noviembre 20, 2017 | Industria
(La Tercera) Las imágenes del SuperTanker combatiendo los focos de incendios que finalmente arrasaron con 587.000 hectáreas en el centro y sur del país el verano pasado será una imagen difícil de olvidar. Los millones de litros de agua que “llovían” desde el cielo para apagar el fuego, junto con los fuertes cuestionamientos a la labor de las empresas eléctricas y forestales, es una escena que el sector privado no quiere volver a repetir.
Por eso, CGE, la empresa más afectada por los incendios forestales de enero y febrero pasado, junto con Enel, y las forestales CMPC y Arauco, se han anticipado y adelantaron sus labores preventivas, desembolsando más de US$ 200 millones para no repetir las imágenes del período estival 2016-2017.
Reuniones en La Moneda y con los ministerios de Interior y Energía y citas con organizaciones como Corma, Conaf y Onemi son ahora habituales y constantes y tienen como finalidad “estar mejor coordinados a la hora de enfrentar este tipo de emergencias”, recalca Rodrigo Castillo, director ejecutivo de la Asociación de Empresas Eléctricas.
Reuniones de coordinación
Los trabajos se vienen realizando desde junio pasado, cuenta el ministro de Energía, Andrés Rebolledo, quien lidera las labores de coordinación de la mesa de trabajo intersectorial, donde también participan la PDI, el Ministerio Público, las municipalidades e intendencias, entre otras instancias.
Rebolledo indica que a la fecha se han realizado 60 reuniones, donde el trabajo se ha dividido en dos áreas principales: preparación, alerta y respuesta a emergencias. Y establecer modelos de análisis de riesgo que permitan una mejor respuesta conjunta a los incendios.
“Lo importante aquí es que los riesgos se minimicen y la próxima temporada de incendios sea lo menos dañina posible para el país”, señala Rebolledo.
[Rebolledo: eléctricas están más preparadas ante emergencias]
octubre 31, 2017 | Industria
(Pulso) Argentina y Chile concretaron este fin de semana el primer swap (intercambio) energético de la historia, con el envío desde el lado transandino de dos millones de metros cúbicos de gas natural.
La operación, que se realizó en dos fases, culminando el domingo 29, involucró el despacho desde Argentina de la capacidad que permitió al Terminal GNL Quintero operar sin contratiempos durante la mantención programada que se realizó en estos días, permitiendo principalmente respaldar una parte de la demanda residencial e industrial de la zona central del país. El envío equivalente desde Chile, se debe realizar en las 48 horas siguientes a la recepción del gas natural argentino. La operación total involucra un volumen total de 4 millones de metros cúbicos.
Los envíos fueron articulados por ENAP, por el lado chileno, y por ENARSA, estatal de energía argentina. Las compañías coordinaron con las autoridades de ambas naciones los detalles del despacho, junto a los actores privados involucrados en la operación: Aprovisionadora Global de Energía (filial de CGE) y GasValpo.
El gas enviado desde Argentina provino de la provincia de Neuquén, y se trasladó por medio del gasoducto GasAndes.
Marcelo Tokman, gerente general de ENAP, comentó que “este swap marca un hito en el intercambio energético entre ambos países, a diez años de la crisis del gas, y abre la posibilidad de nuevos acuerdos que fortalecen la relación de beneficio mutuo entre ambas naciones”.
En tanto, el gerente de Gas y Energía de ENAP, Alfredo del Carril, aseguró que “nos enorgullece ser articuladores y coordinar los esfuerzos de todas las compañías para probar este sistema que permite utilizar la infraestructura existente en ambos países, para prestarnos asistencia mutua y así estar preparados ante eventuales contingencias operativas, que se produzcan a ambos lados de la Cordillera”.
octubre 30, 2017 | Industria
(La Tercera) Un contrato de abastecimiento con distribuidoras eléctricas a 15 años por 5.040 GWh anuales, obtenido en 2014 a través de una licitación y que está valorado en unos US$ 2.500 millones, es el último activo que puso en venta la generadora Engie en Chile, que se suma a la búsqueda de un comprador para sus centrales a carbón en el norte del país.
