marzo 31, 2017 | Industria
(Pulso/Bloomberg) La empresa que vendió energía solar a un mínimo récord en Chile en agosto prevé que los precios bajarán aún más en la próxima subasta energética del país en octubre.
“En este mercado hay una competencia enorme y no hay nada de las hipótesis fundamentales que haya cambiado respecto a la licitación anterior”, dijo Íñigo Malo, gerente de Solarpack Corp. Tecnológica para la región andina, en una entrevista en Santiago. “Posiblemente el precio vaya a ser más bajo”.
El desarrollador español ganó contratos en agosto para vender energía solar a US$29,10 por MWh, en ese entonces la tarifa más barata del mundo. Desde entonces, los precios de los paneles han seguido bajando al tiempo que la tecnología se ha vuelto más eficiente. Una licitación en septiembre en Abu Dhabi estableció un nuevo récord de US$24,20.
Solarpack espera conseguir el financiamiento requerido en 2018 para una planta solar de 120 MW en la región chilena de Tarapacá. El proyecto deberá ser concluido en 2021, cuando Solarpack tendrá que empezar a enviar electricidad a la red.
“El modelo financiero que propusimos en la licitación sigue siendo plenamente vigente”, dijo Malo. “La viabilidad del proyecto se mantiene, y ninguna variable ha cambiado para ponerlo en dificultades”.
Chile adjudicó contratos por un total de 12.430 GWh al año en la subasta de agosto, a un precio promedio de US$47,59 por MWh, 40% más barato que en el evento anterior en 2015.
Los resultados cambiaron la composición del mercado energético chileno y fueron una sorpresa, incluso para el Gobierno. Las ofertas hicieron surgir preocupaciones de que los generadores de electricidad podrían encarar dificultades para financiar sus proyectos, pero Solarpack dice que los bancos confían en ellos y que los bajos precios llegaron para quedarse.
Demoras
La capacidad de las empresas para ofrecer electricidad de bajo costo en Chile depende en parte de que el costo de los componentes siga bajando. También depende de un proyecto del gobierno para construir dos líneas de transmisión que conectarían el norte del país, en donde se encuentran la mayoría de las plantas de energía renovable, con el centro de Chile, en donde viven la mayoría de los consumidores.
Uno de los proyectos, la línea de transmisión Cardones-Polpaico de 753 kilómetros acumula una demora de tres meses, dijo la constructora InterChile en febrero. La Asociación Chilena de Energías Renovables calcula que las demoras podrían extenderse por un año, y el ministro de Energía Andrés Rebolledo dijo en enero que acabar la línea a tiempo será un reto.
En septiembre Solarpack vendió una participación de 81 por ciento en cuatro plantas solares en activo en Chile y Perú a la empresa de inversión privada Ardian France SA. Solarpack está abierta a repetir el modelo con otros proyectos mientras se prepara para construir 125 MW de plantas eléctricas durante los próximos seis meses.
“El plan de Solarpack es desarrollar, financiar, construir y operar”, dijo Malo. “No estamos hablando con nadie, pero el mercado se te acercan empresas preguntando cómo podemos colaborar y estos precios los ven factibles”.
marzo 15, 2017 | Industria
El ministro de Energía, Andrés Rebolledo, señaló que para avanzar en la flexibilidad del sistema eléctrico es fundamental modernizar los Servicios Complementarios, por lo que destacó la mesa de trabajo público-privada que analiza la regulación reglamentaria en este tema.
«Nuestra agenda para lograr un sistema más flexible contempla dos elementos adicionales claves para lograr este objetivo: durante este año discutiremos en una mesa de trabajo participativa y colaborativa la regulación reglamentaria de nuestro nuevo mercado de servicios complementarios. Estamos seguros que un sistema de servicios complementarios moderno, que remunere adecuadamente el aporte de distintas tecnologías para contar con un sistema seguro y eficiente, es clave en este objetivo», dijo la autoridad.
