abril 10, 2018 | Industria
Un nuevo ciclo inició el Consejo Editorial de la Revista ELECTRICIDAD, con nuevos integrantes que representan los distintos ámbitos del sector energético, como son los segmentos de generación, transmisión y distribución eléctrica, además de los representantes del sector académico, de los clientes libres, de la consultoría, de las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) y de los organismos reguladores.
En la primera reunión almuerzo, de un total de siete que se efectuarán durante el presente año en el Hotel NH Collection Plaza (ex Radisson), ubicado en Vitacura, el director de la Revista, Roly Solís y la editora, Daniela Maldonado, dieron la bienvenida a los nuevos miembros de la instancia:
- Alfredo Solar, past president de la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera A.G.).
- Andrés Romero, ex secretario ejecutivo de la CNE y actual director de Valgesta Energía.
- Axel Levêque, gerente general de Engie Energía Chile.
- Daniel Salazar, director ejecutivo del Coordinador Eléctrico Nacional.
- Gabriel Prudencio, jefe de la División de Energías Renovables del Ministerio de Energía.
- Humberto Verdejo, director del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Santiago.
- Karla Zapata, gerente de Enel X Chile.
- Ricardo Eberle, director jurídico de Empresas Eléctricas A.G.
- Rubén Sánchez, director ejecutivo de Acenor A.G.
- Rodrigo López, vicepresidente de Operaciones de Transelec, quien en esta oportunidad fue reemplazado por Eric Ahumada, vicepresidente de Desarrollo de Negocios de Transelec, por estar fuera de Chile.
Los integrantes del Consejo Editorial de Revista ELECTRICIDAD tendrán la misión de debatir los principales temas del sector energético, así como sus perspectivas futuras de desarrollo y desafíos, los que posteriormente son investigados por el equipo de la Revista para informar a sus lectores.
En su ciclo anterior la instancia estuvo integrada por Rosa Serrano, directora de Estudios de Empresas Eléctricas A.G.; Claudio Seebach, presidente ejecutivo de Generadoras de Chile; Francisco Aguirre, director de Electroconsultores; David Noé, vicepresidente de Asuntos Corporativos y Sustentabilidad de Transelec; Juan Carlos Araneda, gerente de Planificación de Transmisión del Coordinador Eléctrico Nacional; Javier Bustos, jefe de la División de Prospectiva y Política Energética del Ministerio de Energía; Ramón Galaz, gerente general de Valgesta Energía; José Tomás Morel, gerente de Estudios del Consejo Minero, Daniel Gómez, gerente de Regulación de Enel Distribución, Claudio Helfmann, gerente de Desarrollo de Negocios de Enel Generación Chile, Germán Henríquez, presidente del Consejo directivo del Coordinador Eléctrico Nacional; Claudio Roa, académico del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Concepción; Juan Pablo Schaeffer, gerente de la División de Desarrollo Sustentable de Colbún, y Rainer Schröer, director del Programa Energías Renovables y Eficiencia Energética (4e) de GIZ Chile.
[VEA TAMBIÉN: Expansión de la transmisión y aporte de la generación distribuida serán vistos en Elecgas 2018]
abril 4, 2018 | Designaciones
(La Tercera-Pulso) En una asamblea extraordinaria, la Asociación de Generadoras de Chile decidió modificar sus estatutos y establecer la figura de presidente ejecutivo, cargo que ocupará Claudio Seebach, quien se desempeñaba como vicepresidente ejecutivo de la entidad.
Seebach es ingeniero civil eléctrico de la Universidad Católica y Master en Ingeniería Industrial de la universidad
de Stanford. Entre los socios de la Asociación de Generadores se cuentan a AES Gener, Cerro Dominador, Colbun, EDF, Enel Generación, Engie, GPG, Orazul, Pacific Hydro y Statkraft.
[VEA TAMBIÉN: Claudio Seebach sobre clientes libres: “si antes había pocos usuarios, ahora vamos a tener muchos más”]
marzo 26, 2018 | Industria
(La Tercera-Pulso) Siempre ha existido la posibilidad de que ciertos consumidores con tarifas reguladas y de tamaño intermedio puedan negociar directamente los precios cuando compran electricidad, ya que los grandes industriales y mineros han estado obligados ha contratar libremente. Pero con la actualización de la Ley 20.805 se dio un cambio fundamental cuando se redujo la frontera de quienes pueden tomar esa opción, dejándolo entre los que, cuya potencia conectada sea igual o superior a 500 KW, hasta 5.000 KW.
Este segmento se ha hecho cada vez más interesante para los consumidores, pudiendo encontrar precios de hasta US$50 el KWh, bastante menos que los contratos firmados entre generadores y empresas distribuidoras para clientes regulados que, a enero de 2018, llegaba a US$83,0 KWh para el Sistema Eléctrico Nacional.
