diciembre 28, 2016 | Industria
(El Mercurio) El año que viene no debería distar mucho de lo observado en 2016 en materia energética. Al menos no de forma radical, aunque este año -producto del gran ingreso de actores y proyectos- dejó múltiples desafíos en los que es urgente avanzar.
Así lo estiman expertos del sector, quienes proyectan que los precios adjudicados en la licitación pasada -que promedió US$ 47,5 por MWh- deberían mantenerse cerca de ese nivel en los procesos que se llevarán a cabo en 2017.
Sebastián Bernstein, socio de Synex, señala que estos valores se mantendrán porque quedó mucha energía disponible no adjudicada de los generadores convencionales existentes, además de una larga lista de generadores nuevos no convencionales que no fueron adjudicados y tratarán de ganar en esta licitación. «La presión por contratos a precios bajos se mantendrá pues las proyecciones de precios spot son a valores muy bajos, por la sobreoferta, el bajo crecimiento esperado de la demanda, y la baja de precios en los combustibles, entre otros», explica.
Francisco Aguirre Leo, socio de Electroconsultores, estima que los precios alcanzados en las últimas licitaciones se mantendrán porque es probable que la demanda no crezca.
Vivianne Blanlot, ex secretaria ejecutiva de la Comisión Nacional de Energía (CNE) y directora de empresas, sostiene que la demanda se mueve cerca del crecimiento del PIB, y dado que el crecimiento económico para 2017 se estima entre 1,5% y 2,5%, el incremento irá en ese rango. Pese a que apuesta que el país seguirá viendo precios entre US$ 50 y US$ 65 por MWh «dependiendo de la seguridad que aporta cada tecnología al sistema», precisa que los precios de la última licitación no estarán vigentes hasta el 2020 o 2021, y solo se materializarán en la medida que los proyectos adjudicados se concreten a los costos esperados.
Claudio Seebach, director ejecutivo de la Asociación de Generadoras, estima que en la subasta de 2017 se verá «una tendencia similar en cuanto a participación y competencia, ya que además se está incorporando un esquema favorable para ofertas con estacionalidad, como típicamente lo son las centrales hidroeléctricas de pasada».
Preparar el terreno
Blanlot enfatiza que en las próximas licitaciones, y producto de la fuerte arremetida de renovables, es necesario que se tome en cuenta la necesidad de respaldo y servicios complementarios, así como el costo que esto implicará, a la vez que se exijan mayores garantías de cumplimientos para los proyectos que se presenten al proceso. La ejecutiva dice que «el regulador debería establecer normas que permitan valorizar el aporte a la seguridad del sistema, y no intentar determinar las tecnologías que componen el parque generador». Puntualiza que la tecnología que mejor puede hoy respaldar a las intermitentes -como la eólica y la solar- es la hidroelectricidad de embalse y las centrales de ciclo combinado de gas natural, aunque también señala que en el futuro se debería incentivar el almacenamiento cuando este presente costos competitivos. Pide tener en el mediano plazo «una discusión con altura de miras» sobre el desarrollo de centrales hidroeléctricas de embalse».
Aguirre Leo recalca que es necesario que el regulador impulse esta fuente de energía que es propia y limpia; y también Bernstein señala que se debería fomentar el uso tanto de las baterías de almacenamiento, como las centrales de embalse y bombeo para dar mayor seguridad al sistema.
Seebach manifiesta que para la seguridad del sistema eléctrico «se requiere del desarrollo de servicios complementarios que permitan dar una mayor flexibilidad, más que de una tecnología en particular». Bernstein también advierte que es importante asignar a las ERNC (Energías Renovables No Convencionales) que se instalen a partir de 2023 «el costo adicional que le irrogarán al sistema eléctrico en términos de disponer de sistemas de almacenamiento (embalses, bombeo, baterías) o bien de generación térmica de partida y detención rápida, para los fines de estabilizar la generación».
