diciembre 31, 2013 | Industria
(La Segunda) En un dolor de cabeza se transformó para las distribuidoras el adjudicar la electricidad necesaria para abastecer a clientes residenciales -hogares y pequeñas empresas- para los próximos años; todo esto, en un escenario de estrechez de capacidad de generación de energía.
Si bien en el primer intento les fue mejor de lo que esperaban al adjudicar un 78% de toda la energía licitada, en la industria reconocen que es una incertidumbre lo que pasará en los nuevos procesos.
Con ese panorama las compañías distribuidoras -y tras conversarlo con la Comisión Nacional de Energía (CNE)- optaron por desistir de un nuevo llamado que se suponía adjudicado en febrero. El concurso estaba destinado a abastecer de energía para el lapso 2016-2018.
Ahora, fusionarán estos bloques con el 22% que no fue adjudicado durante el primer proceso realizado en noviembre pasado, entregando un periodo más amplio de contrato, lo que sería más atractivo para las generadoras.
Así, el nuevo llamado buscará adjudicar un bloque de suministro de energía entre el 1 de septiembre de 2014 y el 31 de diciembre de 2025.
Según se explica en el documento publicado por las generadoras, el bloque contiene una componente base -asociada a la energía anual requerida en cada año- y una variable, la que busca absorber incrementos no esperados en la demanda de energía.
De acuerdo a la misma publicación , la componente base de energía es de 646 GW/h en el período septiembre-diciembre de 2014; 1.238 GW/h el año 2015;4.181 GW/h el año 2016 y 4.545 GW/h para cada año del período 2017-2025.
A su vez, la componente variable constituye el 10% de la energía requerida en cada año por la componente base. El bloque de suministro se dividirá en 100 subbloques, todos de igual tamaño o cantidad de energía anual y con la misma fecha de vencimiento, que será el 31 de diciembre de 2025.
Generadoras podrán cobrar hasta US$120 por MW/h
Pese a que con los cambios las generadoras apuestan a producir mayor interés de las empresas generadoras por participar, el precio fijado como «techo» para ser cobrado por las compañías es de US$120 por MW/h, en promedio, un 50% más elevados que los contratos actuales que deben ser renovados.
Explican en la industria que la falta de oferta de nueva generación competitiva complica la adjudicación de los contratos a precios competitivos. Los acuerdos actuales promedian un valor de US$80 por MW/h.
Ya en el proceso anterior, Colbún y AES Gener -dos de las empresas más grandes del sistema- optaron por no participar de la licitación. En el sector explican que la generación competitiva de estas empresas ya estaba contratada y no tenían nueva capacidad eficiente.
Entre los grandes, fue sólo Endesa la que participó de la licitación, adjudicándose un 70% del total del bloque de suministro.
Desde el Ejecutivo han señalado que las empresas que no participaron anteriormente podrían hacerlo si alcanzan contratos de gas a precios competitivos que les permita utilizar centrales térmicas que hoy funcionan con diésel, combustible menos eficiente.
diciembre 30, 2013 | Industria
(Diario Financiero) Un grupo de generadoras eléctricas recurrió por cuarta vez ante el Panel de Expertos, especie de tribunal que zanja las divergencias del sector, para impugnar el rol de la autoridad en decisiones relacionadas con el sector.
En esta oportunidad las discrepancias presentadas por Endesa Chile y alguna de sus filiales, así como por AES Gener, Colbún, Guacolda y las operadoras de menor tamaño Puntilla e Hidromaule, apuntan a la intención de la intervención de la Comisión Nacional de Energía (CNE) -a través de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC)- en algunas decisiones y trámites de los Centros de Despacho Económico de Carga (CDEC), entidades que coordinan la operación de los sistemas y están integrados por generadoras y transmisoras así como los grandes consumidores de energía.
El desencuentro entre las empresas y la autoridad data de 2011 y se relaciona con los mecanismos establecidos para enfrentar el quiebre en la cadena de pagos de sistema que provocó la quiebra de Campanario.
En esta oportunidad el cuestionamiento se centra en varios artículos de la más reciente versión del Procedimiento de la Dirección de Peajes (DP) del CDEC del Sistema Interconectado Central (SIC) para el “Cálculo y Determinación de Transferencias Económicas de Energía”, es decir, es el protocolo para definir los pagos que las generadoras deben hacer o los ingresos que reciben según sus retiros o inyecciones de energía.
