enero 3, 2017 | Industria
El Coordinador Eléctrico Nacional, surgido con la integración del CDEC SING con el CDEC SIC puso en marcha su nuevo sitio web, donde están disponibles los últimos estudios hechos por los anteriores organismos en la zona del norte grande y en el centro sur del país, además de actualizar el avance del proyecto de interconexión entre la subestación Nuevo Encuentro, en la Región de Atacama, y la subestación Polpaico, en la Región Metropolitana.
La nueva plataforma web del organismo también cuenta con un sistema de información pública del sistema eléctrico, así como un espacio de transparencia, en que se informa de la estructura normativa, los estados financieros y la remuneración del Consejo Directivo y del personal, la cual asciende a un total de $941 millones, según se informa en el sitio del organismo.
Dentro de las nuevas funcionalidades del sitio web se encuentra una sección que aborda los temas de transparencia y un espacio dedicado a la atención ciudadana, en que se puede solicitar información, realizar preguntas y formular observaciones al nuevo organismo.
El organismo también lanzó su nueva cuenta twitter, siendo el estado de las redes eléctricas en Valparaíso la primera información pública que entregó desde el inicio de sus operaciones el 1 de enero.
Estructura
El Coordinador Eléctrico Nacional es liderado por un Consejo Directivo, presidido por Germán Henriquez, conformado por otros cuatro integrantes: Pilar Bravo, Andrés Alonso, Claudio Espinoza y Jaime Peralta.
Su director ejecutivo es Daniel Salazar, quien se desempeñó como director ejecutivo del anterior CDEC SING. El organismo cuenta con una planta de 250 profesionales.
Su principal función será realizar la operación de las instalaciones eléctricas que operan interconectadas entre sí, «con el fin de preservar la seguridad del servicio en el sistema eléctrico; garantizar la operación más económica para el conjunto de las instalaciones del sistema eléctrico; y garantizar el acceso abierto a todos los sistemas de transmisión, en conformidad con la ley».
[Ministerio de Energía entrega reconocimiento a directorios de CDEC SING y SIC]
diciembre 29, 2016 | Mundo
(Reuters) Dos de los tres accionistas que comparten el control de Transmissora Aliança de Energia Elétrica SA (Taesa) acordaron vender su participación en la empresa brasileña a la colombiana Interconexión Eléctrica SA (ISA) en 1,060 millones de reales, equivalentes a US$ 324.3 millones.
Los accionistas Fundo de Investimento em Participações Coliseu y Fundo de Investimento em Ações Taurus han vendido un 26.03% del capital votante de Taesa, o 14.88% de sus acciones en circulación, según un comunicado enviado al mercado el miércoles.
Antes de la operación, FIP Coliseu, FIP Taurus y Cia Energética de Minas Gerais SA, conjuntamente, tenían un 68.76% del capital con derecho a voto de Taesa.
Bajo los términos del acuerdo, Interconexión Eléctrica adquirirá todas las acciones de FIP Coliseu y FIP Taurus, lo que equivale al 41.6% del paquete de control de Taesa, según el comunicado.
Cemig, como es conocida la tercera eléctrica más grande Brasil, ha vendido las acciones de Taesa durante la segunda mitad del año para aumentar su efectivo y reducir la deuda.
El acuerdo, firmado el martes, está sujeto a la aprobación del organismo antimonopolio brasileño Cade y al regulador eléctrico Aneel.
[Presidente de Grupo ISA dice que línea Cardones-Polpaico cumplirá con los plazos de la licitación]
diciembre 21, 2016 | Industria
(Pulso) Este ha sido un año redondo para el secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Andrés Romero.
Y es que junto con el Ministerio de Energía, han logrado sacar dos proyectos de ley del Congreso -el que modifica el mercado de la transmisión y el que modifica el mercado de gas de redes (actualmente en último trámite legislativo)-, a lo que se suma un exitoso proceso de licitación eléctrica para abastecer a clientes regulados del sistema nacional, donde se recibieron 84 ofertas y los precios de la licitación promediaron US$49/GWh.
Sin embargo, el camino está lejos de terminar. Ahora el organismo está trabajando en los reglamentos de la ley de transmisión, además de poner los esfuerzos en la unión de los dos principales sistemas eléctricos del país, el SIC y SING, la que se concretará a finales del próximo año, una vez que la empresa InterChile concluya la construcción de su línea Cardones-Polpaico.
A continuación, Romero explica -a través de un cuestionario- lo que fueron estos 12 meses y lo que proyecta para 2017, año que no promete ir más lento que el recién pasado.
El 2016 ha sido un año bastante cargado para este sector, ¿Cómo lo evalúan?
-Muy positivamente. Creemos que el 2016 será recordado como el año en que cambió estructuralmente el mercado de la energía en Chile.
Lo que vemos hoy es un mercado eléctrico competitivo y dinámico, con precios en torno a los 50 US$ MWh, lo que es una enorme palanca para la productividad de nuestro país. En materia de gas, las compañías están, después de muchos años, con planes de inversiones millonarios para tender redes de distribución por todo Chile, lo que llevará energía más limpia y económica a los hogares e industrias.