El “paquete” está siendo ofertado por el banco Citi, y ya cuenta con cinco ofertas sobre la mesa, cuya decisión final desde Francia, donde se ubican los cuarteles generales de la firma, se tomaría en dos meses.
El proceso partió el año pasado, cuando la CEO global de Engie, Isabelle Kocher, informó la intención de deshacerse de sus principales generadoras de carbón y petróleo en el mundo, para virar hacia energías renovables y amigables con el medioambiente. La venta de todo ese paquete, se indicó entonces, permitiría a la firma franco belga recaudar unos US$ 17 mil millones. Tras ello, el mismo Citi había puesto en venta las centrales a carbón y petróleo en Chile, que suman una capacidad instalada de 2.300 MW de capacidad instalada.
[Grandes generadoras dan un vuelco y se suman al gremio de las renovables]
Sin embargo, tras más de un año de proceso, no hubo interesados en comprar dichas centrales, por ser poco eficientes y no ser competitivas con las energías renovables que hoy están vendiendo energía al sistema a valores inferiores a US$ 50 por MWh. Y ahí entonces, Engie sacó la artillería pesada y decidió armar un paquete donde, además de vender sus centrales a carbón, sumó el contrato que se ganó en 2014 en el Sistema Interconectado Central (SIC) para inyectar 5.040 GWh por 15 años a un precio de US$ 109,5 por MWh, cuya operación comenzará a regir en 2018.
Negocio redondo para quien lo compre, sobre todo porque abastecer esa oferta tiene un costo de la mitad de ese valor con los precios que se manejan en el sistema. Asimismo, el precio es más del doble que los de las más recientes licitaciones, que no superan los US$ 50, reflejo del momento actual del mercado.
La incorporación de este activo al paquete de venta cambió radicalmente el escenario, apareciendo los interesados. Así lo explicaron fuentes al tanto del proceso, que agregaron que, hasta ahora, serían cinco las empresas interesadas en el paquete, las que estarían ofreciendo entre US$ 2.000 millones y US$ 2.500 millones sólo por el contrato, a lo que sumaría otra cifra menor por las centrales a carbón que a Engie le urge vender. Vender por separado no está dentro de los planes. O es venta atada o no se vende.
El monto a recaudar, además, sería un negocio redondo para Engie que, junto con lograr la meta impuesta a nivel global, quedaría con caja para desarrollar nuevos proyectos. Solo para dimensionar los montos involucrados, hoy Engie vale en la Bolsa de Comercio de Santiago US$ 2.209 millones al cierre del jueves, y su acción ha rentado 26,22% en el año.
De esta forma, la ex E-CL mantendría en el país sus operaciones en centrales a gas, con lo cual abastecerían sus contratos firmados con grandes mineras para suministrarles electricidad. Asimismo, el negocio de la transmisión eléctrica sería uno de los activos que Engie no venderá y seguirá potenciando en el país. La firma, a través de su filial Transmisora Eléctrica del Norte (TEN), está desarrollando la línea de interconexión SingSIC, que ya está en etapa final de montaje.
Interesados
Aunque los nombres de los interesados no han sido oficializados, en el mercado se especula que entre los oferentes estarían Enel Generación Chile y Colbún. Esta última declinó hacer comentarios al respecto.
A ellos se sumaría Gas Natural Fenosa, matriz de CGE, que ha mostrado públicamente su interés por reforzar su presencia en generación, y ha manifestado públicamente su interés en reconvertir plantas a carbón hacia gas.