En este documento se establece, entre otras materias, un mecanismo para suspender del sistema a una empresa que, tal como sucedió antes con Campanario, deje de cumplir sus obligaciones. El problema, reclaman las empresas ante el panel, es que el procedimiento establece que el CDEC debe comunicar el incumpliento a la SEC para que ésta decrete la suspensión e instruya la forma de proceder en esta situación excepcional.
En sus presentaciones las eléctricas coinciden al señalar que esto es contrario a lo establecido en la legislación respecto de las atribuciones de la autoridad e, incluso, a lo que recientemente determinó la Contraloría General de la República, según mencionan HidroMaule y Puntilla en su presentación conjunta.
Entre los argumentos de AES
Gener, en tanto, figura que el objetivo de esta medida es “dejar sometida a la DP del CDEC –y a través
de ésta, a todos los integrantes
del CDEC- a las instrucciones de la SEC (…) la autoridad pretende por esta vía indirecta hacerse
de poderes omnímodos para redistribuir, según su propio criterio,
las consecuencias jurídicas y económicas de una relación contractual fallida”.
El 20 de diciembre se realizó la audiencia pública, donde las empresas y el CDEC expusieron sus posturas y éste último planteó que dejaba a criterio del panel la determinación de quién debe decretar la suspensión. Ahora, sólo resta que nuevamente el tribunal dirima esta disputa.
Revés en recurso contra la SEC en la contraloría
El 19 de diciembre pasado la Contraloría General de la República se pronunció en el marco del recurso que Colbún, AES Gener, Endesa Chile y Eléctrica Puntilla presentaron para impugnar una instrucción de la SEC que establece que las generadoras asuman a su costo el abastecimiento de volúmenes de energía excedentarios a los contratados por las distribuidoras, amparada en directrices y estudios de la CNE y la Subsecretaría de Energía.
La respuesta del organismo fue un revés para las eléctricas ya que no se pronunció debido a que el tema está en conocimiento de los tribunales de Justicia.
Lo anterior referido a los recursos de protección que cuatro generadoras interpusieron ante la Corte de Apelaciones de Santiago también en contra del polémico instructivo. Según consta en los expedientes electrónicos del tribunal en algunas de estas causas los alegatos ya se realizaron, mientras que en otra de ellas Eléctrica Puntilla, ligada a los Canalistas del Maipo, pidió que el tribunal requiera a la CNE y a la Subsecretaría de Energía explicaciones respecto de los antecedentes que la SEC tomó como directrices en este asunto.
diciembre 30, 2013 | Medio Ambiente
(El Mercurio) Nunca en los 70 años de Endesa un año había sido tan parecido a una pesadilla. La mayor eléctrica del país termina 2013 con problemas en cinco obras emblemáticas, que significan inversiones por US$6.581 millones, 4.480 megawatts (MW) de potencia y que permitirían a la compañía casi duplicar su actual capacidad instalada: Bocamina, Los Cóndores, Punta Alcalde, HidroAysén y Neltume.
«Endesa tiene más problemas porque es la más grande, pero todas las empresas eléctricas enfrentan desafíos similares y tienen las mismas dificultades para concretar sus inversiones», comenta la gerente general de Energética y ex titular de la Comisión Nacional de Energía (CNE), María Isabel González.
Ahora los dados están puestos en lo que haga el nuevo gobierno de Michelle Bachelet, donde -señalan profesionales del comando- solo una cosa está más o menos clara: HidroAysén no se hará como está.
Endesa posee 5.961 MW en Chile. Es la principal filial de Enersis, que a la vez es subsidiaria de la empresa española Endesa y esta de la italiana Enel. Es presidida por Jorge Rosenblut, ingeniero que tuvo puestos de responsabilidad en los primeros gobiernos de la Concertación y que tiene una amistad con la presidenta electa.
Pese a sus tropiezos en sus proyectos, Endesa sigue siendo una empresa rentable. En Chile su utilidad operacional subió 44% a septiembre de 2013, obteniendo US$ 340,47 millones. Eso se debe a que sus plantas históricas sustentan la energía de base. Hoy más de un 30% de su producción de electricidad proviene de centrales que fueron construidas cuando la empresa era estatal, algunas hace ya 65 años, como Abanico o El Toro.
