octubre 17, 2017 | Industria
(La Tercera) A días de cumplir un año a cargo de la cartera, el ministro de Energía, Andrés Rebolledo, toma posición, por primera vez, de las polémicas que ha enfrentado la cartera en la administración de Bachelet. Reconoce que la sesión del Comité de Ministros realizada a las 7.30 de la mañana del pasado 21 de agosto, fue un episodio difícil. “Fue un tema que requirió tener todos los sentidos puestos”, dice. Señala, además, que no fue una mala decisión que Energía haya apoyado abiertamente al proyecto Alto Maipo y anticipa la apuesta por la interconexión regional, algo que quiere dejar como legado de su gestión.
¿Dominga ha sido lo más complejo que ha enfrentado en su año a cargo de Energía?
Dominga es uno de los temas difíciles que me ha tocado enfrentar. No estoy seguro que sea lo más complejo, porque al final, como Energía, éramos uno más. Fue un tema que requirió tener todos los sentidos puestos.
¿Siente que con Dominga se dio una mala señal para el incentivo a la inversión privada?
En el caso de Dominga lo que sucedió es lo que ustedes conocen. Nosotros como Energía tuvimos una visión particular: concebimos ese proyecto en lo que se refería al tema minero y al tema portuario de manera distinta, y así lo hicimos expresamente en el voto. Nos parece que ahí se cumplió la institucionalidad que existe en Chile.
Tras la polémica ¿cree que es necesario reformar la normativa?
Soy parte del Comité, por lo tanto, es más complejo hacer un juicio más global del tema. Me parece que siempre es posible mejorar y perfeccionar en este caso esta institucionalidad. De hecho, algunas ideas propuestas han circulado y probablemente van a ser parte del debate hacia adelante. Todo lo que ayude a generar que funcione la institucionalidad, se cumpla la ley, me parece que es positivo.
La cartera también vivió una polémica cuando su antecesor (Máximo Pacheco) apoyó el proyecto Alto Maipo. ¿Fue un error?
No, porque nos parece que es un proyecto importante y relevante para el sistema eléctrico del país. Todos saben sus características, es energía renovable, está cerca de la Región Metropolitana, que es el principal centro de consumo del país. Hoy, ellos tienen un desafío financiero relevante e importante. Nosotros esperamos que ojalá puedan solventarlo para que sea parte de la matriz y sigamos construyendo una matriz renovable.
¿Es el último proyecto hídrico de esas magnitudes que se construirá en Chile?
Esperamos que en el tiempo se pueda tener otro proyecto de este tipo. Ahora, los desafíos para las grandes hidroeléctricas son más complejos que antes, eso también es verdad.
¿Quiere dejar hecha la interconexión regional?
Una de las noticias que vendrán pronto es la mayor conectividad con Argentina y con Perú. Hemos avanzado de manera importante y rápida en el tema. De hecho, el miércoles hubo una reunión en Argentina para poder avanzar en el acuerdo de swap energético (volver a comprarle gas a Argentina).
¿Qué avanzará más rápido, Perú o Argentina?
En el caso con Perú, dado que sentimos que hay comunión de intereses y una visión común con el gobierno peruano, es probable que hacia marzo podamos dejar establecido e iniciado el proceso de licitación. Lo que sería un primer paso, que es la línea de transmisión entre Arica y Tacna. En un par de semanas más irá al Perú un equipo chileno de la Comisión Nacional de Energía (CNE) y del ministerio para ir perfilando el modelo regulatorio que permitiera llegar hacia marzo con este resultado.
¿Y en el caso de Argentina?
Lo que esperamos es dejar primero este nuevo marco institucional que nos permita tener esta opción de los swap energético, dejar concluido, además, el estudio del plan maestro que nos determine cuáles son los cinco pasos más apropiados y eficientes para conectar Chile y Argentina. Ahora, si se concreta la licitación de Agua Negra, ojalá podemos estar ahí con la conexión de la línea eléctrica. También queremos dejar todas las condiciones para que eventualmente, hacia fines del próximo año, volvamos a tener conectividad con ellos a través de la compra de gas. Ellos nos han indicado que existirá un excedente que permitirá volver a conectarnos.
En energía parece estar todo hecho, ¿cuáles serán los desafíos?
Todavía se requieren varios esfuerzos, entre ellos, la Ley de Distribución. Queremos eventualmente, ingresar el proyecto en marzo del próximo año o dejar las condiciones para poder hacerlo lo más pronto posible. También es necesario avanzar en el reglamento de Servicios Complementarios, necesarios para enfrentar la realidad de las energías renovables no convencionales. También en eficiencia energética.
