mayo 6, 2015 | Industria
(Diario Financiero) La falta de competencia en el sector eléctrico, como causa de todos los males, ha sido argumento recurrente del gobierno para sostener las políticas impulsadas en la Agenda de Energía, y ayer al ministro de Energía, Máximo Pacheco, volvió al ataque.
El secretario de Estado acusó a las generadoras que se oponen a la entrada de la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP)como actor del negocio de generación de estar «cómodas» en un entorno donde hay barreras de entrada para nuevos actores. Esto a propósito de las críticas públicas realizadas, por ejemplo, por el gerente general de Colbún, Thomas Keller, a la participación de la estatal en este segmento.
«Las empresas locales que se oponen a la entrada de nuevos actores privados se acostumbraron a un equilibrio en que sus riesgos son acotados y se complacen con la existencia de barreras de entrada para nuevos actores. Con anterioridad escuchamos un discurso contra las ERNC, contra el GNL, contra iniciativas que significaran aumento de la competencia», dijo Pacheco.
El timonel de Energía sostuvo que esta era una discusión de corte «ideológico» y descartó que la intención de la autoridad sea volver al modelo de «Estado Empresario», aunque indicó que en países como Estados Unidos, China, India y la propia Unión Europea existen empresas estatales fuertes en el rubro.
«No estamos hablando de un Estado interventor y voraz, sino de una instancia que genere mayor competencia en este mercado», dijo.
El proyecto que amplía el giro de ENAP, en trámite en el Congreso, fija que ésta podrá participar como socio minoritario en proyectos de generación, y la idea tras él es lograr el éxito de la licitación de suministro eléctrico que se adjudicará en 2016.
Keller, que ayer asistió a un seminario a un año del lanzamiento de la Agenda de Energía, dijo que la principal preocupación del sector es que las reglas sean claras para todo, por lo que antes de que ENAP incursione en el tema, sería deseable que cuente con una ley de gobierno corporativo.
«Puede haber un potencial conflicto de interés cuando el que administra la empresa competidora, también es el que regula el mercado. La cancha debe ser pareja para todos. Si la intención de ENAP es entrar en generación, nos preocupa esa situación», dijo.
En privado, fuentes consultadas señalaron que las generadoras tradicionales se acercaron a la estatal para manifestar su interés en asociarse a ella, opción habría sido desechada por la petrolera ante el mandato de la autoridad de integrar a un actor nuevo al sistema.
[Las discusiones que persisten de la Agenda de Energía]
Agenda pendiente
Pese a los reconocidos avances de la Agenda de Energía, ejecutivos del sector señalan que hay temas pendientes.
El gerente general de Endesa Chile, Valter Moro, opinó que el proyecto de ley que modifica el Código de Aguas, fijando caducidad para los derechos de aprovechamiento, introduce incertidumbre, ya que el desarrollo de centrales hidroeléctricas demora hasta 15 años.
«Lo que se plantea en el Código de Aguas son tiempos de caducidad de los derechos que muchas veces no son compatibles con los de desarrollo de un proyecto. Si queremos hacer desarrollo hidroeléctrico, hay que balancear entre desarrollo de infraestructura energética y esos tiempos», dijo.
Moro señaló que el plan de inversión de Endesa Chile contempla proyectos de ERNC, que trabajarán con Enel Green Power, y no descartó que en el futuro se asocien, ya que hasta ahora la relación se ha limitado a acuerdos comerciales de suministro de energía.
Asimismo, Juan Clavería, de Engie (ex GDF Suez), y Andrés Kulhmann, de Transelec, señalaron la necesidad de avanzar en los proyectos de transmisión, asociatividad y regulación de los servicios complementarios.
[Máximo Pacheco: 76% de patentes municipales de eléctricas se paga en regiones]
Gobierno oficia a eléctricas para que trasladen pago de patentes a comunas
El proyecto de ley de patentes municipales, uno de los tres pilares que contenía la iniciativa de asociatividad, está en proceso de elaboración, y una de las principales directrices que contendrá será la obligación de que los proyectos productivos paguen su patentes en las comunas donde mantienen operaciones, y no donde está ubicada su casa matriz, como sucede en muchos casos hoy.
El lunes, el Ministerio de Energía ofició a las generadoras para que avancen y se adelanten a la discusión del proyecto, para mostrar su compromiso con las comunidades.
Según señaló Pacheco, la mayoría de las firmas ha avanzado en esto. «Hoy hemos conseguido, por la vía administrativa, y antes que haya ley, que el 76% de las patentes se paguen en los municipios donde están instaladas las operaciones de generación», dijo.
Fuentes señalan que las firmas que tienen mayores avances en este sentido son E-CL (filial de Engie, ex GDF Suez) y AES Gener (controlada por AES Corp.), que ya habrían cumplido este trámite casi en todas sus operaciones. Colbún estaría en proceso, mientras que en Endesa Chile señalan que «mayoritariamente» las patentes ya se pagan en los territorios donde operan.