Agricultores del Maule contra central Los Cóndores
Con una inversión de US$ 600 millones, la hidroeléctrica de pasada de 150 MW se enfrentó con la oposición de los agricultores del río Maule por el uso de las aguas que bajan desde la cordillera. Endesa había suscrito un protocolo de uso de este cauce con la Dirección de Obras Hidráulicas del Ministerio de Obras Públicas, pero tras las protestas de los canalistas del Maule este documento quedó en cero, explica el gerente general de Canal Maule, Jorge Lavín.
Así, Endesa no podrá usar las aguas de la Laguna del Maule en invierno, sino solo en la época estival, cuando los agricultores la necesitan, precisa este ejecutivo. Según Lavín, el 20 de diciembre de 2013, el MOP, por medio del subsecretario Lucas Palacios, le comunicó a Endesa que a partir de ahora el MOP establecerá las nuevas condiciones, no negociables y con las cuales la Endesa deberá modificar su proyecto si pretende continuar con su desarrollo.
«La idea es que la Dirección de Obras Hidráulicas tenga el 100% del control de las aguas de la laguna del Maule. En base a este escenario Endesa evaluará la factibilidad de realizar las modificaciones al proyecto para construir la Central Hidroeléctrica Los Cóndores. En caso contrario deberá desistir», dice Jorge Lavín.
Pero el gerente general de Endesa, Jorge Galindo, dice que no hay cambios, que seguirán usando las aguas como lo han hecho en los últimos 70 años.
Punta Alcalde y su fallo adverso
El mayor proyecto térmico del país está hoy en la Corte Suprema. Ya se sabe que por tres votos a favor y dos en contra, el máximo tribunal habría ratificado la decisión de la Corte de Apelaciones, frenando Punta Alcalde, un proyecto por 740 MW y casi US$ 2.000 millones de inversión. Sin embargo, abriría la opción de alzar esta suspensión si la empresa somete a consulta ciudadana la instalación de un filtro para mejorar la calidad del aire en la zona, lo que elevaría el costo de la iniciativa.
Bocamina II: todo el año paralizada
Esta central en Coronel es una ampliación de una planta a carbón puesta en servicio en 1970. Si bien se logró una autorización ambiental por 350 MW, la instalación puede generar hasta 370 MW. Por esos 20 MW adicionales la empresa solicitó un nuevo permiso ambiental.
En operación desde 2012, Bocamina II fue paralizada hace unos días por reclamos de los vecinos y pescadores de que emite contaminación, comenta Lorenzo Soto, representante de la comunidad. El 24 de diciembre pasado este abogado interpuso otro recurso de protección por Bocamina I. «Anticipamos que Bocamina II y Bocamina I estarán todo el año paralizadas, porque vamos a seguir con esta causa hasta el final», comenta Soto.
Además, la Superintendencia de Medio Ambiente inició un proceso sancionatorio contra la central.
Neltume, en consulta indígena
Es, como HidroAysén, casi una leyenda ingenieril. Desde los años 70 que esta central ubicada en Panguipulli aparece en los planes de la entonces Endesa estatal.
El proyecto actual tendría una capacidad instalada de 490 MW y costaría US$ 781 millones. Su tramitación empezó en 2010. A inicios de diciembre se pospuso su evaluación ambiental para completar la consulta indígena en el marco del Convenio 169 de la Organización Internacional del Trabajo (OIT).
Este proceso no es ni será fácil, comenta el abogado Lorenzo Soto. En la zona se organizó el Parlamento de Coz Coz -en alusión a los «parlamentos» o reuniones de paz entre españoles y mapuches- y es abiertamente contrario a la central. Tienen apoyo de organizaciones internacionales para ello, así como de algunos empresarios de la zona.
HidroAysén: Gobierno no daría el vamos
Si bien el megaproyecto HidroAysén tiene la autorización ambiental, está detenido. Colbún, del grupo Matte, definió que no seguiría con él hasta que hubiera una definición del Ejecutivo. En lo formal, está a la espera de que el Consejo de Ministros resuelva una serie de reclamaciones tanto de la empresa como de los detractores de la iniciativa.
