marzo 14, 2016 | Industria
(Pulso) Tras quedar fuera de proyectos relevantes como la interconexión SING-SIC y la línea Polpaico Cardones, que llevan adelante TEN e Interchile, Transelec se adjudicó importantes obras de expansión del sistema eléctrico nacional.
Esto, luego que el viernes se abrieran los sobres con las ofertas económicas para obras complementarias de la interconexión SING-SIC, incluyendo una línea de transmisión que conectará la nueva subestación Los Changos, en Mejillones; con la nueva Crucero-Encuentro, cerca de Sierra Gorda.
Se trata de una línea que permitirá aumentar la capacidad de la línea que conectará ambos sistemas a contar de 2018 y que fue añadida por la autoridad a la propuesta de E-CL.
Los proyectos que construirá Transelec son: Nueva Línea 2×500 kV 1500 MW entre S/E Los Changos y S/E Nueva Crucero Encuentro, Bancos de Autotransformadores 2×750 MVA 500/220 kV en S/E Nueva Crucero Encuentro, Banco de Autotransformadores 750 MVA 500/220 kV en S/E Los Changos y Nueva Línea 2×220 kV 1500 MW entre S/E Los Changos y S/E Kapatur.
“Luego de finalizado el proceso de apertura de la oferta económica, contemplado en las Bases de Licitación aprobadas mediante Resolución Exenta Nº 364 de 2015 de la Comisión Nacional de Energía (CNE), y sus modificaciones, las Direcciones de Peajes de ambos CDEC informaron que la empresa que presentó los menores valores para esta licitación pública internacional, fue Transelec Holdings Rentas Limitada”, informaron los dos centros de despacho mayores del país, CDECSIC y CDEC-SING, que actuaron coordinadamente en esta licitación.
La licitación contó con fuerte competencia, pues además de Transelec participaron el consorcio Saesa-Chilquinta; Transelec; la hispana Red Eléctrica y la italiana Terna. Estas dos últimas también participan en consorcios, la primera junto a Cobra instalaciones y Servicios y la segunda, con Transco Chile.
La transmisora perteneciente al grupo canadiense Brookfield, presentó un VATT (Valor Anual de la Transmisión por Tramo) de US$14,6 millones, compuesto de un AVI o anualidad del valor de la inversión de US$11,9 millones más un COMA (costo de operación, mantenimiento y administración) de US$2,7 millones.
La oferta fue levemente mejor que la del consorcio Saesa-Chilquinta, que propuso un VATT de US$14,8 millones.
El consorcio Ferrovial-Transco Chile -Terna propuso un VATT de US$16,5 millones y Red Eléctrica, de US$22 millones.
En 2011, Transelec había decidido no participar en una serie de procesos de licitación, pues consideraba que no estaba claro el esquema de multas con que opera el sistema. Esto, porque la firma notaba que existía una demora en la entrega de permisos sectoriales, que atentaba contra la celeridad necesaria para la ejecución de las obras.
Sin embargo, la autoridad no daba cuenta de la demora en la entrega de permisos, aplicando mult as por todos los retrasos, en circunstancias a que era, en varios casos, el propio Estado el responsable de la demora.
marzo 9, 2016 | Industria
(Revista ELECTRICIDAD 192) Catalogado como uno de los bancos más grandes del mundo, el Sumitomo Mitsui Banking Corporation (SMBC) ya lleva 10 años con presencia en nuestro país y tres con oficina local liderada por Felipe Díaz, quien a su vez actúa como Head de Latin America Corporate Finance para SMBC. El banco japonés cuenta con 1,5 trillones de dólares de activos y en la región también tiene presencia en México, Bogotá, Lima y Sao Paulo. Mark Harris, responsable de Project Finance en Chile para SMBC, conversó con Revista ELECTRICIDAD sobre las perspectivas y desafíos del financiamiento para el sector energético.
¿Cuáles son los proyectos que actualmente están financiando?
Nos dedicamos a estructurar financiamiento de largo plazo para activos en el sector minero, energético y en infraestructura. Hemos estado involucrados en proyectos como Kelar (Kospo, Samsung), CTA (E-CL), Angamos (AES Gener), Cochrane (AES Gener), Conejo Solar (Pattern), San Juan (LAP) y El Arrayán (Pattern). Ahora estamos involucrados con varios proyectos que ganaron PPA (power purchase agreement) en las últimas licitaciones de suministro para clientes regulados y esperamos que podamos cerrar en los próximos meses unos dos financiamientos más. Además, actualmente asesoramos a un desarollador grande para unos proyectos de gas de ciclo combinado (CCGTs).
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¿Qué opinión tienen del proceso licitatorio que se llevó a cabo durante 2015 y que implicó algunos cambios para los oferentes?