¿Cuál será su legado?
Había varios proyectos que venían en curso que era necesario darles la concreción final: Interconexión, Ley del Gas, Gobierno Corporativo de Enap, Equidad Tarifaria y la concreción de proyectos de inversión. También avanzar en la vocación renovable de Chile y empezar a incorporar el debate de la electromovilidad. Estamos recién empezando hay enormes desafíos en temas de infraestructura y también regulatorios. Y por último, es la utilización masiva y de buena manera de las redes sociales, eso nos ha permitido conectarnos con otro público y hemos podido mostrar la relevancia de la energía, la eficiencia energética, la energía renovable.
octubre 16, 2017 | Industria
(El Mercurio) Energías Renovables no Convencionales ya son convencionales
Si bien las Energías Renovables no Convencionales (ERNC) -como eólica o solar- empezaron su ingreso masivo en 2016, este año fue su consolidación y ya no tienen nada de exótico. Hasta cambiaron de nombre: se les denomina Energías Renovables de Fuente Variable.
Este tipo de generación representa ya el 19% de la energía total del país (4.555 megawatts instalados) y va creciendo. De hecho, la gran mayoría de los 24 oferentes de la última licitación eléctrica -que adjudica 2.200 GWh/año de energía- ofrece este tipo de fuente.
Aumenta la importancia de los clientes libres
Un edificio puede ser un «cliente libre» y negociar directamente su contrato de suministro de electricidad con una generadora. Aunque fue en 2016 cuando se rebajó el límite para convertirse en «cliente libre» -versus el «cliente regulado»- desde 2 mil kilowatt/h (Kw/h) a 500 Kw/h, solo este año ha aumentado exponencialmente este mercado. Los «clientes libres» pactan directamente sus contratos y precios, así como los plazos de suministro.
Las razones, según los expertos, son varias. La primera es que como hay muchas generadoras eléctricas sin contratos, los precios de la electricidad están bajando ante esta mayor oferta de electricidad.
Por ejemplo, Colbún sumó en los últimos 12 meses contratos de suministro con clientes libres por más de 1.600 GWh anuales, totalizando casi medio centenar de nuevos clientes.
«El cambio en las condiciones de precio acelera procesos de renegociación de contratos eléctricos», señala Felipe Givovich, socio de Quiroz & Asociados. «Los clientes libres están renegociando sus condiciones para acercarse a la realidad actual, cabe recordar que algunos de ellos firmaron contratos en torno a los US$ 100/MW en circunstancias de que ahora el precio de mercado está en torno a la mitad de dicho valor», explica. Además de ello, los generadores y distribuidores se están acercando a los clientes regulados que tienen la posibilidad de pasar a ser clientes libres. Y ofrecen condiciones atractivas. «Por ejemplo, contratos de 3 a 5 años con precios en torno a US$ 50 o US$ 60 el MW/h», detalla el socio de Quiroz & Asociados.
Se dejan de construir centrales a carbón
Las grandes compañías eléctricas que operan en Chile, como Engie, Enel y AES Gener, anunciaron que dejarán de construir centrales a carbón en el mundo y también en estas latitudes. Colbún, de la familia Matte, no hará la segunda unidad de Santa María, su última central carbonera.
Hay distintas razones para esto. Una de ellas es comercial: los precios de las energías de fuente variable (conocidas como ERNC), así como de los ciclos combinados (gas/agua) y algunas hídricas, son más bajos que las carboneras. Otra razón es que en la Unión Europa hay desincentivos para utilizar este hidrocarburo. En Chile, el bajo crecimiento de la demanda hace innecesario que por los próximos años se sume al sistema energía de base. Y como muchas carboneras en Chile readecuaron su tecnología para cumplir la norma de emisiones en los últimos años, no hay peligro de que estas plantas enfrenten una obsolescencia tecnológica en las próximas décadas.
Surge un nuevo concepto: «pobreza eléctrica»
En Chile, el 98% de la población tiene electricidad. Pero el país aún está lejos de la intensidad de uso que tiene la OCDE. Según cifras del Banco Mundial, el consumo por habitante de electricidad en el país es de 3.912 kilowatt por hora (kW/h), un tercio del consumo por persona de Estados Unidos y casi cuatro veces más bajo que Finlandia. Los países de la Unión Europea, por ejemplo, consumen por habitante 5.909 kW/h.