El ministro también resaltó los trabajos para que en el futuro se exporte energía renovable a los países de la región: «Todos los países del cono sur de América debemos soñar con una integración que permita, por ejemplo, aprovechar el sol de nuestro desierto de Atacama, sustituyendo fuentes más caras que alimentan el consumo de Argentina cuando lo requiera su sistema; o Brasil cuando se encuentre en déficit de producción en años de sequía».
Cena Anual
Rebolledo fue el principal orador de la IV versión de la Cena Anual de las Energías Renovables realizada en Casapiedra, la cual conto con la presencia de aproximadamente 700 personas vinculadas al sector. El evento fue organizado por la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera A.G.), el Consejo Geotérmico y la Asociación Chilena de Empresas de Eficiencia Energética (Anesco).
El director ejecutivo de Acera, Carlos Finat, también abordó la necesidad de avanzar en Servicios Complementarios. «En el corto plazo, para 2017, vemos una intensa agenda reglamentaria y normativa, que resulta principalmente de la necesidad de adecuar el marco regulatorio a las exigencias de la ley de transmisión. Dentro de esa agenda, quisiera destacar la discusión de un nuevo reglamento de servicios complementarios, que asegure la provisión de estos a precios eficientes y que defina adecuadamente su remuneración. Si bien compartimos con otras asociaciones gremiales la necesidad de esta normativa, estaremos muy atentos para que el reglamento no genere nuevas barreras para la competitividad de las ERNC».
El ejecutivo en su discurso planteó que además es necesario que las futuras candidaturas presidenciales aborden propuestas programáticas para el sector de energía, considerando la «metodología de consulta y participación utilizada para la preparación de la política actualmente vigente».
«Creemos que solamente de esa forma, las decisiones en materia de energía contarán con la necesaria legitimidad y aprobación pública que actualmente toda norma requiere para materializarse», agregó.
Otros puntos planteados por el ejecutivo fue la preocupación del gremio por los atrasos en la línea Cardones-Polpaico, de 500 kV, que pasará desde la Región de Atacama hasta la Región Metropolitana.
Eficiencia Energética
Finat también destacó el rol de la eficiencia energética en la industria, señalando que es un pilar de la política energética 2050.
«Según cifras proporcionadas por Anesco Chile, la actividad del gremio en Eficiencia Energética alcanzo en 2016 ventas de US$54 millones, cifra que con las políticas adecuadas y según una estimación conservadora, podría crecer 5 veces en los próximos años», afirmó el dirigente.
«Pensamos que la forma de avanzar en la Eficiencia Energética requiere de un importante esfuerzo en la difusión y educación sobre sus beneficios, además de estar respaldada por una ley que impulse metas de eficiencia y que, entre otras cosas, establezca la necesidad de sistemas de gestión de energía y la estandarización de la medición y el reporte del sector», agregó.
La eficiencia energética también fue abordada por el presidente de Acera, José Ignacio Escobar, quien sostuvo que esperan contar con una ley en este tema «para que tengamos millones de chilenos, en ciudades, pueblos y comunidades originarias, contribuyendo a democratizar y sociabilizar la generación eléctrica y desacoplando el crecimiento del PIB de nuestra demanda eléctrica». Además el dirigente dijo que se debe mejorar la «Ley de Net Billing, que más parece ley de Net Bullying».
Según Escobar, la generación ERNC logró «evitar el equivalente a la generación de 1.300 MW de potencia instalada a carbón (4 a 5 mega centrales), eso es 3,6 millones de toneladas de CO2 que no fueron emitidas, o similar a sacar de circulación a casi la mitad de los autos de Santiago por todo un año».
«Además, con los 7.409 MW ERNC que se encuentran en calificación ambiental, y 21.404 MW ERNC que cuentan con dicha aprobación, tenemos una cartera de proyectos suficientes para satisfacer las necesidades energéticas de los próximos años», precisó el dirigente gremial.
Durante el evento se entregó un reconocimiento a Alfredo Solar, debido a las labores que realizó cuando fue presidente del gremio de las energías renovables.