Por otro lado, los “clientes libres” son muy atractivos para las generadoras. Según el Coordinador Eléctrico Nacional, el total de las ventas del Sistema Eléctrico Nacional en el 2017 fue de 68.268 GWh. De esta cifra, las ventas sólo a clientes libres fueron de 34.550 GWh, lo que representa un aumento de 11,9% con respecto al 2016.
“Nunca había sucedido una migración tan fuerte de regulados a libres. Muchos seguirán prefiriendo estar en el área regulada, porque en el pasado era un precio favorable comparado con el libre. Pero ahora está pasando lo contrario”, comenta Francisco Aguirre, director ejecutivo de Ingenieros Electroconsultores y agrega: “Esto claramente ha provocado un terremoto a nivel de clientes regulados, así como en el negocio de la distribución, aunque aún hay muchas empresas que aún prefieren esta última modalidad, porque no tiene capacidad de negociación o de asesoría”.
“Para los clientes ha significado acceder a mejores condiciones de precios en sus cuentas de electricidad, mientras que para las generadoras, ha sido una interesante oportunidad de crecimiento y de sumar nuevos clientes a su cartera”, indican desde Colbún.
[LEA TAMBIÉN: Enel se impone entre las generadoras en la captura de clientes libres durante 2017]
La batalla
Claramente esto ha generado además una batalla entre las generadoras, la que, según una publicación de PULSO, fue ganada por Enel, que a través de Enel Generación logró firmar contratos con 112 clientes por 3.600 GWh, mientras que la filial de distribución del holding sumó otros 61 contratos por 1.000 GWh.
En términos de captación de clientes libres, en segundo lugar estaría AES Gener, al haber declarado la firma de unos 37 contratos por 2.430 GWh, de los cuales un 34% correspondía a clientes mineros y 66% a clientes comerciales e industriales. Mientras que su filial Guacolda firmó 53 contratos por 1.370 GWh, 41% de los cuales correspondieron a clientes industriales.
Por su lado, Colbún, declaró haber firmado contratos por 1.600 GWh con clientes libres, al igual que la renovable Acciona que, según fuentes del sector rondaría los 1.200 GWh.
Sin embargo, desde el sector indican que aún hay cosas que deberían cambiar. “Nos parece importante avanzar hacia regulaciones que nivelen la cancha y mejoren las condiciones de competencia e información en el segmento de los nuevos clientes libres, para que todos los potenciales clientes que puedan elegir su suministrador de energía lo puedan hacer en las mejores condiciones y con acceso a las distintas alternativas que existen en el mercado, en especial en aquellas áreas donde hoy las distribuidoras tienen sus concesiones”, explican desde Colbún.
Nuevos mercados
Pero el nuevo panorama de mayor crecimiento de clien- tes libres también ha incrementado las expectativas de quienes implementan nuevas plantas de generación energética, especialmente en el área de las renovables.
Además, el cambio de mercado está generando que muchas empresas medianas e incluso pequeñas, se junten para llegar a los 500 KW. “Ya hemos visto edificios, condominios y muchas empresas de menor tamaño que están negociando directamente con los generadores. Esto también ha motivado a las compañías de energías renovables, que, debido al origen de su energía, no requieren incurrir en grandes costos de inversión de la materia prima para producir energía, ya que la reciben directamente, como es el caso de la solar o eólica”, indica Francisco Aguirre. Pero advierte que de todas formas esas nuevas generadoras deben ser cautas, porque deben asegurarse una importante cantidad de clientes para recuperar su inversión.
Por su parte, en Colbún indican: “Lo que ha ocurrido en los últimos meses es que hay una gran cantidad de empresas industriales y de otros rubros, tales como viñas, supermercados, edificios de oficinas (con consumos por sobre los 500 KW), que se han dado cuenta que al optar por un régimen libre, pueden acceder a un ahorro en sus cuentas de electricidad respecto de si se mantuvieran como un cliente con tarifas reguladas”.
Esto, claramente, tomando en cuenta los bajos precios que está teniendo actualmente la energía.
Tipificación según la Ley General de Servicios Eléctricos
Uno de los criterios generales de la Ley es la libertad de precios en aquellos segmentos donde se observan condiciones de competencia.
El marco regulatorio de tarifas de electricidad en Chile establece dos tipos de clientes: los Libres, quienes pueden negociar directamente su tarifa con el proveedor, y los Regulados, sujetos a tarifas fijadas por el Estado.