Tomar decisiones
Bernstein agrega que al menos hasta 2022 ya está decidida y comprometida la construcción de una serie de proyectos de energía, por lo que «la situación de sobreoferta perdurará como mínimo hasta ese año».
A modo general, los expertos señalan que el sector -y el Gobierno- deberán poner foco en ciertos aspectos de manera especial. Proyectan que la presencia de ERNC seguirá al alza, y estiman que esto crea la necesidad de un fuerte desarrollo de líneas de transmisión, ya que el socio de Synex asegura que las que hoy están en construcción quedarán copadas hacia 2023 dependiendo de como evolucione la demanda. También advierten la necesidad de fomentar la eficiencia energética y la generación distribuida.
[Thomas Keller: “En Colbún, lo único que queremos es hacer proyectos hidroeléctricos”]
diciembre 21, 2016 | Industria
(Pulso) Este ha sido un año redondo para el secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Andrés Romero.
Y es que junto con el Ministerio de Energía, han logrado sacar dos proyectos de ley del Congreso -el que modifica el mercado de la transmisión y el que modifica el mercado de gas de redes (actualmente en último trámite legislativo)-, a lo que se suma un exitoso proceso de licitación eléctrica para abastecer a clientes regulados del sistema nacional, donde se recibieron 84 ofertas y los precios de la licitación promediaron US$49/GWh.
Sin embargo, el camino está lejos de terminar. Ahora el organismo está trabajando en los reglamentos de la ley de transmisión, además de poner los esfuerzos en la unión de los dos principales sistemas eléctricos del país, el SIC y SING, la que se concretará a finales del próximo año, una vez que la empresa InterChile concluya la construcción de su línea Cardones-Polpaico.
A continuación, Romero explica -a través de un cuestionario- lo que fueron estos 12 meses y lo que proyecta para 2017, año que no promete ir más lento que el recién pasado.
El 2016 ha sido un año bastante cargado para este sector, ¿Cómo lo evalúan?
-Muy positivamente. Creemos que el 2016 será recordado como el año en que cambió estructuralmente el mercado de la energía en Chile.
Lo que vemos hoy es un mercado eléctrico competitivo y dinámico, con precios en torno a los 50 US$ MWh, lo que es una enorme palanca para la productividad de nuestro país. En materia de gas, las compañías están, después de muchos años, con planes de inversiones millonarios para tender redes de distribución por todo Chile, lo que llevará energía más limpia y económica a los hogares e industrias.
¿Cuáles considera que fueron los hitos que marcaron el año?
-La histórica licitación eléctrica de agosto pasado, tanto por la cantidad de competidores como por el precio final de adjudicación, además la ley de transmisión eléctrica y la creación del Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico, publicada en julio.
A esto se suma la ley de Equidad Tarifaria y Reconocimiento a la Generación local, la que comenzó a aplicarse en las cuentas de 62 comunas en septiembre pasado, y la ley de gas, que está a un paso de salir del Parlamento.
Finalmente, la norma técnica de despacho de centrales en base a GNL.
¿Qué tareas quedan pendientes para el próximo año?
-Más que pendientes, lo que queda es aplicar los cambios regulatorios. En este sentido, lo más relevante son los reglamentos asociados a las nuevas leyes y especialmente la regulación de temas como Servicios Complementarios y el almacenamiento de energía. Adicionalmente, la discusión sobre la nueva ley de distribución, que pretendemos tenerla lista hacia diciembre del 2017.
¿Cómo proyectan el próximo año? ¿Cuáles serán los hitos que marcarán la agenda?
-En términos de operación del sistema eléctrico, sin problemas de seguridad ni abastecimiento, pero si tenemos un año seco como se está proyectando, tendremos algún alza en los costos marginales. En cuanto a transmisión, en el segundo semestre se materializará la interconexión SIC – SING y publicaremos nuestro primer plan de expansión con la nueva normativa. En relación al mercado eléctrico, recibiremos ofertas por el proceso de licitación de 3.800 GWh que estamos comenzando a desarrollar, y proyectamos precios similares o inferiores a los vistos en la pasada licitación. Finalmente, en materia de gas, vamos a ver el comienzo de planes de inversión para la instalación de redes de distribución muy importantes por parte de varias compañías.
