros entendemos que el tema de una carretera eléctrica existe”.
El ejecutivo planteó que se podrían agregar ciertas mejoras al sistema como por ejemplo, “revisiones más periódicas, aprobaciones más ágiles, ya que en algunas oportunidades se han licitado tramos del sistema y no han tenido la aprobaciones ambientales y eso ha atrasado la materialización de los proyectos, todo eso podría agilizarse”.
www.df.cl
El ejecutivo planteó que se podrían agregar ciertas mejoras al sistema como por ejemplo, “revisiones más periódicas, aprobaciones más ágiles, ya que en algunas oportunidades se han licitado tramos del sistema y no han tenido la aprobaciones ambientales y eso ha atrasado la materialización de los proyectos, todo eso podría agilizarse”.
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2011/05/18
Tarifas de electricidad suben 3,3% por alzas del diésel, carbón y gas natural
Un alza en las tarifas eléctricas informó el Ministerio de Energía a través del decreto de Fijación Tarifaria de Precio de Nudo Promedio (PNP).
Un alza en las tarifas eléctricas informó el Ministerio de Energía a través del decreto de Fijación Tarifaria de Precio de Nudo Promedio (PNP).
Según la Comisión Nacional de Energía (CNE), las tarifas eléctricas presentarán un incremento de 3,3% para los clientes regulados residenciales del Sistema Interconectado Central, que opera entre Tal Tal y Chiloé.
La variación se explica por el alza que han tenido algunos combustibles entre enero y abril, como el diésel (15,4%), carbón (22,1%) y gas natural (9,7%), “que corresponden a parte de los indexadores estipulados en los contratos de suministro de largo plazo que las empresas concesionarias de distribución poseen con las empresas generadoras”.
Con esto, una cuenta tipo promedio, con un consumo de 150 MWh, pasará de $ 17.407 a $ 17.976. Las nuevas tarifas tienen efecto retroactivo desde el 1 de abril.
El precio, de todos modos, no será uniforme en todas las ciudades. Al comparar la cuenta tipo promedio ponderada con base de consumo de 150 MWh en ciudades como Copiapó, La Serena, Coquimbo, Valparaíso y Santiago, entre otras, se constata que la capital tendrá el valor más bajo, con $ 16.315 por ese consumo. Mientras los valores más altos los registran La Serena y Coquimbo, con $ 21.779.
Con la publicación en el Diario Oficial, las tarifas se encuentran plenamente vigentes.
www.df.cl
Un alza en las tarifas eléctricas informó el Ministerio de Energía a través del decreto de Fijación Tarifaria de Precio de Nudo Promedio (PNP).
Según la Comisión Nacional de Energía (CNE), las tarifas eléctricas presentarán un incremento de 3,3% para los clientes regulados residenciales del Sistema Interconectado Central, que opera entre Tal Tal y Chiloé.
La variación se explica por el alza que han tenido algunos combustibles entre enero y abril, como el diésel (15,4%), carbón (22,1%) y gas natural (9,7%), “que corresponden a parte de los indexadores estipulados en los contratos de suministro de largo plazo que las empresas concesionarias de distribución poseen con las empresas generadoras”.
Con esto, una cuenta tipo promedio, con un consumo de 150 MWh, pasará de $ 17.407 a $ 17.976. Las nuevas tarifas tienen efecto retroactivo desde el 1 de abril.
El precio, de todos modos, no será uniforme en todas las ciudades. Al comparar la cuenta tipo promedio ponderada con base de consumo de 150 MWh en ciudades como Copiapó, La Serena, Coquimbo, Valparaíso y Santiago, entre otras, se constata que la capital tendrá el valor más bajo, con $ 16.315 por ese consumo. Mientras los valores más altos los registran La Serena y Coquimbo, con $ 21.779.
Con la publicación en el Diario Oficial, las tarifas se encuentran plenamente vigentes.
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2011/02/11
Las empresas generadoras
Distintas realidades vivirán las empresas generadoras de energía. Según un análisis de BCI, las medidas adoptadas por el gobierno podrían afectar en el corto plazo a las compañías del sector. Sin embargo, establece que el mediano y largo plazo tiene perspectivas positivas.