Tenemos una opinión muy positiva, aunque observamos algunos riesgos para los oferentes que se podrían mejorar. Uno de los principales puntos es que no es take-or-pay, y la incertidumbre sobre los volúmenes de demanda futuros reales no nos permite saber cuál va a ser el volumen efectivo que se va a vender con el PPA. Otro aspecto tiene que ver con el sistema de transmisión y la diferencia entre los nodos. En este PPA la estructura hace que se tenga que vender en el nodo de inyección y comprar en el nodo de retiro (que es Polpaico) por lo que se produce una diferencia entre esos dos precios que tiene que asumir el oferente. Esa diferencia varía en función de cada nodo y tiene que ser pagada de manera adicional, ya que hay que vender y volver a comprar en el sistema.
¿Y para proyectos de gas también tienen reparos?
Sí, en el caso del gas con los PPAs de las distribuidoras tienes un contrato de gas take-or-pay y un PPA de take-and-pay entonces el dilema es cómo hacer para juntar ambos y hacer factible el proyecto a largo plazo. Hay que considerar que el despacho de la energía funciona en base a costo marginal por orden de mérito y por lo tanto si tienes una central a gas que tiene PPA pero no es despachada no podrá cumplir con las obligaciones del contrato.
¿Con toda la preparación que han realizado para la próxima licitación de abril, cuáles son sus perspectivas?
Creemos que habrá mucha competencia y que las energías convencionales van a tomar un papel más importante. Aunque también habrá espacio para las renovables.
Algunos especialistas han planteado que actualmente los bancos están financiando a proyectos solares más que a los eólicos, ¿es cierto en el caso de SMBC?
Es cierto. Hemos apoyado a parques eólicos y seguimos mirando estos proyectos. El problema que tienen es que los precios de los fotovoltaicos han bajado mucho y son más competitivos, además, en los análisis, vemos más incertidumbres con los pronósticos de viento que de sol.
¿Qué proyectos están interesados en financiar a corto, mediano y largo plazo?
A corto plazo estamos mirando con mucho interés los proyectos de gas, si se puede mitigar el riesgo de despacho. También estamos interesados en financiar proyectos de carbón. En este sentido, es importante para nosotros que el ambiente y las comunidades estén bien manejados.
A mediano plazo estamos siguiendo al proyecto El Campesino y a largo plazo creemos que las ERNC van a seguir desarrollándose. Actualmente, por las dificultades que tiene el sistema de transmisión −especialmente en el norte del SIC− pensamos que sería difícil financiar más proyectos ERNC en esa zona, incluso con PPA.
[Mitsui Banking Corporation: “Vamos a ver fusiones entre los desarrolladores de energías renovables”]
marzo 7, 2016 | Industria
(El Mercurio) La estadounidense Sunedison, una de las mayores empresas de energía renovable del mundo, estaría vendiendo algunos de sus activos en el país. Además de otras empresas, entre los actores que estarían negociando la compra figuraría Colbún, la eléctrica del grupo Matte que hace ya un tiempo anunció su interés por invertir en fuentes solares.
Son tres los proyectos que ha construido la compañía en Chile: Amanecer Solar CAP, de 100 MW, ubicada en el desierto de Atacama; San Andrés, de 50,7 MW, en Copiapó; y María Elena, de 72,8 MW, emplazada en Antofagasta. En el mercado estiman que serían los dos últimos los que estarían a la venta y buscando compradores. Recientemente, Sunedison ha enfrentado problemas financieros.
Consultada la empresa sobre el interés de vender algunas plantas, dijo: «El crecimiento de Sunedison a nivel mundial, y en concreto en Chile, se basa en una estrategia de negocio flexible donde parte de los activos permanecen en la compañía una vez se han construido y otros son vendidos para recuperar la inversión y continuar con los planes de crecimiento». Añadió, eso sí, que la empresa sigue comprometida con Chile, país donde está presente desde 2012 y es uno de los líderes del mercado.
En Colbún, en tanto, estarían conscientes del atractivo de incluir plantas solares a su portafolio -dado que complementarían su gran capacidad de energía convencional-, pero también estarían alertas sobre las trabas que tienen estas fuentes en materia de transmisión. De hecho, los proyectos que se ubican en el norte del Sistema Interconectado Central (SIC) han enfrentado problemas para despachar su energía, los que han originado problemas financieros.
Por eso el grupo Matte estaría buscando activos donde no haya tanta restricción en transmisión, al menos hasta que no se concrete la interconexión y el aumento de capacidad en las líneas entre Cardones y Polpaico.
[Parque Solar Quilapilún, el mayor proyecto ERNC de la Región Metropolitana]
febrero 29, 2016 | Industria
(Pulso) No sólo en el negocio de generación eléctrica se ha visto mayor competencia en el país. El sector transmisión se ha sumado a esta tendencia, lo que se notó con fuerza en la última licitación de obras de ampliación del sistema troncal, en el que además del regreso de Transelec -que llevaba años sin competir por nuevas líneas- se sumaron gigantes internacionales como la hispana Red Eléctrica y la italiana Terna.