Los regulados responden a suministros a usuarios finales cuya potencia conectada es inferior o igual a 5.000 kW. La regulación vigente define que el proceso de contratación entre las empresas concesionarias de distribución y las generadoras, para efectos de abastecer la totalidad de la demanda, se desarrolla a través de procesos de licitación de suministro.
Por otro lado, los clientes libres son aquellos suministros a usuarios finales cuya potencia conectada es superior a 5.000 kW, para los cuales la Ley dispone la libertad de precios. Corresponden a grandes consumos como el sector minero, agrícola, y otros que cuenten con un consumo intensivo de electricidad.
Adicionalmente, la Ley, en su artículo 147°, indica que aquellos suministros cuya potencia conectada se encuentre entre los 500 kW y los 5.000 KW podrán optar a cuál régimen adscribirse (libre o regulado) por un período de 4 años. Generalmente son de tamaño medio y provienen de rubros tan heterogéneos como: pequeñas industrias, universidades, productores de alimentos y bebidas, viñas, fábricas de muebles y molinos, entre otros.
febrero 6, 2018 | Industria
(Pulso) Si la semana pasada fue Enel Generación -ex Endesa Chile- quien reconoció una pérdida por US$42 millones tras desechar los proyectos hidroeléctricos Neltume y Choshuenco por no ser económicamente viables, Colbún se encuentra dando pasos hacia la misma dirección.
Y es que la tercera generadora de Chile informó en sus estados financieros una pérdida contable de US$105 millones durante el último trimestre de 2017, arrastrado por un deterioro de activos individuales por un total de US$63 millones. De este último, US$55 millones derivan del deterioro en dos proyectos íconos de Colbún: el proyecto hidroeléctrico San Pedro y el desistimiento de la termoeléctrica Santa María II, que buscaba emplazarse en Coronel.
Según explicó la empresa, el deterioro por US$45 millones que se realizó por el proyecto San Pedro es un reconocimiento a que este proyecto enfrentará precios de energía menores a los previstos en la evaluación económica al inicio de su construcción. A su vez, la cifra toma en consideración la inversión ya realizada a la fecha.
“Revisamos las primicias realizadas inicialmente para el proyecto San Pedro y claramente ha habido un ajuste en la proyección de precio, y lo que estamos haciendo es entregar una mirada conservadora en los precios de largo plazo para nuestro portafolio”, indicó el gerente general de la generadora Thomas Keller, a inversionistas. No obstante, desde la empresa indicaron que esto no significa que el proyecto será desechado. De hecho, Colbún aseguró que continúa preparando los antecedentes para el reingreso del estudio de impacto ambiental de este proyecto.
En el caso de la segunda unidad del complejo Santa María, se realizó una deterioro de US$10 millones, como consecuencia del desistimiento del proyecto. Esto, luego de que la semana pasada Colbún y otras tres generadores informaran su compromiso de no llevar adelante nuevos proyectos termoeléctricos a carbón. En el caso de la generadora del grupo Matte, esto incluye la segunda unidad de su proyecto en base a carbón en Coronel. La iniciativa consideraba una inversión de unos US$850 millones y habría inyectado unos 350MW al sistema eléctrico.
La pesada mochila de San Pedro
El proyecto de hidroeléctrica San Pedro de 170MW, buscaba emplazarse al nororiente de la comuna de Los Lagos en la Región de Los Ríos. Sin embargo, su desarrollo ha sido complejo. Y es que luego de recibir su aprobación ambiental en 2008 e iniciar su construcción, las obras fueron detenidas por problemas geológicos en 2011, cuando mostraba un 15% de avance. Tras ello, la generadora ingresó en 2015 cambios al proyecto. No obstante, su tramitación fue terminada de manera anticipada por parte del Servicio de Evaluación Ambiental por falta de información esencial.
“Sin perjuicio de lo anterior, la compañía se encuentra preparando los antecedentes para realizar el reingreso del EIA y en paralelo, desarrollando un plan de acción con los municipios, servicios públicos, autoridades regionales, comunidades indígenas con el objeto de socializar el proyecto con estos actores”, comunicó la generadora a sus inversionistas en el análisis razonado de sus últimos estados financieros.
Considerando las adecuaciones contempladas en el proyecto, éste tendrá un caudal de diseño estimado de 460 m3/s y una capacidad instalada aproximada de entre 160 MW – 170 MW, para una generación anual de 950 GWh en condiciones hidrológicas normales.
[Colbún registró ganancias de US$288 millones en 2017]
diciembre 26, 2017 | Industria
(Diario Financiero) Sumar 700 MW de capacidad adicional a los 115 MW solares fotovoltaicos que durante enero esperan poner en marcha en la Región Metropolitana, es la aspiración de la sociedad entre la francesa EDF y la local Andes Mining & Energy (AME).