Otro de los posibles interesados sería Brookfield. La canadiense, controladora de Transelec, está en un proceso de venta de su negocio de transmisión para concentrarse en generación, luego que su matriz se enfocara en ese segmento a nivel internacional. Por último, dicen fuentes, una empresa china también podría hacer una oferta por el paquete puesto en venta por Engie.
octubre 18, 2017 | Industria, Mundo
Una nueva misión público-privada, organizada por la Embajada de Canadá en Chile, se está desarrollando entre el 16 y el 20 de octubre en Toronto, provincia de Ontario, y en la que participan diversas empresas de distribución y transmisión de electricidad nacionales, el gremio que las reúne, ytambién representantes de las Cooperativas eléctricas, de la Comisión Nacional de Energía y del Coordinador Eléctrico Nacional.
Esta es la segunda misión técnico comercial que organiza la Embajada de Canadá en Chile en colaboración con EDC -la agencia de crédito de exportación del gobierno de Canadá, para dar a conocer la experiencia y las capacidades canadienses en redes inteligentes y reunirse con proveedores así con empresas de distribución y transmisión de la provincia de Ontario. En septiembre de 2016 se había realizado una exitosa rueda de negocios sobre Smart Grid en la ciudad de Montreal con un objetivo similar. Las empresas canadienses tienen amplia experiencia en ayudar a las empresas eléctricas en el mundo a resolver problemas y ahorrar dinero, ofreciendo innovadoras soluciones.
La delegación es encabezada por Andrés Romero, Secretario Ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía, y por Rodrigo Castillo, Director Ejecutivo de la Asociación de Empresas Eléctricas A.G., y contempla en su agenda encuentros con el Ministerio de Energía y el Ministerio de Comercio Internacional de Ontario; mesa redonda con la distribuidora Oshawa PUC sobre el impacto de la implementación de medidores inteligentes; visita al Coordinador del Sistema Eléctrico de Ontario (IESO); visita técnica a distribuidora eléctrica Alectra Utilities para conocer proyecto de red de autorecuperación “self healing grid”; una mesa redonda con el Ontario Energy Board, el regulador eléctriuco canadiense, sobre proceso de planificación de red de distribución, modelos de tarificación, estándares de servicio y calidad de suministro, entre otros; y por último, visitas técnicas a las distribuidoras Toronto Hydro y Hydro One, para conocer de cerca innovadores sistemas de almacenamiento de energía y sus gestiones en manejo de fallas de suministro.
Destaca la visita técnica al Laboratorio de Smart Grid del Centro Urbano de Energía de la Universidad Ryerson, el cual se está evaluando replicar en Chile en coordinación con Empresas Eléctricas A.G.
Este laboratorio fomenta la colaboración para el testeo de ideas, procesos y equipos relacionados con las redes inteligentes en un entorno que recrea las condiciones reales, por ejemplo, puede crear una réplica física y eléctrica de una subestación y de los alimentadores de cualquier empresa de distribución y cuenta con todos los esquemas de protección, interruptores, transformadores, soluciones de control de supervisión y adquisición de datos (SCADA por sus siglas en inglés) y sistemas avanzados de gestión de la distribución (ADMS por sus siglas en inglés). Los usuarios pueden introducir energías renovables, cargas inteligentes, almacenamiento de energía, entre otros, y utilizar la infraestructura de medición avanzada (AMI por sus siglas en inglés) para analizar sus interacciones bajo diferentes escenarios en tiempo real.
En la comitiva participan también, Rosa Serrano, Directora de Estudios y Regulación de Empresas Eléctricas A.G.; Fernando Flatow, Jefe de Regulación y Mercados de la CNE; Rafael Carvallo, Gerente de Tecnología e Innovación del Coordinador Eléctrico Nacional; Cristián Espinosa, Gerente General de la Federación Nacional de Cooperativas Eléctricas, y Arnoldo Toledo Presidente de Fenacopel; y ejecutivos representantes de Chilquinta Energía, Enel Distribución, Grupo CGE, Grupo Saesa y Transelec.
octubre 13, 2017 | Industria
(Pulso) A cinco semanas de que se lleven a cabo las elecciones presidenciales, no son pocos los desafíos a los que se enfrenta el futuro mandatario/a al sentarse en el sillón presidencial. Entre ellos, lo que respecta al sector eléctrico.
