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Planifican inversiones por US$3.170 millones en transmisión eléctrica

Planifican inversiones por US$3.170 millones en transmisión eléctrica

(Pulso) Un monto cercano a los US$3.170 millones sería la base del Plan de Expansión Anual de Transmisión para el Sistema Eléctrico Nacional, cuyo informe técnico preliminar fue aprobado el 29 de diciembre por la Comisión Nacional de Energía (CNE). Según reveló el informe -de más de 200 páginas- el monto antes descrito incluiría US$3.004 millones orientadas a 13 obras de expansión del sistema de transmisión nacional, de las cuales cuatro son ampliaciones de instalaciones existentes, por un total de US$17 millones aproximadamente -entre las que están tres desarrollos de Transelec y la subestación Candelaria de Colbún-, y nueve corresponden a obras nuevas, por US$2.987 millones, que incluyen seis nuevas líneas, y tres subestaciones.

Asimismo, existen US$166 millones relacionados con 47 obras de expansión del sistema de transmisión zonal. De ellas, 36 son ampliaciones de instalaciones existentes, por un monto de US$85 millones, y once corresponde a obras nuevas, por US$81 millones.

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Dentro de las ampliaciones destacan -entre las subestaciones Diego de Almagro y Quillota- tres subestaciones de CGE; una de Transelec, y otra de la Sociedad Contractual Minera Atacama Kozán; mientras que entre las subestaciones Quillota y Cerro Navia, hay seis obras de Chilquinta Energía, y una de Colbún, entre otras.

Asimismo, las obras nuevas dicen relación con la subestación La Negra, La Ruca, El Olivar, Seccionadora Chagres, La Señoraza, entre varias líneas adicionales.

Se estima -señala el reporte- que las obras contenidas en el presente informe iniciarán su construcción durante el primer semestre de 2021.

Para elaborar el documento, la Comisión proyectó que si en 2017 la demanda para clientes regulados del antiguo SING sería de 1.950 GWh, y de 15.676 GWh para clientes libres, y en 2036 superaría los 3.031 GWh y 25.176 GWh, respectivamente.

Asimismo, para el ex SIC, las expectativas apuntaron a pasar de los 30.695 GWh en el caso de clientes regulados, y los 17.814 GWh en los libres, a más de 46.589 GWh y 26.678 GWh, cada uno al 2036.

Methanex hace mayor compra de gas de Argentina desde crisis

(La Tercera) A poco menos de un mes desde que los ministros de Energía de Chile y Argentina firmaran un acuerdo bilateral para incrementar el intercambio energético, tanto en electricidad como gas, bajo la modalidad de swap, las empresas ya comienzan a cerrar los primeros contratos.

Según informó el Ministerio de Energía, Methanex, llegó a un acuerdo con la estatal argentina YPF para la importación de hasta un millón de metros cúbicos al día (m3/día) de gas natural (GNL), compromiso cuya vigencia durará hasta el 30 de septiembre de 2018, o hasta completar una cantidad máxima de 115 millones de metros cúbicos, convirtiéndose en la mayor compra de GNL desde la firma del acuerdo, y desde la crisis del gas que vivieron ambos países hace poco más de una década.

El acuerdo firmado entre los gobiernos contempla la devolución, en distintos formatos, del gas adquirido. En el caso de Methanex, será en forma de metanol. Tras la crisis, que significó el cese de envíos de GNL desde Argentina a Chile, la canadiense Methanex hizo ajustes dotacionales e incluso en 2013 desmanteló un tren de producción de sus plantas en la región de Magallanes para enviarlo a EE.UU, además de paralizar una de ellas.

[Fondo francés Ardian mira mercado energético local y ya sondeó venta de GasValpo]

Otros acuerdos

Exxon e Innergy, filial de CGE Gas Natural, son los protagonistas de otro acuerdo que se realizará a través del Gasoducto del Pacífico, que conecta la Región del Biobío con la provincia argentina de Neuquén. Innergy importará al país un volumen de 30 mil m3/díade GNL por día, con vigencia hasta el 31 de mayo de 2018, o hasta completar 900 mil metros cúbicos.

