Q
Los cuatro puntos pendientes que deja la agenda eléctrica de Piñera

Los cuatro puntos pendientes que deja la agenda eléctrica de Piñera

(La Tercera) Cuatro años complejos, marcados por la sequía, altos precios de la energía y paralización o judicialización de los proyectos eléctricos, ha enfrentado la actual administración, dejando varios temas pendientes en su agenda energética.

En lo inmediato, la autoridad dio ayer otro paso con la aprobación en la Cámara Baja del proyecto de ley que permitirá interconectar los principales sistemas eléctricos del país: el Sistema Interconectado Central (SIC) y el del Norte Grande (Sing).

La iniciativa tuvo una historia compleja. La Comisión Nacional de Energía (CNE) sumó este proyecto en el plan de expansión del sistema troncal, lo que rechazaron las eléctricas, que reclamaron al Panel de Expertos. Este organismo, que dirime las controversias en el sector, determinó que la actuación de la CNE era ilegal y, tras ello, el gobierno decidió enviar un proyecto para modificar la Ley General de Servicios Eléctricos e incluir la interconexión.

Tareas pendientes

Si bien en el sector eléctrico reconocen los avances en la materia, como la ley que modifica el sistema de obtención de concesiones y servidumbres eléctricas, y la ley de energías renovables no convencionales, que amplió al 20% la participación en la matriz de estas energías al 2025, estiman que no se concretaron todos los objetivos trazados por la autoridad.

La primera de las iniciativas que quedaría pendiente para la administración Bachelet es el proyecto de carretera eléctrica, que fue ingresado al Parlamento el 4 de septiembre de 2012 y que hoy aún está en análisis en primer trámite en el Senado.

Este proyecto -que fue analizado por el Comité Asesor de Desarrollo Eléctrico (Cade)- buscaba reformar el sistema de transmisión eléctrica troncal, estableciendo y unificando criterios para que los desarrollos privados se llevaran adelante. El proyecto ha contado con la oposición de diversos parlamentarios -entre ellos, el senador Antonio Horvarth-, que lo consideran un “traje a la medida” para HidroAysén.

Otro tema pendiente es el envío de una iniciativa legal para establecer compensaciones a las comunidades por la instalación de proyectos. Si bien el ex ministro Marcelo Tokman promovió esta idea al final del gobierno anterior, la administración Piñera la hizo suya.

El proyecto establecía que las firmas que instalaran proyectos eléctricos de más de 200 megawatts en el SIC o Sing debían pagar un impuesto específico -en beneficio de los municipios- de 270 UTM por cada megawatt de potencia instalado.

En varias oportunidades se anunció que la iniciativa se retomaría e, incluso, tuvo un rediseño en el que trabajó el subsecretario de Energía, Sergio del Campo. Pero como las visiones de la Segpres y Energía eran distintas, no prosperó.
Las generadoras han señalado públicamente que este proyecto ayudaría a destrabar las inversiones en el sector, al traspasar a las comunidades donde se emplazan las centrales parte de los beneficios.

En su mensaje del 21 de mayo de 2010, Piñera anunció el envío de un proyecto de ley para introducir la figura de los comercializadores eléctricos al sistema -denominada multicarrier eléctrico-, pero a la fecha no se ha concretado. Con esto se buscaba una mayor competencia en el sector, al dar la posibilidad de que distintas entidades -y no sólo las distribuidoras- pudieran vender energía a clientes residenciales, comerciales y libres, lo que también ayudaría a bajar los precios.

Asimismo, en el marco de las medidas pro inversión, el gobierno señaló que se modificaría el reglamento que rige a las actuales licitaciones de suministro eléctrico -punto considerado clave por las generadoras y distribuidoras-, entregando mayores plazos y flexibilidad a estas licitaciones, a fin de promover la entrada de nuevos actores. Hasta la fecha, esto no ha sucedido, y la última licitación -donde se adjudicó el 78% de la energía ofrecida- se realizó con el reglamento vigente.

Otro de los anuncios fue el establecimiento de un catastro de sitios donde se podrían instalar proyectos industriales, entre ellos centrales eléctricas, el que finalmente terminó en un registro detallado del territorio realizado por Bienes Nacionales, sin recomendaciones.

Fuentes del sector señalan que el gobierno avanzó en la dictación del reglamento de servicios complementarios del suministro eléctrico -que estuvo paralizado por 9 años-, pero quedan pendientes otros menores, como el de potencia y alta tensión.

Endesa evalúa zonas aledañas a Rapel y Santo Domingo para emplazar nueva central a gas

Endesa evalúa zonas aledañas a Rapel y Santo Domingo para emplazar nueva central a gas

(Pulso) La idea de Endesa de levantar una nueva termoeléctrica en la zona central va tomando forma.