¿Cuáles considera que fueron los hitos que marcaron el año?
-La histórica licitación eléctrica de agosto pasado, tanto por la cantidad de competidores como por el precio final de adjudicación, además la ley de transmisión eléctrica y la creación del Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico, publicada en julio.
A esto se suma la ley de Equidad Tarifaria y Reconocimiento a la Generación local, la que comenzó a aplicarse en las cuentas de 62 comunas en septiembre pasado, y la ley de gas, que está a un paso de salir del Parlamento.
Finalmente, la norma técnica de despacho de centrales en base a GNL.
¿Qué tareas quedan pendientes para el próximo año?
-Más que pendientes, lo que queda es aplicar los cambios regulatorios. En este sentido, lo más relevante son los reglamentos asociados a las nuevas leyes y especialmente la regulación de temas como Servicios Complementarios y el almacenamiento de energía. Adicionalmente, la discusión sobre la nueva ley de distribución, que pretendemos tenerla lista hacia diciembre del 2017.
¿Cómo proyectan el próximo año? ¿Cuáles serán los hitos que marcarán la agenda?
-En términos de operación del sistema eléctrico, sin problemas de seguridad ni abastecimiento, pero si tenemos un año seco como se está proyectando, tendremos algún alza en los costos marginales. En cuanto a transmisión, en el segundo semestre se materializará la interconexión SIC – SING y publicaremos nuestro primer plan de expansión con la nueva normativa. En relación al mercado eléctrico, recibiremos ofertas por el proceso de licitación de 3.800 GWh que estamos comenzando a desarrollar, y proyectamos precios similares o inferiores a los vistos en la pasada licitación. Finalmente, en materia de gas, vamos a ver el comienzo de planes de inversión para la instalación de redes de distribución muy importantes por parte de varias compañías.
[Licitaciones eléctricas: CNE inicia nuevo proceso y eleva energía a subastar]
diciembre 12, 2016 | Industria
(Diario Financiero) Cada vez más atrás van quedando los tiempos en que la hidroelectricidad tenía el predominio en la matriz eléctrica nacional con participaciones que llegaron a rondar el 70% del total en el Sistema Interconectado Central (SIC).
Y si bien hasta hace poco eran las tecnologías térmicas las que estaban arrebatando este sitial, en lo venidero serán las Energías Renovables No Convencionales (ERNC), particularmente eólica y solar, las que incrementarán fuertemente su presencia, restándole peso a estas dos fuentes convencionales.
Así lo establece un estudio que la Universidad de Chile elaboró por encargo del Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC) del SIC, para modelar el impacto que la masiva incorporación de renovables no convencionales tendrá en la operación del Sistema Eléctrico Nacional (SIN), es decir, post interconexión del SIC y la red del Norte Grande (SING).
Lo anterior considerando especialmente el resultado de la reciente licitación de suministro donde las centrales eólicas y solares se adjudicaron del orden de la mitad de los importantes volúmenes disponibles, con contratos que comenzarán a regir a partir de 2021.
Bajo este escenario, la primera conclusión es que la capacidad combinada en base a viento y sol representará el 25% de la matriz eléctrica al 2021, un porcentaje que al 2025 se incrementará al 28,3%, superando a la potencia hidroeléctrica, considerando centrales de embalse y pasada, que en su conjunto representarán el 24,6% del total a ese año.
En ambos años, el predominio del sistema lo mantendrán las tecnologías térmicas, con el 41% de participación tomando en este caso las unidades en base a carbón, gas natural y petróleo. A 2021 este tipo de generación representaría el 46,2% de la matriz, lo que implica que su peso también se reduce en favor de las mencionadas ERNC.
Persistirá congestión en redes
En el estudio se concluye que pese a la variabilidad que presentan estas tecnologías no convencionales, en mayor medida el viento, el SIN operará en forma satisfactoria en hidrologías húmeda, seca y media, y en los escenarios operativos más desfavorables simulados.
Destacan que las centrales existentes y proyectadas en el parque generador serán capaces de responder en forma adecuada al comportamiento variable de las ERNC, “cumpliendo un rol importante las centrales de embalse, en conjunto con las unidades térmicas a carbón (en las hidrologías media y húmeda)”.
Esto último se debe a que las simulaciones determinaron que distinto a lo que han planteado en la industria y algunos especialistas, un mejor pronóstico de la disponibilidad de viento, el que a su vez no representará un porcentaje tan alto del volumen total generado, hará que no se requieran tantas partidas de las centrales a carbón, las que en realidad seguirán operando en base y, en estos escenarios, a un costo menor que el GNL, con lo cual mantendrán su preminencia en el orden del despacho.
La regulación con centrales de GNL se requerirá sólo como sustituto del agua en las hidrologías secas, que no necesariamente serán las menos, observando la evolución climática de los últimos años.