Felipe Givovich explica que una barrera para el mayor consumo era hasta ahora el alto precio de la electricidad, pero si la tarifa baja, también puede masificarse, en sintonía con políticas como menor emisión en calefacción. Según las distintas compañías eléctricas, hay un gran espacio para intensificar el uso de la electricidad, en especial en la calefacción y la electromovilidad.
De ahí que Enel Distribución apueste por buses eléctricos para el Transantiago, aumente su red de electrolineras (puntos de carga para autos eléctricos), que ya suman 16, con 15 de ellas en Santiago y una en Viña del Mar, e incluso fomente internamente, mediante ayudas, que sus empleados compren autos eléctricos.
Llegó el agua caliente solar
Hoy, el sol se usa para abastecer de agua caliente para la ducha o para lavar los platos. El Ministerio de Energía detalla que hay tres mecanismos para fomentar esto. Uno es para ingresos bajos y medios mediante un beneficio tributario para las empresas constructoras y ha permitido instalar equipos termosolares en 57.011 viviendas. Otro se aplica a los inmuebles de las personas afectadas por los desastres ocurridos entre 2014 y 2015 -terremoto en el Norte Grande, incendio de Valparaíso y aluvión en Antofagasta y Atacama-, que ha posibilitado equipar a 5.613 viviendas. Y hay otro subsidio para las viviendas sociales existentes, que ha beneficiado a 28.183 hogares.
Andrés Crisosto, de Abastible, dice que estos equipos pueden generar ahorros de hasta el 70% del gasto en agua caliente de cada vivienda. Esta empresa ha instalado equipos en 5.500 hogares desde Arica a Puerto Montt.
Escasez de hidroeléctricas de embalse
La campaña de «Patagonia sin represas», contra HidroAysén, parece haberse hecho realidad y extendido para todo el país.
Hoy existen dos proyectos hídricos importantes, pero estos no tienen represas: Los Cóndores (Enel Generación) y Alto Maipo (AES Gener). El primero ha tenido dificultades con sus túneles y el segundo, con los bancos financistas y el contratista.
Para el futuro inmediato, Colbún tiene una iniciativa hidroeléctrica, el conjunto Guaiquivilo-Melado (más de 300 MW), en el Maule. Y hay dos que fueron recientemente aprobadas en el Comité de Ministros del Medio Ambiente, la central de pasada Nido de Agua (Pacific Hydro, de 125 MW) y Digua (casi 20 MW), que utiliza un embalse del mismo nombre que ya existe en esa zona de Parral.
El socio de Electroconsultores Francisco Aguirre explica que esta escasez de inversores en energía con agua se debe a que la baja demanda no posibilita grandes desarrollos.
Despegue de la energía solar domiciliaria
Aunque la posibilidad de instalar algún generador energético en la casa -principalmente paneles solares- existe desde que la ley lo permitió en octubre de 2014, este año marcó el despegue de este negocio. Según cifras del Ministerio de Energía, en octubre de 2016 había menos de 500 instalaciones en las residencias y este año ya van 1.515, casi la mitad de ellas (627) en la Región de Atacama.
Según señala el ministro de Energía, Andrés Rebolledo, «la generación distribuida es la próxima ola tecnológica a nivel mundial. Las proyecciones que tenemos apuntan a que en 2030 podría haber unas 50 mil conexiones de este tipo, y hacia el 2050, llegar a 150 mil, lo que muestra que tenemos un gran espacio de crecimiento».
Aunque hay muchas empresas pequeñas que proveen de paneles solares, las eléctricas grandes entraron de lleno al sector. La europea Engie creó la filial Sunplicity, que lleva 50 casas con paneles y cinco empresas.
Rubén Escalona, gerente general de Sunplicity, detalla que ellos operan bajo la modalidad de leasing, de manera que el usuario no pague la inversión de instalar los equipos. Los paneles entregan la energía instantáneamente, conforme la producen, y lo que no se consume se inyecta a la red. La cuenta de luz de final de mes refleja el descuento de estas ventas al sistema eléctrico y del uso de la instalación. Normalmente, los paneles son capaces de abastecer el 80% del consumo de un hogar. «Si bien en Antofagasta o Atacama hay más radiación que en Santiago, en la capital hay mucha. Incluso hay generación solar en días nublados o con lluvia», explica.
octubre 13, 2017 | Industria
(Radio Universidad de Chile) Veinticuatro empresas generadoras, nacionales y extranjeras, presentaron recientemente sus propuestas económicas y administrativas para participar en el proceso de Licitación que abastecerá las necesidades de los clientes regulados de los Sistemas Interconectados Central y Norte Grande (SIC y SING), a partir de 2024, por 20 años.