A ambas se sumó el consorcio Eletrans, que integran Saesa y Chilquinta, dos distribuidoras eléctricas que hace algunos años decidieron incursionar en esta área.
“En Grupo Saesa estamos convencidos que la competencia le hace muy bien al país y al cliente final y ese compromiso para nosotros es una prioridad. La mejor manera de demostrarlo es que hace algunas semanas, a través del consorcio Eletrans, presentamos ofertas a nuevas licitaciones de proyectos que se requieren para el país. Uno de ellos es en el SING y otro en la Región de Atacama, que va a permitir nuevos desarrollos y nuevas conexiones de energía renovable, cuyos beneficios también tienen relación con la diversificación y construcción de una matriz energética más limpia y la rebaja de tarifas en el largo plazo”, señala el gerente general de Saesa, Francisco Alliende.
El consorcio inauguró hace algunas semanas el proyecto Cardones – Diego de Almagro en la región de Atacama, una línea de 156 kilómetros de extensión que será pieza clave en la interconexión entre el SING y el SIC y, además, a la línea Polpaico-Cardones.
El proyecto, que tuvo un costo de US$70 millones, fue inaugurado dos años antes de lo considerado en la licitación.
“Para Saesa y Chilquinta, significó un esfuerzo especial el desarrollo de un proyecto a cientos de kilómetros de nuestra casa matriz. Osorno y Valparaíso, respectivamente. El trabajo, compromiso y esfuerzo que significó la construcción de este proyecto, en que hubo 2 millones de horas hombres sin accidentes, para el desarrollo de 150 kilómetros de cables de doble circuito de 220 KV, es tremendamente satisfactorio y motivo de orgullo para nosotros”, añade Alliende.
Según el ejecutivo, el consorcio está mirando la ley de Transmisión que se discute en el congreso, donde a su juicio “hay otros conceptos que aún se están discutiendo en el proyecto de ley, y esperamos (…) que incentive la inversión y nuevas soluciones que le garanticen al país energía segura, limpia y a valores competitivos”, planteó.
[Declaran admisible EIA de nueva línea de transmisión de Eletrans]
febrero 29, 2016 | Industria
(Diario Financiero) El traumático proceso que implicó la incorporación de la consulta indígena bajo el estándar del Convenio 169 para proyectos de inversión, pareciera estar quedando atrás, aunque aún los resultados son disímiles.
Muestra de ello es el desenlace que tuvo el primer proyecto en someterse a este procedimiento: la hidroeléctrica y la línea de transmisión Neltume, de Endesa. Mientras el proceso para la unidad generadora se inició el 29 de abril de 2013 y finalizó recién el 29 de diciembre de 2015, mismo día en que la generadora desistió del proyecto; el de la línea continuó adelante y cerró algunos acuerdos.
De este modo, se logró el respaldo de seis de las ocho comunidades que participaron en el proceso.
Según consta en el informe final de la consulta, esta se dividió en dos áreas: la primera denominada Lago Neltume, en la que se encuentran las comunidades Juan Quintumán y Valeriano Callicul, con las que no se llegó a puerto; mientras que con las del área de Cayumapu sí se firmó un protocolo. En esta zona están presentes las agrupaciones Inahuicul, Rayen Huincul, Trullun Mapu, Peñihuen, Juan Catripan y Trigue Cui-Cui.
De acuerdo al informe, el clímax del proceso se dio en la fase de deliberación interna, donde las comunidades empezaron a analizar y determinar sus posiciones. “En este contexto se produce la división de la mesa de trabajo, dando inicio a una nueva etapa centrada en la organización del sector de Cayumapi”, dice el documento.
Así como este caso, en la actualidad hay 11 consultas a pueblos originarios vigentes, mientras otras 18 ya terminaron. Entre los proyectos recientemente aprobados en que los titulares alcanzaron acuerdos con las comunidades está RT Súlfuros de Codelco (US$ 5.400 millones) y la línea de transmisión entre Cardones y Polpaico (US$ 1.000 millones).
Compromisos
Entre las peticiones levantadas a Endesa por las comunidades está hacerse cargo del traslado de los niños de estos sectores hacia la escuela y el jardín durante toda la vida útil del proyecto.
También pidieron servicio de Internet para cada colegio de los sectores de Cayumapo Alto, Cayumapu Bajo, Los Ñadis y Coihueco, además de computadores según los requerimientos de los colegios.
Solicitaron becas educacionales, apoyo cultural deportivo para los establecimientos una vez al año y un monitor intercultural que pueda enseñar mapudungun.
Finalmente Endesa propuso un fondo para becas de $ 40 millones, mientras que para las solicitudes de becas, monitores o locomoción, la empresa aportará $ 10 millones anuales durante toda la vida útil del proyecto.
Además, la generadora se comprometió a entregar un informe anual sobre el cumplimiento de las medidas a las comunidades.
[Cara a cara: ¿Es adecuada la regulación para hidroelectricidad?]