[Cena anual de las energías renovables contará con la presencia de tres ministros]
febrero 6, 2017 | Industria
(Pulso) El eventual retraso de la línea Cardones-Polpaico que desarrolla la filial de la colombiana ISA, Interchile, no le será indiferente a Engie Energía Chile -ex E-CL-. Por el contrario, la cuarta generadora nacional se verá enfrentada a una doble contingencia.
Esto, porque además de retrasar el pleno funcionamiento de su línea Mejillones-Cardones, que desarrollo su filial TEN, implicará que Engie no podrá despachar hacia el sur del país la energía de su central Infraestructura Eléctrica de Mejillones (IEM), en proceso de construcción y que debe cumplir con el contrato adjudicado en la licitación de 2013 en línea con abastecer clientes regulados del Sistema Interconectado Central (SIC). Dicho contrato involucra producir un volumen de 5.040GWh/año, por 15 años, con inicio en 2018.
No obstante, si la interconexión eléctrica no está lista a tiempo, la empresa no tendría capacidad por sí sola para suplirlo, ya que su presencia en la zona centro y sur de Chile es menor.
En este escenario, la compañía estudia dos opciones para cumplir su compromiso: comprar energía en el mercado spot o firmar un contrato “puente” con otra empresa generadora para que este se encargue de sus obligaciones.
Así lo detalló el gerente de Administración y Finanzas de la empresa, Eduardo Milligan, en una conferencia con analistas: “Esperamos que la línea (de Interchile) tenga un retraso, y a estas altura tenemos dos opciones desde el punto de vista comercial, (una de ellas es) el spot, que esperamos (el precio) esté en un nivel bajo durante el año, entonces no debería haber un impacto negativo”, dijo. Añadió, no obstante, que “sin embargo, en el caso de que el precio spot esté más alto de lo que esperamos, trabajamos en la opción de tener un puente con otras empresas de generación y así cerrar nuestros costos de suministro del contrato que comenzará a operar en 2018”.
El ejecutivo advirtió, no obstante, que hay una tercera posibilidad, que si bien no es vista con interés por parte de la administración, se traduce en recurrir a una de las cláusulas del contrato que permite retrasar la puesta en marcha de la entrega de suministro en el caso de eventos de causa mayor, sin costo para el generador. El uso de dicha cláusula a la fecha es inédita.
La situación de TEN
Sobre los efectos que tendrá el retraso de ISA en las proyecciones de TEN, desde la empresa explicaron que parte importante de los ingresos que recibirán será por la declaración de la línea como troncal, y para eso sólo se requiere que la línea esté conectada en dos puntos. Por ello, no ven un impacto negativo.
Esto, porque se espera que antes de fines de año -cuando vence el plazo para que se concluya la construcción de la interconexión eléctrica-, se unan ambas lineas, ya que los problemas que presenta ISA se ubican en el extremo sur de la línea -en la V Región- y no en el Norte Chico de Chile. Aquella parte de la línea ya está construida.
Cabe recordar que el proyecto Nueva Cardones-Polpaico (500 kV) de Interchile, filial de ISA, debe conectarse con el extremo sur de la línea de TEN, línea que a su vez servirá para que el proyecto IEM inyecte su energía al sur del país.
[Almacenamiento energético y el futuro de la distribución]
enero 30, 2017 | Industria
(El Mercurio) Pese a la persistente caída que viene mostrando el número de proyectos aprobados por el Sistema de Evaluación Ambiental (SEA), en el último trimestre del año pasado el monto de inversión de dichas iniciativas mostró una mejoría.
El tercer informe «Proyectos de Inversión en el SEA», elaborado por el Observatorio de la Productividad de la Confederación de la Producción y del Comercio (CPC), a partir de la base de datos del Servicio de Evaluación Ambiental, da cuenta de esta situación.
Durante el cuarto trimestre de 2016 se aprobaron 86 proyectos en el SEA, 6,5% menos que el mismo período del año anterior. Para la CPC, ese dato es relevante de destacar, dado que, más que los proyectos que ingresan, los aprobados finalmente son los que tienen mayor posibilidad de transformarse en una inversión concreta.
Eso sí, hay un cambio de tendencia respecto a los montos. El total de inversión autorizada en el período fue de US$ 8.114 millones, 84,3% más alto que el cuarto trimestre de 2015.
