enero 19, 2017 | Industria
(Diario Financiero) Tras el nuevo traspié sufrido por el proyecto de transmisión eléctrica Cardones-Polpaico, que tendría que someter parte de su trazado a un nuevo proceso de evaluación ambiental, echando por tierra la intención de la firma y del gobierno de tener operativa la línea a fines de este año, el Ministerio de Energía reconoció que la obra está funcionando con “plazos muy ajustados”.
En una resolución el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) dictaminó que las modificaciones propuestas por Interchile, filial de la colombiana ISA, para mover parte del trazado del tendido de 755 kilómetros y que pasa por cuatro regiones, deben ser sometidas al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA).
De todas formas el ministro de Energía, Andrés Rebolledo, valoró que la empresa haya expresado su voluntad de responder a las exigencias ambientales y cumplir con el plazo acordado.
En paralelo la autoridad indicó que la compañía que ha contado con el apoyo explícito del gobierno “deberá someterse a las exigencias con prontitud”.
Estado más involucrado
Rodrigo Castillo, director ejecutivo de la Asociación de Empresas Eléctricas, gremio que agrupa a distribuidoras y transmisoras, planteó la preocupación del sector a raíz de la decisión de la autoridad ambiental.
Explicó que la situación del proyecto, que viabilizará la unión de las principales redes eléctricas del país, impone un desafío de futuro para impedir este tipo de retrasos. “Probablemente, parte de la solución pasa por el mayor involucramiento del Estado en los trazados, ya que la Ley de Transmisión no establece los elementos para que esto ocurra”, planteó.
[Rodrigo Castillo: “Chile no está preparado para la generación distribuida”]
enero 18, 2017 | Industria
(Diario Financiero) Zapallar se ha convertido sin dudas en la zona más compleja para el desarrollo del mayor proyecto de transmisión eléctrica que se ha realizado de una vez en Chile: la línea Cardones-Polpaico, que a través de más de 750 kilómetros y una inversión de US$ 1.000 millones, conecta cuatro regiones y es clave para viabilizar la interconexión de los principales sistemas eléctricos del país.
Si al principio fue el municipio de la comuna-balneario de la Región de Valparaíso el que lideró el rechazo de la iniciativa por parte de las más de 20 comunas por las que pasa el tendido, luego fueron importantes propietarios de esta zona quienes plantearon -incluso en tribunales- reparos al trazado de la línea, que busca reforzar el actual sistema troncal entre las regiones de Atacama y Metropolitana.
Ahora es nuevamente esta zona la que concentra la tensión, luego que el director nacional del Servicio de Evaluación Ambiental (SEA), Jorge Troncoso, resolvió que la variante ubicada en esta comuna, denominada Empastada, y que es uno de los tres tramos de la línea que la filial de la colombiana ISA propuso modificar para evitar el paso por ciertas zonas sensibles, “está obligada a someterse al SEIA (Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental)”.
Troncoso fundamentó esta decisión en el hecho de que en esta variante ubicada entre las comunas de Zapallar y Puchuncaví, que la empresa propuso para evitar pasar por donde se emplaza un aeródromo que le pertenecería al empresario Jorge Sutil, faltaban antecedentes respecto de flora y fauna que la empresa encontró, pero acerca de la que no evaluó impactos durante la evaluación inicial del proyecto, que concluyó en diciembre de 2015.
Plazo insuficiente
Como se temía, la resolución del titular de SEA echa por tierra la aspiración de la empresa y del propio gobierno de tener la línea en operación a fines de este año, plazo que fue comprometido por la propia presidenta de la República, Michelle Bachelet, y que implica adelantar en doce meses el período de construcción entregado en la concesión inicial de este proyecto.
“Si bien la resolución generará un retraso en el proyecto, estamos trabajando para minimizar el impacto en el cronograma, haciendo todos los esfuerzos necesarios para cumplir con nuestros compromisos y dar respuesta a las exigencias ambientales, de forma seria y responsable como siempre lo hemos hecho”, dijeron en Interchile al ser consultados por la resolución del SEA.
