enero 8, 2016 | Industria
(AméricaEconomía) La Comisión Federal de Electricidad (CFE) se prepara rumbo al arranque del mercado eléctrico en el país, donde participará como oferente y comprador de energía, para lo cual alista infraestructura con un valor superior a los US$26.000 millones, detalló a
El Economista su director general, Enrique Ochoa Reza.
“Hemos promovido inversiones por US$26.000 millones, son 85 obras de infraestructura en 30 estados de la República; 61 de esos proyectos ya se licitaron a 49 consorcios distintos con una inversión aproximada a los US$11.200 millones”, aseveró.
Además, “15 proyectos se encuentran en procesos de licitación con una inversión estimada en US$11.000 millones y nueve proyectos se licitarán en los próximos meses con una inversión estimada en US$4.000 millones adicionales”, dijo al concluir su participación en el panel “Oportunidades de inversión”, de la XXVII Reunión de Embajadores y Cónsules, en la Secretaría de Relaciones Exteriores.
La CFE participará como oferente de los distintos mercados —a corto plazo, por día y hora, a mediano plazo, con energía generada a través de fuentes fósiles, y a largo plazo, con potencia instalada para horas pico y energía generada con tecnología renovable—, además de que será comprador en las distintas subastas de energía para el suministro básico y de certificados de energía limpia de generadores limpios, para cumplir con la obligación de contar con al menos 5% de su generación mediante fuentes limpias.
División pendiente
En cuanto a la escisión de la empresa como mandato de la reforma energética, Ochoa Reza explicó que será hasta el próximo lunes 11 de enero, luego de la publicación de las disposiciones para este proceso por la Secretaría de Energía en el Diario Oficial de la Federación, en que la CFE podrá posicionarse, una vez que se oficialice esta transición.
Conforme a lo dispuesto por Energía, se crearán cuatro empresas de generación de energía, una de transmisión, una para el suministro básico que seguirá vendiendo electricidad en los hogares, una para el suministro a grandes generadores, las filiales CFE Internacional y CFE Energía, para compraventa de combustibles en los mercados internacionales y una de distribución que a su vez se subdividirá en 16 unidades de negocio regionales. Quedan pendientes las determinaciones en cuanto a dónde se situarán las unidades de negocio que atenderán a los contratistas Productores Independientes de Energía, así como al resto de los privados que tengan contratos legados con la CFE, y a los nuevos contratistas.
Finalmente, Ochoa Reza detalló que la empresa ofrece un incentivo de reconocimiento de contenido nacional a la capacitación a técnicos de la CFE por privados, por lo que cuenta con esquemas de cooperación con la ibérica Iberdrola, tanto en su centro de capacitación ubicado en la planta eólica de Puebla como en España, como con otras europeas como Gamesa, Acciona y Vestas.
enero 8, 2016 | Industria
(Pulso) Tras casi dos años como secretario ejecutivo de la CNE, Andrés Romero está conforme. Y no es para menos, luego de la caída en los precios en las licitaciones para clientes regulados, la incorporación de nuevos actores y los avances del “tren legislativo”.
Sin embargo, desde el organismo no se quedan de brazos cruzados. Este año tienen una intensa agenda que incluye el avance en la interconexión del sistema eléctrico, la configuración de un organismo coordinador a nivel nacional y una nueva licitación para clientes regulados, esta vez doce veces mayor que la de octubre de 2015.
El cronograma para este año también incluye sacar adelante un proyecto que introduce cambios al mercado de distribución de gas de redes, que ha generado controversias ya que reduce la rentabilidad de las empresas. Si bien la ley ha estado paralizada durante los últimos meses, desde la CNE advierten que esta se reactivará y estará lista a mediados de año.
Para el 2016, ¿cuáles son los hitos que se vienen?