Joanna Davidovich, directora ejecutiva de la Comisión de Productividad de la CPC, explica que este dato está fuertemente influenciado por la aprobación de un proyecto grande en el período, que es el desarrollo de la minera Centinela, por US$ 4.350 millones.
«El flujo de proyectos de inversión que ingresa a trámite se mantiene muy bajo, el número de iniciativas que se aprueba sigue deprimido, pero el monto de inversión está mejorando», agrega Davidovich.
Al analizar el último año móvil, el informe señala que los proyectos aprobados son 17% más bajos que el período anterior, y 56% menores que el promedio de los años 2007-2015, en que se visaban 212 iniciativas al trimestre.
Respecto a la información más global, durante el cuarto trimestre de 2016, concluyeron su tramitación en el SEA 132 proyectos. Esto significa que fueron clasificados como aprobados o rechazados, o no fueron calificados porque el titular desistió de su evaluación o fue terminada anticipadamente por el SEA. El número de proyectos que concluyó su tramitación, 20% menor que el mismo trimestre del año anterior, es el punto más bajo en la serie de iniciativas tramitadas. Sin embargo, es equivalente a US$ 9.508 millones de inversión, casi 30% mayor que el cuarto trimestre de 2015, y 12% más alto con respecto al promedio 2007-2015.
Plazos de evaluación
El plazo promedio de evaluación de los proyectos aprobados en el cuarto trimestre de 2016 fue de 10,2 meses, lapso que supera el promedio registrado entre 2007 y 2015, de 8,2 meses, aunque levemente mejor respecto al mismo trimestre de 2015
Existen dos tipos de trámite para obtener una Resolución de Calificación Ambiental (RCA) en el SEA: la Declaración de Impacto Ambiental (DIA) y el Estudio de Impacto Ambiental (EIA). Los proyectos que ingresan al Servicio deben presentar una DIA, pero si generan riesgo para la salud de la población o efectos adversos significativos sobre la cantidad y calidad de los recursos naturales renovables, deben tener un EIA.
El plazo promedio de los proyectos aprobados al cuarto trimestre se dividieron así: las DIA tuvieron un período de 9,9 meses, y los EIA alcanzaron los 20,2 meses, aunque el dato corresponde a solo tres planes visados. En ambos casos, los lapsos se mantienen por sobre la media 2007-2015, que fue de 7,9 meses para las DIA y 16,9 meses para los EIA.
En tanto, respecto al cuarto trimestre de 2015 el comportamiento es diferente: en las DIA muestra una mejoría, y en los EIA se vio un deterioro.
Análisis sin minería y energía
En esta edición del informe, la CPC también hizo un ejercicio de mirar el trámite de proyectos de aquellos sectores de la economía que no corresponden a minería y energía, dado que estos últimos acaparan 13% del PIB. Observó el comportamiento de otros subgrupos compuestos por planes inmobiliarios, saneamiento ambiental y de infraestructura, entre otros.
Durante el cuarto trimestre de 2016 fueron aprobados 52 proyectos de dicho grupo, que corresponden a un 60,5% del total de proyectos aprobados en el período. Estos 52 proyectos son 14,8% menos que el mismo trimestre del año anterior, y completan el año más bajo en número de iniciativas aprobadas.
El monto total de inversiones aprobadas para ese grupo es equivalente a US$ 1.448 millones y muestra una recuperación respecto a 2015, sin embargo, todavía está lejos de alcanzar niveles históricos.
En el último año móvil creció 45% con respecto al período anterior, y registró una caída de 40% respecto al promedio de los años 2007-2015, señala el documento.
Tiempo de tramitación
El plazo promedio de evaluación de los proyectos aprobados en el cuarto trimestre del año pasado fue de 10,2 meses.