Para el secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía, Andrés Romero, en esta especie de subasta, se podrían llegar a tener diez veces la cantidad de energía que se está ofertando respecto de lo que se está demandando. Romero, destacó que se esperan precios muy competitivos, lo que repercutirá finalmente en un menor costo al consumidor.
“Contentos de que el mercado eléctrico siga siendo dinámico, hemos podido salir del fango en el que estaba hace cuatro años atrás, donde no se presentaban ofertas, donde las ofertas eran muy caras, hoy día lo que tenemos es un mercado sano, dinámico, que aprovechará las energías renovables, así que buenas noticias para el país”, reafirmó.
Para el académico de la Facultad de Ciencias Físicas y Matemáticas de la Universidad de Chile, Roberto Román, el proceso económico bajará hasta más de la mitad los costos en el consumo, por lo que aseveró, “se terminará con la estafa eléctrica al que hemos sido sometidos los chilenos”.
“Se está licitando entre un U$40 y U$60 megawatts la hora (MW/h), que es menos de la mitad de lo que era hace tres o cuatro años atrás, y está bien que así sea porque antes nos estaban estafando, empresas hidroeléctricas que se habían construido con dinero público, en la época que Endesa era nacional, de instalaciones que estaban súper, archi amortizadas, se estaba vendiendo el megawatts hora a U$110 0 U$120, lo que era un robo”, argumentó.
Roberto Román valoró que en esta nueva licitación de suministro energético, aumenten las propuestas por parte de empresas productoras de energías renovables y sigan bajando las convencionales, como las hidroeléctricas, precisó, debido principalmente a la constante baja en el precio de producción.
Llama la atención el hecho de que dos de las cuatro generadoras más grandes del país, como son Aes Gener y Engie Energía Chile, no presentaron propuestas en la licitación. Desde la filial local de la estadounidense Aes Gener, que mantiene un default técnico por el proyecto Alto Maipo, indicaron que debido a los bajos precios de la electricidad, el alto precio de los proyectos y la cantidad de agresivas ofertas por parte de otras firmas que “ponen en riesgo la sustentabilidad del mercado”, no presentaron ninguna propuesta.
Para Gary González, economista asociado a la fundación medioambiental Terram, la licitación podría dejar obsoletas a partir del 2024 a las empresas generadoras que funcionan a base de carbón.
“Las energías renovables están entrando, pero qué pasa con las otras, tenemos varias que están obsoletas en su vida útil, pero siguen funcionando, entonces esto sirve como una especie de gallito, lo que se espera es una limpieza de la matriz energética, así también tener claro lo que se exportará, energía adicional que no se está usando, entonces al final es una por otra o la renovable llega a sumar a la otra, mientras no haya nada que pueda sacar de circulación a estas empresas termoeléctricas a carbón, lo claro es que en la práctica esto aún no ocurre”, subrayó.
Cabe destacar que el consumo energético total en el país lo lideran las empresas mineras, posteriormente el comercio, grandes proyectos de edificios y centros comerciales, la industria y al final el consumo doméstico.
Entre los participantes se encuentran: Colbún S.A, Parque Eólico Cabo Leones I S.A, Enel Generación Chile S.A, Rakun SPA, Besalco Energía Renovable S.A, entre otras. Desde la comisión nacional de energía precisaron que el detalle de las ofertas se conocerá el próximo 19 de octubre, mientras que las adjudicaciones se realizarán el viernes 3 de noviembre.
Licitación de suministro eléctrico: hoy se presentan las ofertas
octubre 3, 2017 | Industria
(Pulso) El boom del litio no solo ha abierto el apetito a las empresas mineras, sino también al sector eléctrico.
Desde AES Gener ven oportunidades para que las mineras que trabajan en proyectos de litio utilicen su línea de transmisión que conecta las subestaciones Los Andes en Chile con Cobos, en Argentina. Esto, dado que esta es la única línea que conecta a ambos países y se encuentra en medio del llamado Triángulo del Litio.
“El mineral está sobre la cordillera, y esta línea justamente une a Argentina y a Chile atravesando la cordillera, donde creemos que varias empresas mineras que hoy están viendo locaciones (para invertir en litio). Ahí no hay acceso a la electricidad, y esta línea puede convertirse en una gran oportunidad para poder conectar esos proyectos de una forma más rápida y no esperar a la construcción de una línea nueva desde Argentina o Chile”, comentó el CEO de AES Gener, Javier Giorgio. Según detalló, ya han existido reuniones con mineras chilenas que tienen proyectos de exploración en Argentina.