El gobierno le ha brindado apoyo a esta iniciativa, que además del rechazo ha enfrentado la demora en la obtención de permisos vitales, como las concesiones y otras autorizaciones sectoriales por parte de Conaf, todo lo cual la tiene corriendo contra el tiempo. El ex ministro de Energía, Máximo Pacheco, y su sucesor, Andrés Rebolledo, han entregado respaldo y hecho gestiones para tratar de destrabar la inversión.
Recientemente, en el marco de un encuentro organizado por el comité de Energía de la Cámara de Comercio chileno-australiana (Auscham), el actual titular de la cartera, al tiempo que reconoció que la empresa trabaja con plazos ajustados, dijo que están desarrollando conversaciones intensas con la empresa y que están trabajando en conjunto con ellos y los servicios involucrados en el proceso, para lograr avances en más de diez comunas por las que cruza el tendido.
“Estamos haciendo un esfuerzo regulatorio importante, entendiendo que hay que cumplir las normas y conseguir los permisos para tratar de llegar en fecha con la línea y eso significa un trabajo intenso de gestión”, explicó Rebolledo.
En Interchile destacaron la aprobación de la pertinencia en dos de las tres variantes y explicaron que están estudiando el impacto que puede tener la postergación de la aprobación de la variante de Empastada sobre los plazos de construcción del proyecto Cardones-Polpaico y definiendo las futuras acciones a seguir.
Al respecto, en el gobierno estiman que la empresa no necesariamente tendría que presentar un proyecto a evaluación ambiental, bajo la forma de una declaración (DIA), sino que podrían optar por una nueva consulta de pertinencia en la que incluyan la información faltante a juicio del SEA.
Además, la empresa podría pedir la reconsideración del pronunciamiento, aunque el plazo para ello ya se habría cumplido.
[Línea Cardones-Polpaico: alternativas para acelerar el proyecto “están abiertas”]
enero 9, 2017 | Industria
(La Tercera) El 2016 fue un buen año para el sector de las energías renovables no convencionales (ERNC). Según cifras del Ministerio de Energía, al cierre del año pasado, el 16% de la capacidad instalada corresponde a plantas de generación ligadas a este tipo de tecnología. A lo anterior se suma la importante participación que lograron en la licitación de julio pasado, en la que consiguieron el 45% de adjudicación de ofertas.
[Inversión en renovables alcanzaría los US$2.300 millones en 2017]
Sin embargo, aún existen preocupaciones en el rubro. La principal de ellas es el retraso en la línea Cardones-Polpaico, que construye la firma colombiana ISA, la que permitirá evacuar energía hacia el centro del país, disminuyendo los vertimientos en el norte y llevando los costos marginales a precios cercanos a cero.
Una preocupación que comparte Manuel Tagle, gerente general de Sunpower Chile. Pero no es la única. El cambio en las condiciones de financiamiento para el sector eléctrico y los plazos que consideran los procesos de licitación, entre la adjudicación de energía y la construcción del proyecto, también inquietan a las ERNC.
¿Dónde está hoy la preocupación del sector de las ERNC?
El principal problema es el tema de la transmisión eléctrica. Una segunda preocupación es que las condiciones de financiamiento están cambiando, y eso es transversal para todas las empresas de energía. Ambos cambios gatillan que se tenga que analizar con mayor cuidado la evaluación económica de los proyectos antes de ir a una licitación. Antes se sabía cuáles eran las condiciones, pero hoy hay que hablar con los bancos mucho antes para tener certeza del financiamiento de los proyectos.
¿Es una señal de alerta?
Más que una preocupación, es una alerta para tener un trabajo temprano y no tener problemas después. Una empresa que va a la licitación debería ir con todo esto revisado y tener tranquilidad que si es adjudicada debería enfrentar con menos problemas el financiamiento.
¿Faltan aún alternativas en transmisión eléctrica al norte?
La principal preocupación del sector es que se ejecute bien la línea de interconexión SIC-Sing, y la línea de ISA. Esa es materia de atención para todos los actores del rubro, y mientras no se solucionen los problemas de transmisión, estos van a seguir y se van a incrementar. La consulta es ver cómo se planificó las obras de infraestructura en Chile con este fuerte boom de renovables. Hay que ver si las líneas dan la capacidad o no.