Ambos acuerdos se suman a la compra que realizará Engie a su filial ECS de 2,5 millones de m3/día de gas, operación cuya fecha límite es el 15 de mayo.

“Los volúmenes de gas que las empresas importarán o ya están importando, es probable que sean crecientes en el tiempo”, sostuvo el ministro de Energía, Andrés Rebolledo. Agregó que el acuerdo “de swap energético es beneficioso para ambos países y nos permitirá, con reglas claras y conocidas de antemano, profundizar la relación que tenemos con Argentina”.

Fondo francés Ardian mira mercado energético local y ya sondeó venta de GasValpo

(Pulso) Con sus ojos puestos en Chile, y específicamente en el mercado energético, está el fondo de inversión francés Ardian Infrastructure.

Trascendió que el fondo que maneja activos por US$66 mil millones, aterrizó con sus máximos ejecutivos en infraestructura, sondeando la venta de la distribuidora de gas de redes GasValpo, que desde el año pasado está en medio de un proceso de venta.

Prueba de dicho interés es que en noviembre pasado, ejecutivos llegaron al país para conocer de primera mano el mercado del gas de red, cuya legislación fue modificada el año pasado.

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En concreto, Juan Angoitia, director general de Ardian Infrastructure; Gonzague Boutry, director también de la firma y sus abogados locales, Álvaro Barriga y Sebastián Leyton, ambos de Morales y Besa, se reunieron con el secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Andrés Romero, para abordar la normativa del sector. Según indica la Plataforma del Lobby, el motivo de la reunión fue hablar sobre el “régimen de distribución del gas en Chile, ante potenciales inversiones en el sector”.

Chile no es un país desconocido para Ardian Infrastructure. En 2016 concretó su primera operación en América Latina con la compra del 81% de cuatro plantas solares fotovoltaicas a Solarpack por US$31 millones, tres de las cuales estaban ubicada en Chile -las que sumaban 26,5 MW- y una en Perú -19,4 MW.

Y tras ello, el activo que estaba en su mira era GasValpo, propiedad de la australiana Whitehelm Capital, que está en venta desde hace unos siete meses. Según conocedores de la operación, la demora en su enajenación se explica en parte por las condiciones puestas por la controladora, que buscaría traspasar la compañía a un actor que no esté presente en el mercado de la distribución de gas por red, lo que beneficiaría a Ardian ya que justamente no participa en ese sector en el país.

A lo anterior -añaden actores del mercado- se sumaría que el hecho de que ya habrían desertado una serie de empresas por las complejidades propias de un mercado regulado. En febrero de 2017 fue publicada la ley que modifica el mercado del gas; normativa que incluye una reducción del máximo de rentabilidad, pasando de 11% a 9%. En concreto, el proyecto mantiene el piso de 6% de la tasa de costo de capital, pero reduce el margen de rentabilidad por sobre dicha tasa de cinco a tres puntos porcentuales, restándole atractivo a la industria.

Adicionalmente, en el caso de excederse, la ley establece un proceso de fijación tarifaria por el solo ministerio de la ley. Además, de un mecanismo de compensación a consumidores en caso que una empresa exceda la rentabilidad máxima.

A esto se suma, la dura competencia que experimenta el sector de la distribución de gas, luego que en 2014 Gas Natural Fenosa ingresara a la propiedad de CGE -controladora de Metrogas-, prometiendo un plan de inversiones de US$1.000 millones en redes hacia 2025. Otros actores de GLP, como Abastible y Lipigas, también están moviendo sus fichas para participar en el rubro.

Nuevas exigencias para distribuidoras eléctricas obliga a revisar planes de inversión

Nuevas exigencias para distribuidoras eléctricas obliga a revisar planes de inversión

(Pulso) Analizando sus pasos a seguir se encuentran las principales distribuidoras de electricidad, para hacer frente a las modificaciones normativas publicadas durante la semana pasada por el Gobierno. La iniciativa busca reducir los tiempos de interrupción hacia el 2020, mejorar la atención a los clientes y modernizar la red.