En carril paralelo, AES Gener avanza con los estudios técnicos para analizar el impacto que tendrá la unión entre el Sistema Interconectado Central (SIC) con el del Norte Grande (SING), en la interconexión con el país vecino. Además, se han reunido con las autoridades con miras a flexibilizar aún más los intercambios. “Son permisos para poder exportar o importar con plantas que hasta ahora, por la rigidez que tienen, no lo pueden hacer. (Esto permitirá) incrementar los volúmenes potenciales de exportación”, explicó Giorgio.
Para AES Gener es clave elevar la integración energética entre ambos países, ya que permitirá desencadenar inversiones para llevar a la máxima capacidad a la línea (640MW).
Alto Maipo
La interconexión no es el único tema que mantiene ocupado a AES Gener. Según Giorgio, la compañía sigue negociando para lograr un acuerdo entre contratistas y bancos para su complicado mega proyecto hidroeléctrico, Alto Maipo. “Esperamos antes de fin de año tener ya una respuesta”.
El proyecto de 531 MW de potencia se encuentra en “default técnico” tras el fin del acuerdo con Constructora Nuevo Maipo, por supuestos incumplimientos. Esto, generó el congelamiento de su financiamiento.
septiembre 11, 2017 | Industria
(Pulso) Ya es oficial: la inversión en energía está perdiendo el impulso que la ha caracterizado durante los últimos tres años, período en el que incluso desplazó por meses al sector minero como el primer receptor de flujos de dinero desde el extranjero.
Uno de los segmentos en que dicho fenómeno se ha notado con mayor fuerza es precisamente en aquellas energías intermitentes, como las basadas en tecnología eólica y solar, y que forman parte de las llamadas Energías Renovables No Convencionales (ERNC).
Según una recopilación de cifras provenientes de la Comisión Nacional de Energía (CNE), si se toma en cuenta la capacidad de los proyectos en construcción, estos se han desplomado. Si en 2015 se llegó a un peak cercano a los 5.500 MW en proyectos tanto renovables como tradicionales en desarrollo, esta cifra ahora alcanza cerca de la mitad de ello: 2.370 MW.
La tecnología que más ha descendido en cuanto a MW en ejecución es la ERNC. Hace un año este sector lideraba en construcción de iniciativas tanto en el Sistema Interconectado Central (SIC), como en el Norte Grande (SING) con 37% y 44% de los proyectos totales (2.500 MW). Sin embargo, hoy el consolidado de desarrollos eólicos y solares se ha reducido a unos 700 MW, el nivel más bajo en tres años, con una presencia del 20% sobre el total de proyectos en construcción.
Adicionalmente, y según constata el reporte mensual correspondiente a agosto de la CNE, el sector renovable ya no lidera la construcción por tecnologías. Ahora, las centrales hidráulicas de pasada tienen el trono, con 40% del total de MW en construcción.
A la fecha hay unas seis centrales hidroeléctricas de pasada sobre las 120 MW en obra, entre las que destaca las dos centrales del proyecto Alto Maipo de AES Gener y Los Cóndores de Enel Generación.
¿Cómo se explica la baja del boom de las renovables? Parte de ello, respondería a la baja en la inversión eléctrica general, ante el estancamiento de la demanda y la sobreoferta.
Así explica Hugh Rudnick, director de Systep y académico UC. “Los dos sistemas eléctricos, que se interconectan el próximo año, están con una capacidad instalada más que suficiente -incluyendo los proyectos que están asignados bajo las licitaciones de las distribuidoras, es decir, los que están en construcción o están por construirse- y entregan una suficiente capacidad como para que no se requiera inversión por varios años”, explica.
A esto se suma que hay una importante reducción del crecimiento de la demanda, agrega Rudnick, en parte por menos proyectos industriales y mineros.
En este contexto, desde Systep proyectan que, una vez que se construya todo lo que está en carpeta, a Chile le deparan más de cinco años sin que se concreten nuevos proyectos. Esto, considerando que desde el coordinador ya anticipan que las licitaciones -entre otros- impulsarán proyectos por 5.600 MW, de los que en su mayor parte corresponderán a energía eólica con 2.700 MW.
“Más allá del 2023 debería detenerse la inversión en generación y debería haber un período largo, hacia el 2027-2029 en que no debería haber nuevas centrales generadoras; salvo que haya un repunte muy importante en la demanda lo que no creo que sea el caso. En la práctica vamos a tener una sequía de proyectos importantes entre el 2024 y el 2028-2029, ya que no habría requerimiento de nuevas inversiones”, dijo Rudnick.