En el marco del seminario organizado por Amcham, el académico y consultor Hugh Rudnick señaló que el retraso en al concreción del proyecto de asociatividad se debía a las diferentes visiones que había en el Ejecutivo respecto de sus alcances. Pacheco señaló que «la agenda está en plena ejecución. En asociatividad hemos avanzado de manera significativa».
El titular de Energía sostuvo, además, que materias como la regulación de la tarificación de los servicios complementarios se abordarán en el proyecto de ley sobre transmisión.
abril 23, 2015 | Industria
El presidente del directorio del CDEC-SIC, Sergi Jordana, señaló que este año enfrentarán «los desafíos que nos impondrá la interconexión con el CDEC-SING, que implicará un importante esfuerzo en la homologación de procedimientos,modelos, bases de datos, planes de recuperación de servicios, planes de defensa contra contingencias extremas entre ambos CDEC, de tal forma de converger hacia fines de 2017 en el futuro CDEC nacional, como lo han afirmado las autoridades del sector».
El ejecutivo formuló estas declaraciones durante la entrega de la primera cuenta pública del CDEC-SIC, a la cual asistieron integrantes de las empresas del sector representadas en el organismo.
Jordana también informó que el CDEC-SIC compró un terreno en el parque de negocios ENEA, por unos$750 millones, donde construirá una nueva sede para su Centro de Despacho y Control (CDC), «como también la posibilidad de establecer el edificio institucional».
«Esperamos contar con un proyecto afinado en octubre, para licitar su construcción a comienzos del próximo año», afirmó Jordana.
Durante la cuenta pública, el director técnico ejecutivo del CDEC-SIC, Andrés Salgado, mencionó que la generación eléctrica del sistema aumentó 2,9% en 2014, de los cuales la energía eólica registró una expansión de 121%.
Dentro de los desafíos del CDEC-SIC, Salgado indicó que están la implementación de servicios complementarios y del reglamento de potencia, además de mejorar la difusión de los cálculos de peajes troncales en el sitio web y la elaboración de una guía de nuevas conexiones al SIC.
[Sergi Jordana es designado nuevo presidente del directorio del CDEC-SIC]
abril 2, 2015 | Industria
Considerando el desafío que implica un escenario donde confluyen factores como el ingreso de mayor capacidad termoeléctrica; la incorporación de proyectos ERNC; y los efectos de operar interconectado con el sistema argentino (SADI), el Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado del Norte Grande (CDEC-SING) elaboró un nuevo estudio que analiza desde el punto de vista operacional, los escenarios proyectados para 2017.
La publicación denominada “Efectos Técnicos – Económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING: Escenarios 2017”, analiza las principales condiciones de operación que se proyectan para 2017, considerando distintos escenarios de integración ERNC, con diversos mix de generación: 90% solar / 10% eólico, y 70% solar / 30% eólico.
Desde el CDEC-SING explica que este estudio actualiza y complementa el trabajo realizado en 2012, en donde los resultados generales señalaban que para el caso eólico era posible gestionar hasta 300 MW de capacidad instalada, y para el caso de la energía solar –fotovoltaica- 450 MW, hacia 2014.
Este nuevo estudio destaca entre sus principales resultados, los cambios proyectados para el régimen operativo del parque generador convencional, a través del número de partidas, la colocación de energía, y los efectos en los ciclos de mantenimiento, cambios que podrían incrementar los costos variables no combustibles de las unidades generadoras convencionales, y/o dar lugar a la definición de nuevos servicios complementarios que incentiven la flexibilidad del parque generador convencional.
Así también, se destaca que considerando los distintos escenarios proyectados para 2017, el SING está en condiciones de gestionar una cifra superior a los 1.000 MW de ERNC.
[CDEC-SING expuso avances y desafíos de la primera red WAM en Chile]
El nuevo estudio forma parte del “Plan de Integración ERNC al SING” iniciado por CDEC-SING en 2012, con el propósito de prepararse en el desarrollo de herramientas y competencias que permitan abordar de manera segura y eficiente la incorporación de ERNC al SING.
diciembre 18, 2013 | Formación, Proveedores
(CDEC-SIC) Con la asistencia de un centenar de profesionales y ejecutivos pertenecientes a empresas de generación, transmisión, subtransmisión y clientes libres, se realizó los días 9 y 10 de diciembre, el Seminario Técnico: “Coordinación de la Operación y Expansión del Sistema de Transmisión Troncal del SIC”, organizado por el Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado Central (CDEC-SIC).
A través de esta actividad, se buscó difundir y capacitar a las empresas coordinadas por este organismo, sobre los procesos empleados por las direcciones de Operación y Peaje en el cumplimiento de sus funciones específicas. Dentro de los temas abordados en el Seminario, estuvieron la Revisión Anual del Estudio de Transmisión Troncal, los Estudios Operacionales en el CDEC-SIC, la Planificación de la Operación en el CDEC SIC y los Reglamento de Servicios Complementarios y sus Procedimientos.
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.