Esta meta requiere contar con un respaldo confiable para esos activos renovables y es la razón que llevó a estos socios a cerrar la semana pasada la compra de tres complejos de generación de AES Gener, entre ellos Renca y Nueva Renca, que están declarados como de respaldo y por los cuales pagarán US$ 300 millones.
[AES Gener vende Eléctrica Santiago por US$300 millones]
El vicepresidente de desarrollo estratégico de AME, Juan José Gana, explica que en ningún caso esta operación, cuyas negociaciones tomaron varios meses, desviará a la sociedad franco-chilena de uno de sus proyectos principales: El Campesino, la central de 640 MW en base a gas natural que impulsan en la Región del Biobío y para la cual ya cuentan con un contrato de abastecimiento que fue adjudicado en la licitación para clientes regulados de diciembre de 2014 y entra en vigencia en enero de 2019.
Pese a la judicialización de la iniciativa, el ejecutivo está confiado de que durante la segunda parte del próximo año podrían estar en condiciones, junto a EDF, de tomar la decisión de inversión de esta iniciativa. En el intertanto, dice, están buscando alternativas de abastecimiento de gas natural distintas al terminal flotante de regasificación de GNL que forma parte de su proyecto.
– ¿Por qué comprar las centrales de AES Gener?
– La principal razón es tener un respaldo confiable para los activos renovables que tenemos en AME y en EDF. Nuestra idea es seguir creciendo y la meta es que por cada MW de generación térmica, tengamos 1 MW en energía renovable, tanto solar como eólica.
– ¿Qué sucederá con el contrato de arriendo que Eléctrica Santiago mantiene con Enel Generación para la maquila de gas en Nueva Renca?
– Se mantendrá vigente durante 2018. Es un contrato que se ha ido revisando año a año y seguiremos ese mismo camino.
– ¿Cómo abastecerán de combustible a estas centrales, en particular a Nueva Renca?
– Firmamos otro contrato de suministro con Cheniere, el cual tiene ciertas flexibilidades que nos permitirán operar estas centrales en punta sin ningún contratiempo.
El Campesino hacia 2021
– ¿Esta compra de centrales a AES Gener altera en alguna medida los planes para la central El Campesino?
– La central El Campesino va por un camino separado, sigue vigente. Estamos trabajando en la ingeniería, el financiamiento y en suministro de gas natural que nos permita operar. Aún falta conocer lo que resuelva la Corte Suprema, y nuestra idea es que durante la segunda mitad de 2018 podamos tomar, junto a EDF, la decisión de construir la central. El contrato de abastecimiento que ganamos el 2014 pensamos suministrarlo con esta central.
– ¿Tienen alguna expectativa de cuándo podrían estar en condiciones de iniciar la construcción?
– Está pendiente que la Corte Suprema resuelva sobre la admisibilidad de un recurso de casación y esperamos que ese fallo se conozca en los próximos meses. Nuestro objetivo con EDF es estar listos para construir durante la segunda mitad de 2018. Si esto se logra, la central iniciaría operación en 2021.
– ¿Está resuelta la fórmula de financiamiento de este complejo?
– Una vez que salga el fallo de la Corte Suprema y si es favorable para nosotros, nos dedicaremos de lleno a estructurar el financiamiento.
– ¿Cómo cubrirán los contratos de abastecimiento de El Campesino y de otros proyectos de AME que ya entraron y entrarán en vigencia en los próximos años?
– En el caso de Santiago Solar (115 MW), donde también somos socios con EDF, deberíamos haber comenzado a inyectar energía al sistema en enero de este año, pero ante el retraso que sufrimos firmamos un contrato de respaldo de energía con otro generador. La construcción de esta central ya finalizó y esperamos entrar en operación el próximo mes.
Para El Campesino debemos comenzar el suministro en enero de 2019 y, evidentemente, tendremos un retraso de unos dos años debido al fallo de la Corte Suprema de enero de este año, por lo que durante ese período cumpliremos ese contrato con un respaldo similar al de Santiago Solar.
– ¿En qué medida la operación de El Campesino depende del terminal de regasificación Penco? ¿Tienen alguna alternativa?
– La solución definitiva para el suministro de gas natural de El Campesino es el terminal de GNL Penco, que está aún en etapa de consulta indígena. Cuando tengamos claridad sobre su aprobación, podremos terminar las conversaciones que tenemos con algunos actores para una solución temporal al suministro de gas natural de la central.
– ¿Cuáles son los planes que AME y EDF tienen en conjunto para Chile?
– Nuestro foco es disminuir la emisiones de CO2. En AME pensamos construir más de 700 MW en energía renovable no convencional adicionales a los que ya tenemos en conjunto con EDF.