En los próximos días, los ejecutivos de la principal generadora eléctrica del país deberán definir cuál será la locación para construir esta nueva unidad que operará con gas natural, y que podría aportar cerca de 400 MW al Sistema Interconectado Central (SIC), adicionales a los proyectos en marcha y a la capacidad instalada disponible.

Esta nueva unidad permitiría a la generadora aprovechar los volúmenes adicionales de gas natural que la empresa contrató recientemente con BG, dando cumplimiento a su opción preferente como socio del terminal GNL Quintero.

Precisamente, este gas arribará hasta la infraestructura disponible en la Región de Valparaíso, y donde además de Endesa participan ENAP, Metrogas y el consorcio formado por la hispana Enagás y Omán Oil.

La eléctrica -controlada por la italiana Enel- ya no tiene espacio para ampliar todavía más sus unidades a gas existentes, como San Isidro, Quintero o Taltal, por lo que se debe necesariamente buscar una locación nueva y partir de cero.

Entre ellas, surgieron dos opciones en zonas aledañas a Rapel y Santo Domingo.

En la primera ubicación, Endesa posee terrenos en la zona en las que se emplaza la vieja hidroeléctrica de Rapel, lo que a su vez le permitiría acceder al agua necesaria para enfriar los procesos. En el caso de Santo Domingo, Endesa estaría viendo opciones de ubicaciones con el objetivo de levantar una generadora a gas natural.

Consultada de manera oficial, la empresa no se refirió al tema.

Según trascendió, y una vez definida la ubicación, la central a gas sería abastecida mediante camiones provenientes del terminal de Quintero, el que también es operado por Metrogas y ENAP.

La eléctrica se adjudicó hace dos semanas un contrato de abastecimiento con un pool de distribuidoras lideradas por CGE Distribución a un precio de US$129 por MWh, que será abastecido mayormente con gas natural.

Actualmente, Endesa opera las centrales a gas Quintero, que aporta 257 MW al SIC, Taltal (245 MW) y el complejo San Isidro, que suma 758 MW con sus dos unidades.

DÉFICIT
La alternativa que evalúa Endesa permitiría paliar parte del déficit de nueva capacidad disponible para el mediano plazo. De acuerdo con los pronósticos de expertos, hasta 2015-2016 hay certeza de que habrá abastecimiento -y si llueve, a precios competitivos- pero que más allá de esa fecha no se puede asegurar nada. De acuerdo con las últimas proyecciones de la Comisión Nacional de Energía (CNE), este pronóstico es acertado.

Según el último informe de precio de nudo de la CNE, correspondiente a octubre de 2013 en el SIC se encuentran en obras centrales que suman una capacidad instalada de 1.884 MW, que permitirán un crecimiento total de casi 14% en la potencia instalada en la zona central. Es decir, esta es la potencia que ingresará al parque de generación del SIC entre este 2013 y 2018, año en el que entra la última unidad, que corresponde a la etapa final del proyecto Alto Maipo.

Distribuidoras eléctricas tienen plazo hasta enero para lanzar nueva licitación

Distribuidoras eléctricas tienen plazo hasta enero para lanzar nueva licitación

(Diario Financiero) Hasta mediados de enero próximo las distribuidoras eléctricas tienen plazo para llamar a una nueva licitación de suministro, a fin de adjudicar el remanente de energía que no fue colocado en la subasta realizada a fines de noviembre, donde Endesa y Enel ofertaron por el 78% del bloque disponible.

El proceso original comprendía abastecer del orden del 12% a 14% de la demanda de los clientes residenciales del Sistema Interconectado Central (SIC) en el período 2014-2024, con un promedio anual de 5.000 GWh.

La ley establece un plazo de 30 días hábiles para realizar este nuevo llamado, período que comenzó a correr a partir del 29 de noviembre. Ayer debía realizarse el segundo llamado de la licitación, pero ese trámite no se habría realizado.

Esta semana el gobierno a través del Ministerio de Energía debería determinar cuál será la instrucción que impartirá a las concesionarias eléctricas, a través de la Comisión Nacional de Energía (CNE), según dijo la semana pasada el titular de la cartera, Jorge Bunster.

El subsecretario de Energía, Sergio del Campo, explicó previamente que entre las opciones que se barajan figura traspasar el remanente a la siguiente subasta, que comprendía un período más corto de tres años, entre 2016 y 2018.

La idea, que suena fuerte a nivel privado, pero que no ha sido oficializada por la autoridad, es rediseñar el proceso para considerar nuevamente contratos a 10 años plazo, lo que incentivaría la participación de generadores que cuentan con unidades en base a gas natural que actualmente están subutilizadas por no contar con este suministro.