[Licitaciones eléctricas: CNE inicia nuevo proceso y eleva energía a subastar]
diciembre 15, 2016 | Industria
(Diario Financiero) La hoja de ruta de Colbún para modernizar el complejo termoeléctrico Nehuenco sufrió una alteración, luego que el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) de Valparaíso determinó que la eléctrica del grupo Matte debe tramitar ambientalmente este proyecto.
La autoridad tomó casi seis meses en responder, a inicios de noviembre, la consulta de la empresa, que entre otras cosas busca renovar la turbina de la primera de las tres unidades (368 MW) del complejo que en total tiene 874 MW de capacidad.
El objetivo es extender la vida útil de la central, que ya tiene 16 años, y flexibilizar su operación para que pueda responder a la variabilidad que el sistema eléctrico tendrá en los próximos años, debido al mayor peso que tendrán las ERNC, especialmente la eólica.
También buscan ganar eficiencia en el consumo de combustible, así como reducir emisiones y el consumo de agua, recurso que en la zona donde está el complejo es cada vez más escaso.
La falta de agua ha obligado a Colbún y también a Enel Generación Chile (antes Endesa Chile), que en la misma ubicación tiene el complejo San Isidro, a buscar métodos alternativos de abastecimiento hídrico.
Reconsideración
En la resolución de la consulta de pertinencia, el SEA regional establece que la magnitud del proyecto y sus obras asociadas hacen necesaria la tramitación ante el Sistema de Evaluación Ambiental.
Lo que no precisa es si esto debiera hacerse bajo la forma de una declaración o un estudio de impacto ambiental, siendo la tramitación del primer instrumento más corta y con menos requerimientos de antecedentes que el segundo, cuya resolución puede tomar en promedio unos dos años.
“Dado que estimamos que este proyecto no involucra cambios de consideración en los impactos ambientales bajo los cuales fue aprobada y opera la referida central, se ha presentado una solicitud de reconsideración ante la autoridad”, dijeron en Colbún.
Añadieron que la tramitación sería una opción asequible, dependiendo de los plazos que el mercado eléctrico requiera y los tiempos que la ejecución del proyecto necesite.
Según registros de la plataforma del lobby, a fines de noviembre, el gerente general de Colbún, Thomas Keller, puso al propio ministro de Medio Ambiente, Pablo Badenier, en conocimiento de la resolución del SEA regional.
CGE PLANEA INVERSIONES POR US$ 2.000 MILLONES A CINCO AÑOS
Gas Natural Fenosa (GNF) sigue avanzando en el proceso de simplificación societaria de la Compañía General de Electricidad (CGE) al tiempo que anunció un plan de inversión por US$ 2.000 millones a concretar en los próximos cinco años.
Ayer en junta extraordinaria de accionistas se aprobó la fusión por incorporación de la filial de transmisión, Transnet.
La operación apunta a unificar en CGE los activos y actividades de transmisión y distribución eléctrica.
El presidente de CGE, Antonio Gallart, refirmó que en el grupo hispano están «contentos con la inversión hecha en Chile» y precisó que de los recursos que ejecutarán hasta 2021, destinarán US$ 1.100 millones a la expansión de la distribución de gas natural por redes, mientras que US$ 600 millones corresponderán a la modernización de redes eléctricas. La cifra restante corresponde a dos proyectos de generación, a través de Global Power Generation (GPG), para abastecer los 850 GWh que se adjudicaron en la reciente licitación eléctrica.
GNF está desarrollando un plan de transformación que comenzó a poco de entrar a Chile en 2014. El eje es obtener ahorros por US$ 100 millones a 2018 por concepto de eficiencias derivadas de la simplificación.
