enero 11, 2016 | Industria
(El Mercurio) Pérdidas de margen de contribución por US$ 3,8 millones generó para Endesa Chile la protesta en una torre de alta tensión en Coronel por parte de tres manifestantes que se mantuvieron a 14 metros de altura -e incluso a 18 metros ayer- durante 22 días. Con ello, impidieron la operación de las dos unidades del complejo termoeléctrico Bocamina (500 MW) en los últimos nueve días.
La detención se registró luego que la Corte de Apelaciones de Concepción ordenó desenergizar la estructura que transmite la electricidad que genera la planta por el riesgo para los huelguistas.
Los efectos financieros para la compañía incluyen también la detención de funciones que generó una ocupación ilegal anterior de la misma torre, el 23 de noviembre y que duró cuatro días.
En ambos casos, los manifestantes pedían que el complejo dejara de operar pues, según ellos, contamina el mar y el aire.
Tras el fin de la manifestación, a contar de las 17:15 horas del viernes, la generadora informó que «se están haciendo los trabajos para que en un plazo de 40 horas vuelva a operar la central Bocamina, que no ha podido aportar su energía al sistema desde el 30 de diciembre pasado».
Bocamina I y II contribuyen con 340 mil MW/h al Sistema Interconectado Central (SIC).
En un hecho esencial comunicado ayer a la Superintendencia de Valores y Seguros (SVS), Endesa Chile explicó que «a nivel de sistema eléctrico esta situación impacta al alza en los costos globales de suministro de la demanda, provocando un aumento de los precios spot y el uso anticipado de reservas hidroeléctricas que en los próximos meses no estarán disponibles».
Primer intento fallido
Apenas sintieron que efectivos del Gope de Carabineros se trepaban a la torre de alta tensión, los tres hombres, de entre 38 y 45 años, dejaron la plataforma de madera en que dormían y escalaron hasta quedar fuera del alcance de los policías.
Eran cerca de las 6 de la madrugada del viernes y no solo el despertar fue sobresaltado para estos hombres, sino también para el grupo que abajo los apoyaba en un improvisado campamento. Hubo oposición al actuar de los policías, por lo que estos hicieron uso de bombas lacrimógenas.
Durante el día, y sin la base que retiró Carabineros, los manifestantes se mantuvieron sentados en los fierros de la estructura, a 18 metros de altura. «No hay fuerza física que les permita estar en esas condiciones por más de un día», dijo la gobernadora de Concepción Andrea Muñoz.
Y así fue, ya que no se arriesgaron a pasar otra noche y bajaron durante la tarde. Eso sí, en medio de reclamos de quienes antes los apoyaban.
Andrea Muñoz reconoció que el desalojo fue tardío, pero dijo que la petición «solo la conocí el día seis de enero (miércoles)». Pero fue el 18 de diciembre cuando la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) pidió a la intendencia que Carabineros desalojara la toma. El documento ingresó a la oficina de partes el día 21 de ese mes y recién dos semanas más tarde llegó a la gobernación. «Se ordenó una investigación sumaria que arrojará los responsables», expresó Andrea Muñoz.
Detenidos
Los tres manifestantes enfrentan cargos por desórdenes e infringir la Ley de Electricidad. Empresa asumió compromisos
En 2015, Endesa selló un acuerdo con 19 sindicatos de pescadores y algueras, el Gobierno Regional y el municipio de Coronel. En ese pacto, el grupo que ha protagonizado las protestas en la torre de alta tensión y que lidera Luis Morales, quedó fuera, pues no es validado por el resto de los sindicatos.
El acuerdo implica un fondo de $180 millones al año durante la vida útil de la central, los que se destinarán para que vecinos a Bocamina postulen a proyectos que mejoren su calidad de vida. Además, la generadora se comprometió a cerrar el proceso de relocalización de 1.200 familias, de las cuales 500 ya se han trasladado a nuevas casas y otras 700 lo harán en un máximo de tres años.
También se construirá un parque en torno a la central de más de 30 hectáreas, en cuyo diseño participarán los vecinos. Endesa, además, tiene otro fondo para apoyar a emprendedores, financió un jardín infantil para los niños de las familias relocalizadas y ayudará a construir una nueva escuela.
enero 11, 2016 | Industria
(El Mercurio) Actualmente, entre la Región Metropolitana y la V Región, una capacidad de más de 260 MW en plantas solares está pronta a operar. A su vez, 320 MW están aprobados ambientalmente, y 624 MW en calificación ambiental, según información de Acera. Todo esto suma un total de 1.204 MW que en los próximos años se instalarán en los alrededores de Santiago.
«La principal razón de este acercamiento (a la capital) es el acceso al sistema de transmisión y la baja probabilidad de que ocurran restricciones para alimentar la gran demanda que se centraliza en la Región Metropolitana», dice el director ejecutivo del gremio, Carlos Finat.