Señala que las acciones de Endesa y Colbún están sobrecastigadas, por lo que habría que sobreponderarlas, por los buenos resultados que podrían registrarse hacia el segundo semestre.
Según los analistas, una de las empresas que podría verse más afectada por el decreto preventivo es Colbún, ya que cuenta con capacidad hídrica suficiente para generar energía, pero es posible que se le restrinja producto del decreto. Endesa, por su parte, se verá afectada por contar con mayores embalses y, por lo tanto, se verá limitada su producción por la sequía. De todos modos, según explican, se podría beneficiar de la coyuntura al vender energía térmica al mercado spot.
Por su parte, Gener se podría ver menos expuesta. Fundamental será el rol que juegue su central de capacidad dual -con GNL o diésel- de Central Renca, la que ya está operando a máxima capacidad y que provee a Santiago de electricidad. Fuentes de la industria indican que la central no tiene prevista mantenciones que la detengan, por lo que debería operar con normalidad.
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Según los analistas, una de las empresas que podría verse más afectada por el decreto preventivo es Colbún, ya que cuenta con capacidad hídrica suficiente para generar energía, pero es posible que se le restrinja producto del decreto. Endesa, por su parte, se verá afectada por contar con mayores embalses y, por lo tanto, se verá limitada su producción por la sequía. De todos modos, según explican, se podría beneficiar de la coyuntura al vender energía térmica al mercado spot.
Por su parte, Gener se podría ver menos expuesta. Fundamental será el rol que juegue su central de capacidad dual -con GNL o diésel- de Central Renca, la que ya está operando a máxima capacidad y que provee a Santiago de electricidad. Fuentes de la industria indican que la central no tiene prevista mantenciones que la detengan, por lo que debería operar con normalidad.
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2010/08/24
Gobierno y expertos coinciden en que recién podrían bajar los costos de la energía en 2011
Gustavo Orellana V.
Un año crítico en materia hidrológica ha sido 2010.
De acuerdo con informes de la Comisión Nacional de Energía (CNE) y de la Dirección General de Aguas (DGA), los embalses contienen 44% menos energía almacenada que en un año normal y 30% respecto del año pasado, lo que configura un escenario que no se veía desde la década de los 60.
Esto ha derivado en un uso constante de diésel, el que aún con la llegada del GNL ha pasado a convertirse, tal como durante la crisis del gas, en un pilar fundamental para asegurar el abastecimiento del Sistema Interconectado Central (SIC).
"A comienzos de agosto de 2010 la energía almacenada disponible para generación alcanza los 1.864 GWh, lo que representa un 10% menos de lo registrado a comienzos de julio, y una baja 30% respecto a agosto de 2009. En el caso particular del Lago Laja, único embalse con capacidad de regulación interanual, es importante destacar que la energía acumulada al día de hoy es un 14% menor a la disponible en agosto de 2009", señala al respecto la consultora Systep, dando cuenta de la situación.
Lo anterior ha generado un aumento en los costos marginales, indicador de directa relación con las tarifas finales de grandes clientes. En efecto, en julio los costos marginales del SIC alcanzaron los US$ 138,1 por MWh en la barra Quillota 220, lo que representa una variación al alza de 36% en relación con igual mes del año anterior.
Para colmo, las perspectivas son al alza y podría producirse alguna indexación antes de la fijación de precios de nudo de octubre, considerando que el precio de la energía experimentó un alza de 11% en julio, en relación con el mes anterior, de acuerdo con datos de Systep.
¿Cuándo podría revertirse esta situación? Según el secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía, Juan Manuel Contreras, la ausencia de lluvias en los meses que vienen hacen prever que recién en 2011 podrían bajar las tarifas, lo que podría acelerarse en caso de que el informe sobre deshielos, que se conocerá en los próximos meses, traiga datos positivos.
Optimismo en la CNE
"Hoy día estamos en costos marginales diésel hace bastante rato, y creemos que el próximo año deberíamos tener una componente mixta, que haga que el costo marginal efectivo sea menor", planteó la semana pasada el timonel de la CNE.