Para 2016, en el ámbito regulatorio nosotros vamos a tener tres nuevas leyes en el sector que son bastante impactantes: la ley de transmisión, que probablemente por abril la tengamos fuera del Congreso; la ley de equidad tarifaria, que la vamos a tener probablemente en marzo; y la ley de gas, que probablemente va a estar afuera por julio-agosto. Por otro lado está la licitación de abril, que la están todos esperando, y como muchos actores dicen, será una competencia muy dura, y nosotros estamos muy claro de aquello. Por otra parte, creo que con el inicio del desarrollo de Polpaico-Cardones junto con un avance más sustancial de la interconexión habrá harto movimiento en el ámbito de la transmisión. Yo me atrevería a decir que esos son los elementos sustanciales. El otro tema que será noticia en 2016 es que es altamente probable que nosotros exportemos energía eléctrica a Argentina, y como ya lo ha señalado tanto el gobierno argentino como el Gobierno de la presidenta Bachelet, nosotros tenemos una vocación de integración energética, por lo tanto vamos a iniciar las conversaciones con los equipos del nuevo gobierno argentino para ver qué alternativas reales hay de generar intercambios no solo eléctricos sino también gasíferos.
¿Qué se requería para hacer realidad la exportación de gas?
De concretarse algo de ese tipo tendríamos que revisar la normativa, ajustarla, son elementosmás bien reglamentarios, no son elementos legales en principio. Aquí hay un desafío técnico-económico, el desafío técnico es que los gasoductos puedan funcionar binacionalmente, no todos cumplen con esa característica; y en segundo lugar que los acuerdos económicos satisfagan a las partes y sean cumplibles, etc. Hay aspectos técnicos, económicos jurídicos que ver, por eso no me gustaría dar una señal que esto es una realidad, pero es parte de los temas que probablemente sean interesantes en el desarrollo de la agenda el próximo año.
Proyectos como el de equidad tarifaria o las modificaciones a las licitaciones han generado consenso en el mercado, pero este no es el caso del proyecto que modifica el mercado de distribución de gas de redes. ¿Cuál es el status de esta iniciativa? Considerando que durante los últimos meses no ha avanzado en su tramitación.
La única razón por la cual no hemos avanzado es porque hay otros proyectos antes. No hemos tenido los espacios legislativos para poder tramitarlo antes. De todas maneras, cuando terminemos de tramitar el proyecto de transmisión, en abril aproximadamente, el próximo proyecto que entra a la tabla de la Comisión de Energía del Senado es gas. ¿Qué cosas vamos a ver? Creo que bastante de los temas quedaron bien resueltos en la Cámara, probablemente a lo que nos vamos a abocar es a discutir algunos detalles de cómo se valoriza el gas al ingreso del sistema de distribución en el caso que las empresas sean relacionadas, vamos a ver cómo generar incentivos para que se materialicen nuevas inversiones. Ya hay una señal desde la Cámara, nosotros estamos investigando si es el mejor mecanismo. (Además) se va a discutir la tasa de rentabilidad, el Gobierno ha señalado que cree que es necesario tener un piso mínimo y por nosotros vamos a reponer el piso mínimo que planteamos en el Cámara y se eliminó en la comisión. Ese tipo de discusión va a haber, nosotros creemos que en general la discusión está bastante acotada, no vamos a reinventar el proyecto, las grandes líneas que era regular el proceso de chequeo de rentabilidad, eliminar el TDLC dentro del proceso y regular el proceso de tarificación, son temas que no deberían cambiar en la etapa del Senado.
Respecto al chequeo de rentabilidad de 2014. ¿Este estudio se está realizando con las normas de la futura ley?
Sí y no, nosotros estamos aplicando los mismos criterios que hemos puesto en la ley en términos de que por ejemplo las conversiones las seguimos considerando como gastos (…) ahora la ley establece una serie de normas que no es posible aplicarlas para nosotros porque todavía no es ley vigente. Recuerda que la ley tiene una inclusión en el panel de expertos, por ello, lo que hemos hecho es sacar un informe preliminar que están en manos de las compañías, y una vez que tenemos las observaciones de las compañías haremos las correcciones. El plazo para emitir el informe definitivo es el 22 de enero.
enero 7, 2016 | Industria
El año 2015 cerró con una energía generada total que supera los 18.800 GWh, lo que equivale a un aumento de más del 6% en relación a la energía generada en año 2014.
