abril 13, 2015 | Industria
(El Mercurio) Dos licitaciones de suministro eléctrico realizará el Gobierno este año: una por mil GWh, y otra por 12.500 GWh, ambas con 20 años de duración.
Son las primeras luego que el año pasado se modificara la ley de estas subastas que permite, entre otras cosas, el ingreso de las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) y donde, por primera vez, el Gobierno y no las distribuidoras son las encargadas de hacer las bases. Estas se harán públicas a fines de abril y tanto las ofertas como las adjudicaciones se realizarán en mayo de 2016.
[Licitación eléctrica despierta interés entre generadoras y convoca a casi 40 firmas]
Esta vez en la Comisión Nacional de Energía (CNE) se evalúa un cambio importante. Se trata de reducir los bloques horarios por los que las empresas generadoras pueden ofertar energía. En 2014 fueron ocho. El año pasado las licitación fue un éxito para el Gobierno porque se logró atraer a nuevos actores y bajar los precios. Pero sobre el 80% de los bloques entre las 18:00 y las 8:00 horas -la mayor parte sin luz natural-, no se adjudicó.
Esta escasa oferta se dio porque las tecnologías que pueden generar de noche necesitan amortizar sus costos de inversión con altos niveles de producción, pero con la entrada de las ERNC solo operan a ciertas horas. Este año los bloques se podrían reducir incluso a la mitad, aseguran fuentes de gobierno. Esto porque, según consideran, las renovables también pueden participar las 24 horas comprando la energía que necesitan generar de noche en el mercado spot , explican.
A mediados de agosto del año pasado se presentó el proyecto que buscaba modificar las licitaciones de suministro para clientes regulados y, en poco menos de seis meses, se hizo ley.
Uno de los principales objetivos con esto es conseguir en el mediano plazo precios más equilibrados de electricidad e incorporar nuevos actores y tecnologías. El ministro de Energía, Máximo Pacheco, aseguró que con la medida se ponía fin al frenazo de las inversiones en el sector.
Entre otras cosas, la norma incorpora cláusulas que permiten a los nuevos proyectos postergar o cancelar su venta de energía en caso de que las iniciativas se vean retrasadas por procesos inimputables a sus desarrolladores.
abril 13, 2015 | Industria
(Pulso) Los máximos ejecutivos de la empresa española Gas Natural Fenosa lo han dicho en distintas ocasiones: están muy interesados en entrar a uno de los negocios que en su país y, en general, alrededor de mundo ya conocen de sobra, el de la generación de energía.
Para materializar este interés, en los últimos días la firma dio un gran paso. La compañía se anotó en el registro de interesados en participar del proceso de licitación eléctrica para distribuidoras que lleva adelante la Comisión Nacional de Energía (CNE) para el Sistema Interconectado Central (SIC), en el que el Gobierno, al igual que ocurrió el año pasado, espera bajas en los precios y alta participación de empresas convencionales y de energías renovables (ERNC).
[Licitación eléctrica despierta interés entre generadoras y convoca a casi 40 firmas]
Gas Natural Fenosa concretó la inscripción a través de su filial Global Power Generation (GPG), vehículo de inversión creado el año pasado precisamente para invertir en generación eléctrica alrededor del mundo. En esta compañía, la hispana controla el 75% de su propiedad, luego de que hace apenas dos semanas vendiera el 25% a un fondo de inversiones del estado de Kuwait (Kuwait Investment Authority, KIA), en €505 millones, que se cerrará mediante un aumento de capital a realizarse próximamente.
El viernes, la CNE publicó el Informe Final de Licitaciones, trámite nuevo y surgido en la reciente ley de Licitaciones -promulgada en enero-, la que incluye un registro de empresas interesadas en realizar observaciones al proceso de licitación.
En el listado no aparecen su filial CGE, ni la matriz Gas Natural Fenosa ni GPG, aunque trascendió que ello se debe a que no presentarán observaciones. De igual manera, entre los inscritos figuran varios consultores y asesores como Asset Chile, que ha trabajado con Gas Natural Fenosa.
Precisamente, el consejero delegado de la controladora de CGE, Rafael Villaseca, reconoció en noviembre pasado su interés en ingresar al negocio de generación en Chile, dado el crecimiento esperado en la demanda para los próximos años.
“Chile abre muchas oportunidades de inversión, principalmente en crecimiento vegetativo (…). No hay ninguna duda de que la adquisición de CGE provocará que replanteemos nuestro plan estratégico, y por supuesto lo vamos a hacer porque es un mercado que se lo va a permitir. Además, es conocido en Chile y en otros países latinoamericanos que los proyectos de generación van a ser relevantes. Ahí estaremos, atentos mirando las oportunidades que se presenten y cuáles se pueden aprovechar. Vamos a trabajar para poder concretar todo esto en un plan estratégico”, dijo el ejecutivo en una conferencia telefónica a fines del año pasado, semanas después de concretada la adquisición del holding energético chileno. Tras ello, Villaseca y otros ejecutivos del grupo se reunieron con autoridades chilenas para ratificar este interés.