[Cardones-Polpaico: ministro Rebolledo dice que cambios del SEA se deben cumplir con “prontitud”]
enero 30, 2017 | Industria
(La Tercera) Una nueva línea de transmisión de doble circuito en 500 kV, similar a Polpaico-Cardones (actualmente en obras), pero en el sur. Eso es lo que propuso el nuevo Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional (Cisen), entidad que comenzó a operar el 1 de enero de este año y que, tal como indica su nombre, tiene por misión central velar por el correcto funcionamiento del sector eléctrico en el SIC y el Sing, sistemas que estarán unidos a partir de fines de este año.
En el marco de las nuevas funciones de esta entidad, sucesora de los Cdec que operan en ambos sistemas (Cdecsing y Cdec-Sing), se presentó un nuevo estudio de expansión del sistema eléctrico, el que recomendó obras por unosUS$ 600 millones en total. Esto, con el fin de acompañar el desarrollo futuro del parque generador y adaptarse a eventuales ampliaciones de la carga y la demanda que enfrentará la malla energética en los próximos años.
Las nuevas obras propuestas se dividen en dos bloques: cambios al sistema troncal (unos US$ 520 millones) e iniciativas zonales (US$ 70 millones). Entre las primeras destaca la propuesta de levantar una nuvea línea en 500 kV desde Concepción al sur, la que permitiría evitar las congestiones ante la instalación de centrales generadoras ubicadas al sur de la subestación Charrúa.
Se trata de un tendido con el que se busca emular la línea Polpaico-Cardones, que se espera entre en operaciones a contar de 2018 y que reforzará toda la zona entre Copiapó y Santiago. Allí se han instalado en el último tiempo decenas de centrales eléctricas, la mayor parte renovable, que no tienen forma de evacuar su energía hasta la zona central.
Esto, pues se espera que entre las regiones del Biobío y La Araucanía se instalen a futuro distintas centrales hidroeléctricas menores, además de unidades eólicas de mayor tamaño, las que si bien hoy cuentan con sistemas de evacuación, requieren de un tendido lo suficientemente robusto como para liberar esa energía hasta los grandes centros de consumo.
La línea estaría dividida en tres secciones: Charrúa-Nueva Mulchén, Nueva Mulchén-Nueva Cautín y Nueva Cautín-Ciruelos. La primera costaría US$ 107 millones, la segunda unos US$ 140 millones y la tercera, US$ 147 millones, sin contar eventuales obras anexas. En total, el tendido costaría al menos US$ 394 millones.
Obras adicionales
En el informe se plantean también otras obras, como la instalación de una nueva subestación denominada Nueva Taltal 500/220 kV, ubicada en la Región de Antofagasta, que permitiría disminuir el vertimiento de las ERNC de la zona, así como la conexión y desarrollo de nuevas fuentes de energía.
Uno de los elementos considerados para la elaboración de este estudio es el crecimiento del parque de generación renovable, que requerirá reforzar el sistema para minimizar el impacto de su variabilidad y, al mismo tiempo, aprovechar el potencial con que cuenta el territorio nacional tanto hidrológico como eólico y solar para generación.
“Con el objetivo de determinar el comportamiento del sistema eléctrico y las opciones óptimas de expansión de la transmisión, el estudio considera una proyección de la demanda de energía y potencia para un horizonte de 20 años. Con la modelación del sistema y escenarios de expansión, se obtienen los despachos que minimizan los costos de operación y falla del sistema en el horizonte de planificación bajo diversas condiciones hidrológicas y de variabilidad de generación ERNC”, explica el informe del organismo coordinador.
Para su elaboración se consideraron cuatro escenarios de generación, en base a información de los proyectos actualmente en construcción; aquellos que se adjudicaron contratos de suministro para el abastecimiento a clientes regulados y posibles desarrollos futuros e incentivos gubernamentales para el desarrollo de tecnología de generación eólica en la zona norte de Chile.
Luego de publicado este informe, corresponde que la Comisión Nacional de Energía (CNE) convoque a las empresas a proponer proyectos para, posteriormente, emitir el Informe Técnico Final, que deriva a su vez en la dictación de un decreto de Expansión de la Transmisión, por parte del ministerio de Energía.
[Coordinador Eléctrico Nacional aspira a ser el mejor de Latinoamérica en 2021]