¿Se está haciendo esa evaluación?
Esa evaluación ya se está haciendo por parte de la autoridad y por empresas de consultorías externas. Aquí lo difícil es saber dónde se va a concentrar la mayor cantidad de proyectos. Hoy sabemos los resultados de la licitación, pero hacia el futuro hay interrogantes. Puede que exista una mayor concentración hacia el norte, donde estará emplazada la interconexión, o puede que exista un desarrollo de Pequeños Medios de Generación Distribuidos (PMGD) cerca de Santiago.
¿Existe especulación en los precios de las licitaciones de las ERNC?
Hay muchas empresas que han desarrollado proyectos en Chile, y que obviamente lo que les falta para construirlos es el PPA (contratos de compra y venta de energía). Desde ese punto de vista, algunos pueden ser más agresivos que otros, pero tengo la impresión que al final los grandes players dentro de la industria renovable, y que están apostando para la licitación, buscan construir los proyectos, y desde ese punto de vista son bastante serios. Pueden haber algunos casos puntuales, pero el tema es que hay tanto tiempo entre la fecha de la adjudicación y la entrega de la energía que, quizás, es un poco temprano para hacer una aseveración de ese tipo.
¿Participarán en la próxima licitación?
Estamos mirando los antecedentes.
¿Ese proceso debería ser más restrictivo?
Se habla de subir el monto de la boleta de garantía, que podría ser una alternativa. Pero al final hay que pensar que los que participan van a desarrollar los proyectos. Lo más importante es un trabajo temprano con los bancos.
¿Hay dificultades de financiamiento en el mercado de las ERNC?
El financiamiento ha ido evolucionando. Los primeros proyectos que vimos en Chile no tenían PPA, y vendían su energía al mercado spot. Varios de ellos fueron financiados, y a medida que los precios del mercado spot fueron bajando, los bancos fueron privilegiando proyectos con PPA, por lo tanto, fue migrando el financiamiento a ese tipo de proyectos. Es probable que las condiciones de financiamiento vayan cambiando a futuro, y no solamente para las renovables, sino que para todos los proyectos de energía de infraestructura en general. Habrá un tren de financiamiento probablemente más corto y lo que van a tener que hacer las empresas renovables es adaptarse a esas nuevas condiciones y considerarlas desde el día uno en el modelo económico.
¿En qué etapa se encuentra el proyecto solar El Pelícano?
El Pelícano ya está completamente financiado y está en etapa de construcción. Hemos dividido el área de generación de la subestación, la que ya está en un 90% construida.
¿Están en el tiempo planificado?
Estamos dentro del cronograma de construcción, y esperamos que esté terminado antes de noviembre del próximo año. Es decir, antes que comience nuestro compromiso con Metro. Esperamos a fines de septiembre estar con las plantas operando.
enero 6, 2017 | Industria
(Pulso) Las renovables parecieran no dar tregua este año en cuanto a dinamismo de la inversión. Para los próximos 12 meses se proyecta que entrarán en funcionamiento centrales por unos 1.500 MW, lo que se traduce en inversiones cercanas a los US$2.300 millones.
Así anticiparon en el gremio que agrupa a este tipo de generadoras, Acera, quienes ven que en abril de 2017 las renovables superarán los 5.000 MW de potencia instalada y que para fines de año estas sumarán unas 5.650 MW.
Esto, ya que a diciembre de 2016 las ERNC sumaban una potencia de 4.150 MW instalada, generando el equivalente al 49% de lo que habría producido Hidroaysén completo en el mismo período.
“Vemos un cifra de 1.500 MW durante 2017, tal vez alguno de esos proyectos no se va han a hacer o pasará a 2018, pero tampoco estamos considerando proyectos que sean activados durante el año. El crecimiento será principalmente fotovoltaico, hoy el 75% de los proyectos son solares fotovoltaicos, y el resto principalmente eólico (…) Un cifra gruesa, poniendo un valor medio de US$1,5 millón por MW, serían unos US$2.300 millones de inversión en 2017”, dijo el director ejecutivo de Acera, Carlos Finat.