Propuestas
En el listado de interesados de participar de la licitación hay más empresas. Una de las que más sorprende es Colbún, la segunda generadora del SIC y que se ha excluido de los últimos procesos de manera voluntaria.
Otra empresa es la israelí IC Power (ex Inkia), propietaria de las centrales térmicas Cardones (ex Tierra Amarilla) y Colmito, que suman 213 MW a diésel. Participar en la licitación supondría o un cambio de tecnología en estas centrales o la inversión en unidades distintas. También destaca la presencia de ENAP, petrolera estatal que ha manifestado su interés por desarrollar proyectos de generación para transferir el control a terceros, cuestión que depende de un cambio legal que hoy se tramita en el Congreso.
abril 13, 2015 | Industria
(El Mercurio) En diciembre del año pasado, el Ministerio de Energía declaró un éxito el proceso de licitación de suministro eléctrico donde, por primera vez, se permitió la entrada de empresas de Energía Renovable No Convencional (ERNC). Razones tenía para hacerlo: se logró que entraran nuevos actores y bajar el precio de la energía.
[Gobierno busca evitar que queden horas sin oferta en licitaciones eléctricas]
Sin embargo, la empresa Aela Energía- asociación entre la inglesa Actis (60%) y la irlandesa Mainstream (40%)- no quedó conforme. El proceso constaba de ocho bloques de energía, y esta empresa ofertó 1.320 GWh en el bloque tres, que totalizaba 6.000 GWh. Esta oferta se avalaba en seis proyectos eólicos que sumaban 429 MW. Al mismo tiempo presentaron una oferta condicionada en el bloque 4 para aquellos proyectos que no fueran seleccionados en el bloque anterior. Cinco de esos seis proyectos -que suman 337 MW y entre los que solo hay uno operando- quedaron en el primer bloque, mientras que el resto quedó en el bloque cuatro.
Aela ofertó a un precio de 99,25 por MWh, la segunda mejor oferta para ese bloque, después de la oferta de Acciona. Con esa cifra, quedaban dentro de la licitación, con una oferta que era US$ 10 dólares por MWh más baja que la siguiente, de E-Cl.
Sin embargo, al día siguiente de la licitación, a Aela Energía -cuyo gerente general es Sergio del Campo, quien fue subsecretario de Energía del gobierno de Sebastián Piñera-, se le informó que su oferta había sido descartada, por una razón meramente formal: una equivocación en el nombre de la empresa.
Esta empresa se presentó a la licitación como Aela Negrete S.A., y con ese nombre participaron en todo el proceso previo a la licitación. Así aparece en 134 documentos entregados a la autoridad.
Sin embargo, según señalan fuentes que conocen el proceso, en uno de los documentos que entregaron aparece como oferente Aela Energía y no Aela Negrete.Y eso los dejó fuera.
Lo que quedó se lo adjudicó E-Cl, filial de GDF Suez, y que ofertó a un precio de US$ 109,4 por MWh. La sola diferencia entre los precios ofertados por esta última y Aela, haría que cerca de 16 millones de clientes del Sistema Interconectado Central (SIC), entre Taltal y Puerto Montt, tengan que pagar un mayor costo de US$ 11,5 millones al año, lo que equivale a US$ 173 millones, considerando los 15 años de contrato que establece el proceso de licitación.
Aela Energía basó su postulación en cinco proyectos eólicos que suman una inversión de US$ 860 millones y se encuentran en Los Ángeles, Huasco y Llanquihue. En total suman 337 MW, y la empresa tiene como meta instalar 600 MW en el país en los próximos tres años.
Recursos
Ante esta decisión que los dejó fuera de las licitaciones, el 9 de enero, el abogado de Aela Energía, Alberto Naudon, interpuso un recurso de protección ante la Corte de Apelaciones de Santiago. El 2 de febrero, Francisco Sánchez Hormazábal, gerente comercial de CGE y encargado de la licitación y quien los dejó fuera del proceso, respondió que había actuado en coordinación con los mandantes (las distribuidoras) y la Comisión Nacional de Energía (CNE).
De acuerdo con el escrito, una oferta solo puede quedar fuera del proceso en caso de que uno de los documentos esté fuera de plazo o entregue una oferta superior al mínimo requerido, o que en los documentos haya texto tachado o enmendado. Uno de los argumentos que esgrime la CNE para no modificar el proceso es la señal de poca seriedad que darían a los inversionistas extranjeros, asunto que sería inexplicable para la compañía anglo-irlandesa, puesto que también son foráneos.
El argumento más fuerte de esta compañía es que al quedar fuera del proceso, no se estaría cumpliendo con el objetivo de la licitación, que es en primer lugar abastecer del suministro eléctrico a la población, y en segundo lugar, ofertar al menor precio.