Considerando que el inicio del suministro es a partir de 2014, poner en operación esas unidades es las opción más viable para contratar esa energía, ya que la construcción de proyectos nuevos está prácticamente paralizada.

Colbún y Gener dicen que falta de gas les impidió ofertar en la licitación eléctrica

Colbún y Gener dicen que falta de gas les impidió ofertar en la licitación eléctrica

(Pulso) «Lo que es preocupante es que a una licitación de estos precios no se hayan presentado los generadores», dijo Ignacio Antoñanzas, gerente general de Enersis, hace dos semanas, cuando se dio a conocer el resultado del reciente concurso de suministro en el que Endesa Chile y Eléctrica Panguipulli -empresa relacionada- se adjudicaron el 78% del contrato con las distribuidoras.

El recado tenía dos destinatarios: Colbún y AES Gener. Ninguna de las dos empresas -la segunda y tercera mayor generadora del SIC- se presentó a la licitación, pese a que el precio de reserva, de US$129 por MWh, era considerado atractivo por la industria en general.

¿Por qué ambas firmas se restaron? Según confidenciaron a PULSO fuentes del sector eléctrico, ambas empresas se excusaron formalmente frente a las distribuidoras, explicando que no tienen capacidad adicional para ofrecer, pues las centrales que tienen operando a firme hoy ya están contratadas por otros clientes.

Esto se explica, según la versión de las generadoras, por la dificultad que hoy tienen para conseguir gas natural que les permita operar de manera permanente algunas de sus centrales que utilizan este combustible, como el complejo Nehuenco (Colbún) y Nueva Renca (AES Gener).

Actualmente, ambas empresas han recibido de manera esporádica volúmenes de gas desde el terminal de Quintero, al que acceden mediante compras puntuales a ENAP o Metrogas, dos de los socios del terminal (los otros son Endesa y el consorcio Enagás-Omán Oil).

Sin embargo, como no tienen contratos permanentes, no pueden comprometer volúmenes de generación sin tener certeza de que tendrán gas.

Precisamente, la Comisión Nacional de Energía (CNE) y el Ministerio de Energía fijaron el precio de US$129 por MWh pensando en el gas natural, considerando que los nuevos contratos firmados por los socios del terminal de Quintero y BG permitieron una reducción de los precios.

Ello permitió que la principal generadora del país, Endesa Chile, que sí tiene contratos de largo plazo de gas natural, pudiera participar, quedándose con el 78% del los bloques licitados.

En los últimos meses, ambas firmas han planteado la idea de construir un terminal flotante de regasificación a instalar en las cercanías del de Quintero, aunque todavía no se toma la decisión de iniciar la construcción.

Fuentes cercanas a Colbún plantearon que la empresa ya cuenta con contratos de largo plazo vigentes, como es el caso del acuerdo que mantiene con Codelco por una potencia de hasta 510 MW por 30 años.

De manera oficial, tanto AES Gener como Colbún se excusaron de responder a los requerimientos de PULSO.

NO LICITAR EL 22%

En relación con este mismo proceso de licitación, la CNE decidió no realizar un nuevo proceso para adjudicar a un generador el 22% remanente no adjudicado en la última licitación.

La idea que la autoridad planteó a las distribuidoras es desarrollar diseños que busquen fusionar bloques, con la demanda agregada incorporada en los procesos para evitar tener que salir nuevamente al mercado.

Actualmente, las distribuidoras están trabajando esta idea, a fin de presentar una propuesta que satisfaga a la autoridad y, eventualmente, también a los únicos dos generadores que se presentaron en la licitación de suministro.

Ministro argentino busca atraer inversiones para el sector energético por unos US$20.000 millones

(AméricaEconomía) El ministro de Planificación Federal, Julio De Vido, inicia este jueves en Moscú una serie de reuniones que marcarán el comienzo de la gira que emprenderá por Rusia y China para atraer inversiones para el sector energético por unos US$20 mil millones.

En el primer encuentro, que se inició a las 7 (hora de Argentina), De Vido participa de la firma de un acuerdo entre la estatal Enarsa y la empresa hidroeléctrica rusa Rushydro.

También forman parte de esa reunión el embajador en Rusia, Juan Carlos Kreckler, y el titular de Enarsa, Walter Fagyas.

En tanto, a las 8.30 de Argentina, el ministro de Planificación mantendrá una reunión con las máximas autoridades de la Corporación Estatal de Energía Atómica rusa (Rosatom).

En la sede del organismo se firmará un acta-acuerdo entre la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) y su par rusa.

Además de De Vido, participarán de este segundo encuentro el vicepresidente de la CNEA, Mauricio Bisauta, y el director de la empresa Nucleoeléctrica Argentina S.A., Rubén Quintana.