Asimismo, el director de Electroconsultores, Francisco Aguirre Leo, explica que esta mayor proximidad a las zonas de alto consumo eléctrico como Santiago evidencia el error que estaban cometiendo estas empresas sobreinstalándose en sectores del sistema carentes de holguras de transmisión, lo que se sumaba a la baja en proyectos mineros. Ante este panorama, las firmas tienen dos alternativas, dice el experto. La primera es conseguir clientes consumidores finales que soporten los sobrecostos y riesgos financieros que implica contratar con ERNC. Así los financistas pueden aprobar los proyectos. La segunda opción es que estas compañías opten por renunciar a ser muy eficientes, instalándose en lugares muy productivos en cantidad de energía, pero con retornos económicos malos (por la dificultades en transmisión), y prefieran ubicarse en lugares con menor radiación, pero más cerca de la demanda. Esto, con el objetivo de reducir los riesgos para despachar su energía.
enero 11, 2016 | Industria
(Diario Financiero) Tres semanas han pasado desde que se realizaron las juntas de accionistas de Endesa, Enersis y Chilectra, donde se aprobó por amplia mayoría la propuesta de reorganización societaria de Enel, y las aguas aún están lejos de aquietarse en el directorio de la generadora controlada por Enersis.
La discusión al interior de la mesa fue dura durante todo el proceso de análisis de la propuesta y los directores independientes se opusieron a las propuestas realizadas por el controlador, votando en contra de la reorganización.
Según algunas fuentes, hay temas en los que los directores independientes -incluyendo los elegidos con los votos del controlador- volverán a insistir. ¿El principal? Lograr que Endesa y Enel Green Power (EGP) fusionen sus operaciones en Chile y profundicen el acuerdo que se logró como parte de las negociaciones.
El tema ya fue planteado por Enrique Cibié, Felipe Lamarca, Jorge Atton e Isabel Marshall durante las negociaciones, señalando que la propuesta original de Enel -negociar acuerdos entre Endesa y EGP- “no satisfacía adecuadamente las exigencias” respecto del rol que cumpliría la generadora.
En la negociación, la fórmula con que Endesa y Enel Green Power -filial de renovables de Enel- llevarán adelante la asociación para el desarrollo de proyectos en el mercado que muestra mejores perspectivas de crecimiento, las Energías Renovables No Convencionales (ERNC), será un joint venture que permitirá a Endesa tomar hasta 40% de la propiedad de los proyectos que EGP tiene en operación y en cartera, esto a valor de desarrollo de proyecto y no a costo de mercado.
Esto le permitirá a Endesa acceder a una cartera potencial de hasta 1.200 MW, con un valor en flujos futuros de unos US$ 800 millones.
Fuentes ligadas a la mesa directiva de la generadora sostienen que pese a que la fórmula de asociación parece estar zanjada, los posibles conflictos de interés entre EGP -que opera en forma separada en Chile- y Endesa aún están latentes, lo que finalmente podría afectar a la generadora. De ahí que los independientes insistirán en transitar a un modelo donde ambas empresas operen fusionadas en el mercado local.
Explican que en el modelo actual, Enel tiene el 100% de EGP y se lleva los beneficios totales de la operación, mientras que en Endesa la participación llega al 36% de estos beneficios (Enersis tiene 59,98% de Endesa, mientras que Enel tiene un 60,62% de Enersis).
“Obviamente va a haber un conflicto de interés, porque Enel va a privilegiar a quien tiene mayor retorno, que es EGP”, señala una fuente.
A esto se suma “la falta de proyectos” de Endesa, dicen, ya que según señaló a mediados de 2015 tiene una cartera de posibles proyectos por unos 3.000 MW en distintas fases de desarrollo, pero que a fines de año se quedó sin su mayor iniciativa, la central hidroeléctrica Neltume, que fue retirada de evaluación ambiental para ser reformulada y solo vería la luz a mediados de la próxima década, si es que se logra diseñar un nuevo proyecto que sea económicamente viable.
El próximo round “será duro”, advierte un cercano a la mesa. “Esto tiene que ser fusionado, esa es nuestra pelea y nuestro objetivo y tratar de que Endesa tenga proyectos de verdad”, sostiene.
Por el momento, la estrategia será plantear el tema en los directorios ordinarios y presionar para llegar a un acuerdo, cuestión que Enel no tiene considerado.
A primera línea
La reorganización societaria, que terminó con la creación de seis nuevas firmas (Enersis Chile, Enersis Américas, Endesa Chile, Endesa Américas, Chilectra Chile y Chilectra Américas) también permitirá mover algunas fichas entre los ejecutivos. Según señalan fuentes, esto llevaría a Daniel Fernández a potenciar su presencia en la primera línea.
El tema no está definido hoy, pero informalmente Fernández pasaría a la cabeza de Enersis Chile en el nuevo organigrama. El ejecutivo hoy es subgerente general de Enersis y country manager Chile. La designación debe ser ratificada por el directorio de la nueva sociedad -que aún no se forma-, pero las señales apuntan a que el controlador optaría por dejarlo a cargo de la operación local.
En paralelo, Luca D’Agnese, actual gerente general de Enersis, pasaría a encabezar Enersis Américas; mientras que Valter Moro, hoy en Endesa, se “trasladaría” a la gerencia general de Endesa Américas.
Según señalan fuentes, el cambio no redundará en la creación de nuevas gerencias, ya que en el caso de Moro se optaría por el interinato, ya que una vez concretada la fusión -operación prevista para junio de este año-, los negocios de generación y transmisión en Argentina, Brasil, Colombia y Perú quedarán bajo el único paraguas de Enersis Américas.
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.