En el caso de la primera distribuidora de Chile, CGE, comentan que ya están llevando adelante un plan para fortalecer la red, que incluye inversiones por US$800 millones para los próximos cinco años; con objetivos que indican están alienados a las bases de la norma técnica publicada por el Ministerio de Energía.

“En CGE venimos trabajando hace varios años por mejorar la calidad del suministro eléctrico que entregamos a más de 2,8 millones de clientes que tenemos a lo largo de Chile. La publicación de esta norma viene a reforzar el trabajo que ya venimos realizando, y a confirmar que las medidas que hemos estado adquiriendo vayan en la misma línea”, indicaron.

Consultado si deberán modificar dicho plan, comentaron que “sin perjuicio que puedan surgir algunos ajustes como resultados de los análisis que se encuentran en desarrollo, estimamos que ellos no deberían ser significativos”.

[Gobierno establece nuevas exigencias para mejorar calidad de servicio de distribuidoras]

Por su parte, Enel Chile -firma que controla la mayor distribuidora de la Región Metropolitana-, cuenta con un plan de inversiones por unos US$1.050 millones para 2017-2019, que incluye tanto el fortalecimiento de las redes como iniciativas de generación renovable.

En el paso por Chile del consejero delegado de la italiana Enel, Francesco Starace, este indicó que si bien el plan fue actualizado en noviembre pasado, podría ser corregido en un par de meses para adecuarlo a la nueva normativa. “Nosotros tenemos una revisión anual de los planes de inversión que hacemos típicamente al inicio del verano en Europa, y esta vez hemos decidido poner más dinero en la inversión en digitalización de las redes de distribución en el mundo, incluyendo por primera vez a Chile; pero después de eso estas reglas (las normas técnicas del Gobierno) fueron decididas. Vamos a ver si en junio de este año vamos a revisarlo otra vez, si ponemos más o menos recursos, me parece que será más o menos el mismo monto; pero si se tiene que poner más, se pone más”, comentó Francesco Starace.

La iniciativa dada a conocer la semana pasada por el Ministerio de Energía apunta a reducir el umbral de horas sin suministro eléctrico permitido, normar la forma en que las distribuidoras informan a los clientes en momentos de interrupción eléctrica, y avanzar hacia una red de distribución inteligente.

Respecto a este último punto, se obliga a las distribuidoras a implementar en un plazo de siete años sistemas modernos para la medición, los llamados medidores inteligente. Estos serán instalados a cargo de las distribuidoras y no serán cobrados de manera directa a los consumidores.

Según comentaron desde CGE, dicha norma no impactaría de manera signficativa los balances de las compañías. “Las mayores exigencias establecidas en la nueva norma técnica no representarán un aumento significativo en los clientes sometidos a fijación de precios, considerando que serán implementadas de manera gradual, que la componente de distribución tiene un peso menor la cuenta de los clientes finales y que se verán mitigadas por la aplicación anual de los factores de eficiencia contemplados en el actual decreto tarifarios y por las reducciones de los precios de generación alcanzadas en los últimos procesos licitatorio”, dijeron desde la eléctrica.

Capacitan a bomberos en riesgos eléctricos

(El Mercurio) De acuerdo a la Corporación Nacional Forestal (Conaf), los incendios en Chile, casi en su totalidad, son por causas humanas y, dentro de estas, en ocasiones, por negligencia en la manipulación de artefactos eléctricos o el mismo cableado. Por ello, y gracias a una alianza estratégica entre la Junta Nacional de Bomberos y la Compañía General de Electricidad (CGE), a la fecha se han capacitado 1.580 efectivos, entre las regiones de Arica y La Araucanía, en riesgos eléctricos, que puedan presentarse en el combate de distintas emergencias.

Iván Quezada, director gestor de Redes de CGE, explica que la idea es mantener estos talleres en el tiempo «porque implica un trabajo constante de capacitaciones recíprocas».

En las jornadas, los efectivos adquirieron conocimientos sobre el manejo de riesgos eléctricos en redes e infraestructuras eléctricas, tipos de redes presentes en las distintas regiones y protocolos de operación de la compañía ante emergencias.