Otro punto que menciona el estudio es que los vertimientos o recortes de ERNC, que en estos momentos son habituales por las restricciones en la capacidad de transmisión, continuarán más allá de 2021, pese a la interconexión y el supuesto fin para ese momento de obras de refuerzo del sistema centro-sur, como la línea Cardones-Polpaico, ya que la congestión en la red persistirá en la zona sur del SIN, específicamente desde Charrúa (a la altura de Concepción) al sur. Esto último sin considerar en la simulación las obras propuestas para entrar en servicio después de 2022.
LÍNEA CARDONES-POLPAICO: HASTA UN AÑO DE RETRASO
Aunque Interchile sinceró que la construcción de su línea de transmisión Cardones-Polpaico presenta «un atraso considerable», aún no está clara la magnitud de este desfase.
Si bien el CDEC-SIC estimó que el rezago sería de tres a cuatro meses, analistas apuntan a una demora mayor de este proyecto que viabilizará la interconexión entre los dos principales sistemas eléctricos del país y que debería estar operando en diciembre de 2017, según comprometió el actual gobierno.
Sebastián Bernstein, socio de Synex, estima que la iniciativa podría demorarse hasta un año más de lo previsto y entraría en operación en enero de 2019 como escenario base más probable en los estudios que han hecho a sus clientes.
El consultor explicó que esta hipótesis está basada en la experiencia de la firma en el sector eléctrico ya que hasta el momento «no hay información muy clara si los problemas que tiene el proyecto se pueden resolver antes o no».
El ex secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía añadió que siempre pensaron que la línea enfrentaría problemas en su avance.
«Se ha dicho que tendría cuatro meses de atraso pero es muy difícil seguir esa información porque nadie cuenta la verdad», afirmó.
[EY destaca a Chile por su atractivo para inversión en energía renovable]
diciembre 11, 2016 | Industria
(El Mercurio) Chile exhibe un gran avance en cuanto a su atractivo para la inversión en energías renovables no convencionales (ERNC). Hoy ocupa el cuarto lugar en un ránking de 40 países, mientras hace cuatro años figuraba solo en el lugar 38.
Así lo índica el último índice realizado por EY (ex Ernst & Young). Chile se encuentra solo detrás de Estados Unidos, China e India, respectivamente.
Eduardo Valente, de EY, explica que el país creció fuerte en este tipo de energías, pero advierte que «el crecimiento de la capacidad de transmisión no ha podido mantenerse con los cambios en la industria».
Mejoras urgentes
El informe destaca los resultados de las últimas licitaciones de suministro eléctrico, las que alcanzaron un precio promedio de US$ 47,5 por MWh, y donde incluso hubo ofertas solares por US$ 29 por MWh. Además, subraya que hay otras tres licitaciones en los próximos dos años.
Con todo, EY asevera que el mercado chileno deberá enfrentar una serie de desafíos si no quiere poner en riesgo la inversión. Lo primordial será arreglar las deficiencias en el sistema de transmisión eléctrica que, en algunas zonas del país, han presionado a la baja los precios de la energía a «niveles insostenibles», dice.
Valente asegura que el problema es que «sin la capacidad de transmisión adecuada, las plantas no pueden distribuir su energía apropiadamente a las regiones de mayor demanda, lo cual significa que los precios spot en los nodos cercanos a las plantas son, a veces, muy bajos, pero mucho más caros en otros lugares más lejanos. Esto implica que los generadores no pueden conseguir un precio adecuado cuando venden su energía, impactando la rentabilidad y la inversión futura en la industria». Agrega que el riesgo es que algunos de los mejores lugares para proyectos solares y eólicos están en sectores remotos, por lo que «si Chile quiere seguir haciendo crecer la industria renovable y bajando el uso de combustibles fósiles, es probable que el tema de transmisión siga siendo un desafío. Esto puede cambiar si la tecnología de almacenamiento de energía mejora, pero creemos que esto no va a ser algo competitivo en el corto plazo».
El estudio indica que «el mayor problema en el sistema de transmisión de Chile es que comprende cuatro redes no conectadas entre sí y varios cuellos de botella internos. La mayor parte de la capacidad solar del país está en el norte del SIC, mientras el 90% de la población y la mayor parte de la industria está en la zona centro y sur, y están separados por un cuello de botella en la transmisión incluso dentro del propio SIC». Todos estos obstáculos se han visto exacerbados por el fin del boom de los commodities , que ha golpeado al sector minero y la demanda de energía, dice el informe.
EY destaca la promulgación de la nueva Ley de Transmisión, la construcción de la línea entre Cardones y Polpaico, y la interconexión que unirá el SIC y el SING. Sin embargo, advierte que estos proyectos por sí solos no serán suficientes para afrontar los desafíos, y llama a promover la interconexión con Argentina y Perú. «La cuestión para los inversionistas será si el Gobierno chileno podrá moverse tan rápido como se necesita para mejorar las trabas en transmisión», advierte el estudio.
[Estudio CDEC SING no prevé colapso en transmisión en 2021]