[Empresa Colbún registra utilidades por US$127,5 millones]
diciembre 14, 2016 | Industria
(Pulso) La caída en los precios de los paneles provenientes de China está afectando a los desarrolladores solares. Y los efectos ya tienen sus primeras repercusiones en Chile.
La empresa renovable multinacional First Solar -que en Chile opera el proyecto solar Luz del Norte, de 141 MW, y que en 2015 se adjudicó un bloque de la licitación eléctrica para clientes regulados – fue protagonista de una dura reducción de personal y se apronta a enfrentar un nuevo plan de negocios, el que incluye la búsqueda de terceros para la concreción de sus proyectos.
Y es que a nivel global, la renovable informó que dentro de los próximos años reducirá en cerca de un 27% su fuerza de trabajo a nivel mundial, lo que se traduce en 1.600 puestos -panorama que incluye a Chile-, como consecuencia de la modificación de su plan de negocios.
En concreto, First Solar informó que eliminará la producción de su modelo de paneles fotovoltaicos Serie 4 para enfocarse en la comercialización de los modelos serie 5 y 6 -este último con un costo de producción 40% más bajo que la actual Serie 4-, hacia 2019.
“Esta decisión se ha tomado en respuesta a la agresiva caída de precios de los paneles solares, liderada principalmente por los fabricantes chinos así como también como respuesta a las tendencias de bajos precios de PPAs (contratos de suministros de energía) que se han venido dando últimamente en licitaciones públicas en forma global”, explicó el gerente general de First Solar Chile, Cristián Sjögren.
Como consecuencia de lo anterior, a nivel global First Solar pronostica terminar el año con pérdidas -antes se proyectaban ganancias- debido principalmente a los cargos relacionados con la reestructuración.
Si bien el nuevo plan a nivel global se hizo público durante la semana pasada, desde la filial chilena los cambios se notaron antes, ya que coincidió con el término de la construcción de su principal proyecto en Chile, Luz del Norte. En concreto, y según fuentes de la industria, la fuerza de trabajo al interior de la filial cayó sobre un 60% en relación con mediados de 2015.
“First Solar está reduciendo su fuerza de trabajo en forma global (…) Una proporción importante de la reducción de personal en Chile incluye el equipo de EPC (ingeniería, suministro y construcción) que trabajó en la ejecución de nuestro proyecto de 141MWac Luz del Norte ubicado en la región de Atacama y cuya puesta en marcha se materializó a comienzos de este año”, explicó Sjögren.
Pero eso no es todo. A nivel local desde la renovable están estudiando incluir a terceros en sus nuevos proyectos. “Estamos evaluando los proyectos que actualmente tenemos en etapa de desarrollo greenfield y determinando la mejor forma de proceder, lo cuál podría incluir la búsqueda de partners de desarrollo en Chile”, dijo.
Y añadió: “Creemos que nuestros proyectos pueden encajar muy bien para ciertos actores que tienen compromisos de suministro dentro de los próximos cuatro años o que tienen planes de incluir capacidad solar dentro de su portfolio de generación”.
En 2015, la empresa había informado que pretendía instalar 1.000 MW en dos años, pero a la fecha sólo tiene instalado unos 141 MW.
Otras renovables en problemas
Y es que la situación que enfrenta First Solar no es nueva en la industria.
Este año la mayor compañía mundial de energías renovables, SunEdison, se acogió al proceso de quiebra en Estados Unidos, conocido como Chapter 11, como consecuencia del agresivo plan de inversiones que implementó entre 2014 y 2015.
Producto de lo anterior, la empresa puso sus activos en el país en venta. Dentro de ellos incluye cuatro parques solares por unos 293 MW, parte de los que fueron adquiridos por Colbún.