En este sentido, desde el gremio insistieron en la necesidad de anteponerse a los futuros escenarios de restricción en transmisión como consecuencia de la instalación de esta infraestructura en ciertos polos de desarrollo.
Así, Finat puso como ejemplo el sector de Diego de Almagro, donde hoy cerca de cinco proyectos están vertiendo su energía como consecuencia de las restricciones en transmisión. Esto, porque -según indica- la línea Cardones-Polpaico, que desarrolla Interchile, fue construida con cuatro años de retraso.
A su juicio, dicha línea “debió ser identificada en el estudio anterior de transmisión troncal, del 2011-2014, y no se hizo porque la expansión del sistema fue limitada a que la participación de ERNC no superara el 10% de la ley”.
Además, se refirió también a los cuestionamientos a las que están sujetas las ERNC por su intermitencia, en particular, frente a la posición de expertos que estiman que estas deberían agregar a su costo la variabilidad al sistema.
“Creemos que para parte de esa variabilidad, los servicios complementarios son la forma de abordarlo, no tenemos duda. Lo que no estamos de acuerdo es en la sentencia de Sebastián Bernstein, que solicita que se le asigne a las ERNC que se instalen a partir de 2023 el costo adicional que le irrogarán al sistema eléctrico en términos de disponer de sistemas de almacenamiento o bien de generación térmica de partida y detención rápida, para los fines de estabilizar la generación”.
[ERNC advierten impacto en el sector por retraso de línea Cardones-Polpaico]
enero 4, 2017 | Industria
(Pulso) Una propuesta concreta entregaron las empresas de energía renovable al Ministerio de Energía, cartera comandada por Andrés Rebolledo, para sortear los riesgos financieros que ocurrirían con los proyectos ubicados en zonas de atochamiento de transmisión eléctrica, en el caso de la que línea de 1.000 kilómetros que desarrolla la colombiana ISA retrasara su fecha de puesta en marcha, fijada para enero del próximo año.
El pasado 20 de diciembre, varias empresas renovables se reunieron con el ministro para abordar justamente el estado actual del proyecto Cardones-Polpaico 2×500 KV, que desarrolla ISA a través de InterChile– y el impacto que un posible atraso tendría en el desarrollo del sector de energías renovables, así como de la región de Atacama, riesgos que incluso podrían llegar a perjuicios por US$10 millones al año.
Según se lee en la plataforma del Lobby, las generadoras -entre ellas Acciona, LAP y First Solar- se mostraron preocupadas por el estado actual de proyecto de interconexión y el impacto que podría causar en las centrales de energía renovable no convencional (ERNC) que actualmente están sometidas a restricciones de generación diarias.
Esto, considerando “que la fecha de puesta en servicio del último tramo, según decreto, es el 16 de enero de 2018 y que el último reporte de auditoría muestra una velocidad de construcción que impedirá alcanzar el tercer hito relevante del decreto en la fecha pactada”.
Dado ello, las empresas propusieron que la línea sea habilitada por tramos, lo que permitiría una puesta en marcha más expedita; situación que, según entendidos en el tema, sería técnicamente posible.
A la fecha, el gobierno no han indicado si esa es una opción que podrían tomar.
En la cita, las generadoras explicaron, con ejemplos concretos, el efecto financiero que tendrá un eventual retraso de la línea que busca unir el Sistema Interconectado Central (SIC) con el del Norte Grande (SING). “Sólo para el caso de Luz del Norte 141 MW la entrada en servicio del proyecto de transmisión representa la posibilidad de acceder a un costo marginal de 30 USD/MWh y no cero durante el horario solar, y dado que la central produce en promedio un GWh/día, las pérdidas estimadas serían de alrededor de 30 mil USD/día o de aproximadamente 10 millones USD/año. Esta cifra es determinante para poder iniciar el pago de los compromisos financieros adquiridos con OPIC (US Government) e IFC (Banco Mundial)”, declararon.
[Presidente de Grupo ISA dice que línea Cardones-Polpaico cumplirá con los plazos de la licitación]