El costo marginal (CMg) de la energía del SING para el año 2015, presentó una disminución del 25% en relación al mismo indicador del año 2014, situándose en un valor promedio cercano a los 57 USD/MWh.
El Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado del Norte Grande (CDEC-SING) es el organismo encargado de coordinar la operación de las instalaciones eléctricas del Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), que se extiende entre Arica y Parinacota, Tarapacá y Antofagasta, Decimoquinta, Primera y Segunda regiones de Chile.
Aproximadamente, el 90% de los consumidores del SING corresponden a grandes consumidores mineros e industriales, mientras que el resto del consumo, está concentrado en las empresas de distribución que abastecen a los clientes regulados, que representan aproximadamente el 6,1% del total de población nacional.
El SING es el principal soporte de la gran minería del país, sector que representa casi el 15% del PIB nacional.
[CDEC-SING presenta nuevo estudio sobre integración de ERNC al SING]
enero 5, 2016 | Industria
(El Mercurio) A través de su compañía Sencorp, el grupo Senerman -ligado al empresario y arquitecto Abraham Senerman- adquirió el terreno que en junio pasado puso en licitación la compañía eléctrica Enersis -controlada por Enel-, ubicado en la esquina de Alonso de Córdova con Cerro El Plomo.
Con esto, Senerman, reconocido por ser el propulsor del barrio de oficinas «Sanhattan» y desarrollador de la torre Tinanium, entra a Nueva Las Condes con uno de los últimos paños estratégicos desocupados que quedaba disponible en ese importante polo de negocios capitalino.
Se trata de un terreno de 4.244 metros cuadrados, que correspondía a un activo prescindible de Chilectra, filial de distribución de Enersis. Este fue adquirido por Sencorp en unas 140 UF ($3,59 millones) el metro cuadrado. Con esto, la operación totalizó cerca de US$ 21 millones.
A la vez, esta transacción se convirtió en una de las cinco o seis de mayor valor por m2 registradas en Santiago. El listado lo lideran las 336 UF por m2 pagadas en diciembre de 2010 por Patricio Abuhadba, entonces dueño de PreUnic, junto a su hermano René, por los 320 m2 ubicados en Paseo Puente 716, en el centro de la capital.
Desde Sencorp indicaron que el paño está ubicado donde remata el bulevar peatonal de Nueva Las Condes, «de gran flujo peatonal e importancia, donde actualmente se ubican importantes compañías multinacionales y edificios corporativos de grandes empresas».
El gerente de Sencorp Desarrollos, Alfonso Barroilhet, comentó que «estamos convencidos de que este es el mejor terreno para un desarrollo emblemático de este tipo en este sector. Estamos muy contentos con esta adquisición y ya estamos trabajando en un innovador diseño para un edificio de uso mixto, con oficinas clase A+, departamentos de alto estándar y un posible hotel».
Sencorp afirmó que ya han sido contactados por fondos de inversión para entrar en el negocio y existe más de un interesado en tomar el edificio de oficinas para uso corporativo.
Sanhattan
Senerman ha construido los edificios como La Industria, Titanium y Parque Titanium.
enero 4, 2016 | Industria
(El Mercurio) Rodrigo Castillo, presidente de Eléctricas AG (gremio de las distribuidoras), manifestó que si bien el costo del petróleo no tiene un impacto directo o significativo sobre los servicios de distribución eléctrica, esta variable sí influye en los costos marginales de la energía, es decir, el precio de intercambio de energía entre empresas generadoras. Este efecto no se traduce directamente en los costos a los clientes finales, pero sí genera efectos de mediano plazo en el precio de la energía, en especial a grandes clientes, como industrias y recintos con un gran consumo.
Rodrigo Solís, director de Estudios y Contenidos de la Asociación de Generadoras, manifestó que una reducción en el valor del crudo y sus derivados, como el diésel y fuel oil , acarrea disminuciones en el precio del resto de los combustibles fósiles (gas natural y carbón), lo cual a su vez reduce el costo de operación de las centrales generadoras que ocupan estos combustibles para producir electricidad.