Y es que tanto gremios como ejecutivos coinciden en una serie de puntos que deberían ser abordados durante los próximos cuatro años, en los sectores de generación, distribución y gas de red. Cambios, que requerirían nuevas normativas y proyectos de ley.
En el caso de la distribución, el desafío es latente, comentan. Quien llegue a La Moneda deberá continuar con el trabajo avanzado en el actual Gobierno para reformar dicho mercado, con el objetivo de adecuar los estándares de calidad de servicio y la incorporación de nuevas tecnologías.
“Creemos que el proyecto de Ley de Distribución es sin duda el gran tema prioritario que tiene que continuar abordando una nueva administración. Son muchos los desafíos que hemos analizado y trabajado desde el gremio junto a las autoridades durante este año y que es primordial sigan discutiéndose para avanzar en la modernización del sector. Entre ellos, destacamos los cambios regulatorios vinculados a mejorar los estándares en calidad de servicio y de suministro; un plan de masificación para la instalación de medición inteligente en todo el país e incorporar así tecnología base para mejorar monitoreo de redes; y evaluación de planes conjuntos público-privados de soterramiento de redes eléctricas”, comentó el gerente general de CGE, Eduardo Apablaza, quien a su vez es el presidente del gremio Eléctricas A.G.
Esta visión, es compartida desde el mundo de las renovables. “Queda pendiente la actualización de la ley de distribución, que creemos es muy importante y tiene efecto en las renovables”, comenta Carlos Finat, presidente ejecutivo de Acera.
Pero esta no es la única petición del segmento, que agrega el desafío de que las renovables desplacen la tecnología térmica, que hoy considera cerca del 70% de la matriz eléctrica. “Lo que no vemos en las candidaturas, y esperamos que se recoja en el nuevo ejercicio es cuál va ser el plan para poder sacar de servicio esas tecnologías (térmicas) para que sean remplazadas por este 70%,80%, 90% o 100% renovables”, comentó José Ignacio Escobar, gerente general de Acciona y presidente de Acera.
A esto, indica Escobar, se suma la necesidad de incorporar formatos de almacenamiento eléctrico, con el objetivo de facilitar el ingreso de las energías renovables intermitentes.
Este último punto es compartido por el gremio que agrupa a las principales generadoras del país, ya que consideran clave dar mayor flexibilidad a la matriz eléctrica nacional. “Los dos principales desafíos en el desarrollo eléctrico deberán ser avanzar en mayor flexibilidad del sistema eléctrico para facilitar la incorporación de fuentes de ERV (energías renovables variables) y una reforma a la distribución de electricidad con miras a mayor calidad de servicio, redes inteligentes, electromovilidad y como potenciar los usos finales de la electricidad para mayor beneficio ambiental y económico de nuestro país”, comenta Claudio Seebach, vicepresidente Ejecutivo de Generadoras de Chile.
En tanto, y respecto a la calefacción de hogares, desde la industria también anticipan que se deberá seguir avanzando en la reducción de uso de la leña, por temas de contaminación; y, en el caso de la distribución de gas de red, avanzar en la implementación de la nueva ley publicada y puesta en vigencia durante la administración de la Presidenta Michelle Bachelet. “Los desafíos son los reglamentos de la dictación de la ley (de gas de redes), el reglamento de chequeo de rentabilidad y el nuevo reglamento de calidad de gas de red. Eso es un hecho de que quedará pendiente, y no es un tema menor porque son los reglamentos que implementan la ley”, comentó Carlos Cortes, director ejecutivo de AGN Chile, quién también agregó que es “clave corregir la distorsión tributaria que favorece al diesel”, en el uso vehicular.
Representantes de candidatos presidenciales exponen en seminario sobre propuestas energéticas