Aunque el titular de la Secretaría General de la Presidencia, Cristián Larroulet, dijo que los ministros sesionarían antes de marzo, en La Moneda acotan que todo indica que eso no pasará. «El Consejo de Ministros no sesionará», comentan conocedores del proceso. «Al Presidente no le convence el proyecto», acotan. Y, señala un profesional que trabaja en Teatinos 120, «Piñera no hará nada que lo complique para una candidatura presidencial en 2017 e HidroAysén puede hacerlo».
HidroAysén contempla cinco centrales hidroeléctricas, dos en el río Baker y tres en el río Pascua, ubicadas en la XI Región de Chile. Con una superficie total de 5.910 hectáreas, que equivale al 0,05% de la Región de Aysén. El complejo hidroeléctrico aportará 2.750 MW al Sistema Interconectado Central (SIC).
diciembre 19, 2013 | Industria
(Pulso) Cinco ministros de Energía habrá tenido, cuando cierre su gestión, el gobierno del presidente Piñera. Cinco nombres que reflejan la dificultad que tuvo el mandatario para alcanzar e impulsar acuerdos en la materia. Y, más complejo aún, de materializar la agenda renovadora que prometió.
Este diagnóstico lapidario es parte de la justificación de la nueva cumbre eléctrica a la que citó el presidente de la República, que se concretará hoy en el Palacio de La Moneda, y a la que ya confirmaron los directivos de empresas como Enersis (Ignacio Antoñanzas), Colbún (Bernardo Larraín Matte), AES Gener (Felipe Cerón) y CGE (Jorge Marín). En la cita estará el ministro de Energía, Jorge Bunster.
Según ejecutivos de empresas del sector energético, la invitación no incluye una pauta de temas, que es como suele hacerse. No obstante, trascendió que el presidente busca dar una señal de su interés «hasta el último día de su gestión» por la situación energética: hará un recuento de las medidas adoptadas bajo su mandato -con aprobación de la ley de Concesiones como punta de lanza- y trazará líneas de lo que piensa que viene para el futuro inmediato.
Todo esto, entendiendo que se trata de un tema en el que hay coincidencia de que se avanzó poco, pese a iniciativas como la Estrategia Nacional de la Energía (ENE) y el CADE, que mostraron una hoja de ruta que no se tradujo en proyectos de ley ni en otros cambios normativos. Piñera no se puede comprometer a agilizar la agenda eléctrica por falta de tiempo, pero sí insistirá en un punto que para él es clave: el desarrollo de nueva capacidad a gas natural para aliviar las proyecciones de déficit de oferta competitiva de energía en el mediano plazo.
Dificultad para el gas
Ello requeriría no sólo del respaldo político, sino que también que las empresas controladoras de los terminales y los consumidores -y también los potenciales consumidores- alcancen acuerdos para poder maximizar el uso de los terminales de GNL y que ésta cuadre con los requerimientos del sistema energético.
Entre los avances de su gestión, Piñera también dará a conocer la decisión de modificar las bases de la próxima licitación de suministro, cuyas bases serán rediseñadas para incorporar la energía que no alcanzó a ser adjudicada en el anterior proceso -el 22% del bloque total- y que conformará un paquete más atractivo para las generadoras eléctricas.
Además, se buscará flexibilizar las bases, de manera de facilitar la incoporación de nuevos actores distintos a los que hoy operan en Chile, dando tiempo para que puedan desarrollar sus proyectos.
«La primera licitación se adjudicó un 78% y quedó un remanente. Hemos propuesto incorporarlo en los bloques que se iban a licitar en el segundo trimestre del próximo año. Eso se está terminando de afinar en la CNE y sí, vamos a ir en ese camino, y probablemente sea así», dijo el ministro de Energía, Jorge Bunster.
«Se está analizando cambios para hacer la licitación más atractiva. En base a la primera licitación, hemos revisado si hay cambios que convenga hacer para generar espacio para incorporar operadores que hoy no están en el mercado. Lo que se está buscando es garantizar acceso a nuevos actores. Buscar mecanismos para que se abra a actores nuevos que puedan entrar con proyectos como Octopus o distintas iniciativas que están en fase de licitación y que puedan postular», agregó Bunster, durante la inauguración de una planta solar en Andacollo, la semana pasada.
diciembre 18, 2013 | Industria
(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.