Lo que pide la empresa, en todo caso, no es que el proceso que tenía por objeto adjudicar ocho bloques de suministro de energía, equivalente al 40% del consumo de energía entre la III y la X Región, se anule. Pide que se les incluya. En los próximos 15 días se debería resolver el recurso. En caso de que la Corte falle a favor de Aela Energía, el proceso volvería al 11 de diciembre, cuando se abrieron los sobres de las adjudicaciones. Es decir, los bloques se ajustarían de la mano de los oferentes, y Aela Energía quedaría con el bloque que se le había adjudicado en diciembre.
abril 10, 2015 | Industria
Una serie de elementos nuevos contiene el tercer Estudio de Transmisión Troncal, realizado por el Consorcio Mercados Interconectados (integrado por las empresas Sigla, KAS y AF Mercados EMI), por encargo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), en el marco del proceso de tarificación y expansión del sistema de trasmisión troncal.
Y es que en esta oportunidad se incorporaron elementos novedosos para la planificación y expansión del sistema de transmisión, como las modelaciones que prevén los bloques horarios de las ERNC, un nuevo modelo de valorización de las instalaciones en los sistemas eléctricos, además de la inclusión inmediata de los aspectos medioambientales y sociales.
[Revisa otros contenidos de Revista ELECTRICIDAD]
Este estudio se presentó detalladamente en una audiencia pública convocada por la Comisión Nacional de Energía (CNE), en el Hotel Plaza San Francisco, ante más de un centenar de actores del sector pertenecientes a los CDECs (SIC y SING), empresas generadoras, transmisoras y distribuidoras, además de clientes libres de los sistemas eléctricos.
Los participantes a este encuentro deberán enviar sus consultas y observaciones a la CNE hasta primeros días de abril, las que deben ser incluidas en el informe técnico definitivo que elaborará la CNE en el proceso de tarificación y expansión del sistema de transmisión troncal.
Mientras tanto, las empresas Transelec, Colbún Transmisión y San Andrés presentaron ante el Panel de Expertos una serie de cuestionamientos técnicos respecto al “Plan de Expansión del Sistema de Transmisión Troncal. Período 2014-2015”.
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abril 6, 2015 | Industria
(Pulso) Uno de los principales objetivos de la Agenda Energética de la Presidenta Bachelet -y, en general, de la gestión del ministro Máximo Pacheco- es dotar de mayor competencia al sistema eléctrico chileno.
En ese contexto, una buena noticia fueron los resultados de la última licitación, marcada por la entrada de nuevos actores, principalmente ERNC. A eso se suma otro efecto: el explosivo ingreso de proyectos ligados a outsiders o a empresas fuera de las cuatro grandes: Endesa, Colbún, AES Gener y E-CL.
De acuerdo con el último catastro de proyectos de generación en construcción, elaborado por la Comisión Nacional de Energía (CNE), hoy existen 53 nuevas centrales en construcción, que aportarán al sistema 4.577 MW adicionales: 1.950 MW en el SING y 2.626 MW en el Sistema Interconectado Central (SIC).
De esas unidades, apenas nueve corresponden a estas cuatro empresas, que son las que concentran la mayor parte de la generación eléctrica que se produce en Chile. Esta cifra corresponde al 17% del total de iniciativas en obras, sin considerar su tecnología (intermitente o de base) y su potencia instalada.
En términos de potencia, estas nueve unidades suman 1.748 MW, mayormente de generación convencional, lo que representa el 38% del total de las centrales en construcción.
De los proyectos en manos de los cuatro grandes, la empresa más activa es AES Gener, que suma dos tercios de la potencia instalada de estas nueve iniciativas (1.142 MW en construcción).
Se trata de las dos unidades del complejo termoeléctrico Cochrane en Mejillones, en el SING, de 236 MW cada una. A esto se añaden las dos unidades que componen el proyecto hidroeléctrico de Alto Maipo, Las Lajas y Alfalfal 2 (267 MW y 264 MW, respectivamente) y la quinta unidad de la termoeléctrica a carbón Guacolda, que añadirá 139 MW al SIC.
Por el lado de Endesa, la única unidad en obras es la hidroeléctrica Los Cóndores, de 150 MW, mientras que Colbún lidera la central San Pedro (144 MW) y E-CL la unidad CTM-3, que tendrá una potencia de 243 MW y que se conectará al SIC a través de la línea de interconexión que construye la filial Transmisora Eléctrica del Norte (TEN).
De entre los proyectos que no pertenecen a las generadoras tradicionales destaca la central termoeléctrica a gas natural Kelar, que está siendo construida por un consorcio de empresas coreanas, encargada por la minera BHP Billiton. Esta es la unidad más grande actualmente en obras y añadirá 540 MW al SING, que abastecerán precisamente a la mina más grande que opera la transnacional, Escondida.
Otras iniciativas de gran tamaño son el parque eólico Finis Terrae, en el SING, el proyecto Laberinto y la central hidroeléctrica Ñuble (Eléctrica Puntilla, 136 MW).