Estas buenas perspectivas se sustentan, a su vez, en que, si bien el invierno 2010 no fue muy lluvioso, sí fue muy frío, lo que permite hacer pensar que existe acumulación de nieve suficiente que hará volver a los embalses a niveles menos críticos.
"Hay que esperar la segunda etapa, los deshielos, que vienen después de agosto, porque este año además ha sido particularmente frío, por tanto, prevemos que la acumulación de nieve puede ser un respaldo del agua embalsada", agregó Contreras.
Situación que es refrendada por el consultor Juan Carlos Olmedo, quien sostiene que en ningún caso podrían verse tarifas más altas el próximo año, puesto que ya existe un componente diésel muy fuerte en el sistema que está marcando los costos marginales.
"Los costos no los veo más arriba, porque lo que está marcando marginal es diésel y hay suficiente capacidad de ciclos combinados", dice Olmedo y agrega que se debe tener en cuenta que las carboneras proyectadas en la Región del Bío Bío están con retraso en su construcción.
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Un año crítico en materia hidrológica ha sido 2010.
De acuerdo con informes de la Comisión Nacional de Energía (CNE) y de la Dirección General de Aguas (DGA), los embalses contienen 44% menos energía almacenada que en un año normal y 30% respecto del año pasado, lo que configura un escenario que no se veía desde la década de los 60.
Esto ha derivado en un uso constante de diésel, el que aún con la llegada del GNL ha pasado a convertirse, tal como durante la crisis del gas, en un pilar fundamental para asegurar el abastecimiento del Sistema Interconectado Central (SIC).
"A comienzos de agosto de 2010 la energía almacenada disponible para generación alcanza los 1.864 GWh, lo que representa un 10% menos de lo registrado a comienzos de julio, y una baja 30% respecto a agosto de 2009. En el caso particular del Lago Laja, único embalse con capacidad de regulación interanual, es importante destacar que la energía acumulada al día de hoy es un 14% menor a la disponible en agosto de 2009", señala al respecto la consultora Systep, dando cuenta de la situación.
Lo anterior ha generado un aumento en los costos marginales, indicador de directa relación con las tarifas finales de grandes clientes. En efecto, en julio los costos marginales del SIC alcanzaron los US$ 138,1 por MWh en la barra Quillota 220, lo que representa una variación al alza de 36% en relación con igual mes del año anterior.
Para colmo, las perspectivas son al alza y podría producirse alguna indexación antes de la fijación de precios de nudo de octubre, considerando que el precio de la energía experimentó un alza de 11% en julio, en relación con el mes anterior, de acuerdo con datos de Systep.
¿Cuándo podría revertirse esta situación? Según el secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía, Juan Manuel Contreras, la ausencia de lluvias en los meses que vienen hacen prever que recién en 2011 podrían bajar las tarifas, lo que podría acelerarse en caso de que el informe sobre deshielos, que se conocerá en los próximos meses, traiga datos positivos.
Optimismo en la CNE
"Hoy día estamos en costos marginales diésel hace bastante rato, y creemos que el próximo año deberíamos tener una componente mixta, que haga que el costo marginal efectivo sea menor", planteó la semana pasada el timonel de la CNE.
Estas buenas perspectivas se sustentan, a su vez, en que, si bien el invierno 2010 no fue muy lluvioso, sí fue muy frío, lo que permite hacer pensar que existe acumulación de nieve suficiente que hará volver a los embalses a niveles menos críticos.
"Hay que esperar la segunda etapa, los deshielos, que vienen después de agosto, porque este año además ha sido particularmente frío, por tanto, prevemos que la acumulación de nieve puede ser un respaldo del agua embalsada", agregó Contreras.
Situación que es refrendada por el consultor Juan Carlos Olmedo, quien sostiene que en ningún caso podrían verse tarifas más altas el próximo año, puesto que ya existe un componente diésel muy fuerte en el sistema que está marcando los costos marginales.
"Los costos no los veo más arriba, porque lo que está marcando marginal es diésel y hay suficiente capacidad de ciclos combinados", dice Olmedo y agrega que se debe tener en cuenta que las carboneras proyectadas en la Región del Bío Bío están con retraso en su construcción.
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