Una crisis similar sorteó la española Abengoa, que tuvo que acogerse a una reestructuración financiera por presentar una deuda de 9.000 millones de euros, cifra absolutamente superior a los ingresos que tenía.
La renovable, que también tiene activos en Chile, inició un proceso de desinversión. Uno de ellos -comunicado por PULSO- fue la titularidad de la obra “Línea 2×500 kV Pichirropulli – Nueva Puerto Montt”, adjudicado en el marco del plan de expansión del Sistema de Transmisión Troncal del Sistema Interconectado Central (SIC).
[First Solar conecta su proyecto Luz del Norte al SIC]
noviembre 14, 2016 | Industria
El desarrollo de las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) en América Latina, los impactos del cambio climático junto al impulso a la industria del sector y la complementariedad con tecnologías de generación convencionales serán los puntos principales que se abordarán en el IV Seminario Iberoamericano de Energías Renovables (Siber) que se realizará el 17 y 18 de noviembre en el Hotel Ritz-Carlton de Santiago.
El evento, organizado por Acera y CIER (Comisión de Integración Energética Regional), será encabezado por el ministro de Energías, Andrés Rebolledo, quien abrirá la ocasión.
Luego, en el primer bloque, el CEO de Acciona España, Rafael Mateo, tratará el «Estado y perspectivas a futuro de las ERNC en América Latina y el mundo».
En el segundo módulo, un panel compuesto por Francisco Carlos da Silva Júnior, asesor técnico regulatorio de la Associação Brasileira de Energía Eólica (Brasil); Gonzalo Casaravilla, presidente del Directorio de Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE) de Uruguay y Andrés Romero, secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE) que discutirá sobre las alternativas de promoción de las ERNC según las experiencias vividas en cada país.
A las 11:50, habrá otro panel, esta vez integrado por Tabaré Arroyo Curras, asesor mundial sobre Economía Energética del WWF Internacional (México); Juan José Carrasco, director ejecutivo CIER (Uruguay); Daniel Gutiérrez, director ejecutivo de BGS Energy Law SpA (Chile); Rodrigo Palma, director de Solar Energy Research Center de Chile; Sebastián Vicuña, director ejecutivo del Centro Interdisciplinario de Cambio Climático de la Universidad Católica de Chile y Rodrigo Andrade, director de Diálogo Energético (Chile), quienes debatirán sobre cambio climático y las ERNC en Latinoamérica.
Tras el almuerzo, Alejandro Sruoga, secretario de Energía Eléctrica del Ministerio de Energía y Minería de Argentina; Ricardo Ramírez, subdirector de Energía Eléctrica en la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) de Colombia y Pedro Gamio, consultor y ex viceministro de Energía de Perú, expondrán y conversarán sobre las futuras perspectivas de expansión de los sistemas en Argentina Colombia y Perú.
Para cerrar el día, está programado el panel «ERNC y Regulación en LATAM. ¿Cómo la regulación permite un sistema amigable para las ERNC?», dictado por Jaime Mendoza Gacon, gerente de Generación y Transmisión Osinergmin de Perú; Alberto Ceña, coordinador de los Servicios Técnicos de la Asociación Empresarial Eólica (España) y Jorge Pinto Nolla, director ejecutivo de CREG.
Segundo día (Viernes 18 de Noviembre)
En el segundo día del encuentro, la ministra de Bienes Nacionales, Nivia Palma ofrecerá el discurso de apertura, seguida del debate «Complementariedad entre las ERNC, las energías convencionales y el almacenamiento. ¿Cómo es la transición hacia un sistema 100% renovable?», compuesto por Francisco Carlos da Silva Júnior, asesor Técnico Regulatorio de la Associação Brasileira de Energía Eólica; Oscar Ferreño, académico y coordinador Internacional de Generación en CIER (Uruguay) y Axel Laveque, gerente general de ENGIE Energía (Chile).
Ver más detalles del programa aquí
[Ministro de Energía va a Argentina para avanzar en interconexión]
