diciembre 4, 2015 | Industria
Luego de un proceso de doce meses la empresa E-CL encontró a un socio internacional para participar en la filial Transmisora Eléctrica del Norte (TEN), encargada de realizar la línea de 500 kV Mejillones-Cardones, que conectará al Sistema Eléctrico del Norte Grande (SING) con el Sistema Interconectado Central (SIC).
Se trata de la Red Eléctrica Internacional, holding español que, a través de su filial Red Eléctrica Chile, adquirirá el 50% del capital social de TEN, equivalente a la compra de acciones por US$218 millones, por lo que ambas empresas participarán en la construcción y explotación de la línea de transmisión de 600 kilómetros.
El acuerdo fue firmado este viernes por el consejero delegado y el director corporativo de Diversificación de Negocio de Red Eléctrica, Juan Lasala y Roberto García Merino, respectivamente, y por parte de E-CL, por su gerente general, Axel Levêque y el gerente corporativo de Finanzas, Carlos Freitas.
Juan Lasala, Consejero Delegado de Red Eléctrica y Axel Levêque, Gerente General E-CL.
Con esto finalizó un proceso que se inició en marzo de este año, con la asesoría de Banco Santander y del que participaron numerosas empresas nacionales y extranjeras, culminando con la selección de Red Eléctrica como socio estratégico, todo de acuerdo al cronograma establecido.
El ingreso de Red Eléctrica Chile se concretará una vez que se obtenga el visto bueno de la dirección general de competencia de la Comisión Europea, debido a que las matrices de ambas empresas -ENGIE y REE- tienen base en la Comunidad Europea.
En un comunicado de E-CL se indicó que ambas compañías «consideran el acuerdo como muy positivo, dado que establece las bases para que Red Eléctrica inicie su actividad en Chile, con un socio altamente reconocido como es E-CL e incorpora a TEN, la experiencia y capacidad de Red Eléctrica como gestor y operador de líneas de transmisión tanto en España como en Sudamérica».
La línea de interconexión SIC SING considera una inversión aproximada de US$781 millones, teniendo prevista su puesta en servicio durante el segundo semestre de 2017.
«Este proyecto marca un hito relevante en el desarrollo del sistema eléctrico chileno, ya que una vez que concrete la interconexión de los sistemas, se obtendrán beneficios económicos a nivel país, según cálculos entregados por el Ministerio de Energía, del orden de los US$1.100 millones, con un efecto macroeconómico de aproximadamente 1,5% del PIB. Además, aumentará la competencia, reducirá precios, diversificará la matriz energética y mejorará la seguridad y calidad del sistema eléctrico nacional», informó el comunicado de E-CL.
[Principal operador del sistema eléctrico español analiza ingreso a Chile]
diciembre 4, 2015 | Industria
(Diario Financiero) Las lluvias primaverales y la acumulación de nieve en las altas cumbres han tenido un positivo efecto en la matriz de generación del Sistema Interconectado Central (SIC).
La generación hidroeléctrica se ha vuelto dominante en el sistema y ya representa casi el 70% del total de la energía producida en el SIC.
[Hidroelectricidad representó el 68,82% de la energía producida en el SIC en noviembre]
Las principales centrales de embalse como Rapel, Colbún, Machicura, Ralco, Pehuenche y El Toro, se encuentran generando a plena capacidad -incluso algunas han debido verter agua a los ríos- y han desplazazado a las principales unidades térmicas, que en noviembre -y según datos del Cdec-SIC- representaron solo el 24% de la energía total generada.
Esto también ha tenido efecto en precios. En noviembre, los costos marginales en el SIC promediaron US$ 38 por MWh, una baja de 58% respecto del mismo periodo de 2014, cuando se ubicaron en US$ 89,9 por MWh.
Según señala el ministro de Energía, Máximo Pacheco, la baja de precios también se ha dado por la mayor competencia del sistema y la irrupción de las ERNC.
“Hemos tenido la posibilidad de tener una mejor hidrología. 50 años atrás, teníamos una matriz energética que era 80% hidroeléctrica. Es una energía limpia y barata, por lo tanto es una muy buena noticia que podamos beneficiarnos de eso ahora, porque es una demostración de lo importante que es promover la energía hidroeléctrica como una forma de apoyar una energía sustentable”, dijo.
Deshielos
El último informe sobre proyecciones de deshielo dado a conocer por el Cdec-SIC, muestra que las principales cuencas del país -desde el Aconcagua al sur- muestran un nivel promedio de excedencia de 67%, muy por debajo del 74% registrado en el mismo periodo de 2014. Esto significa que, estadísticamente, la temporada 2015-2016 será más húmeda que los años anteriores, mostrando el mejor registro desde 2009.
Según señala Andrés Salgado, director técnico del organismo, la mayor disponibilidad de agua permitirá tener precios bajos en diciembre, pero estos irán escalando hasta marzo próximo, aunque a un menor nivel a lo registrado en 2015.
Se adelanta unión con Perú
La interconexión eléctrica con países vecinos es una de las apuestas del gobierno. Ya se concretó con Argentina, a través de la reactivación de la línea que une la subestación Andes y la central Salta, propiedad de AES Gener, y el gobierno espera acelerar el proceso que se lleva adelante con Perú. Según señaló ayer el ministro Máximo Pacheco la construcción y operación de una línea de transmisión que unirá Tacna (en Perú) con Arica podría concretarse antes de 2021, cuando estaba prevista por las autoridades. «El trabajo técnico ya está terminado. Los equipos tienen claro cómo tarificar eso, porque es una exportación y también una importación (de energía). Hoy lo que necesitamos es el acuerdo político y estamos impulsándolo, pero lo que queremos es adelantar la construcción de esa línea», dijo el titular de Energía, quien sostuvo que podría estar operativa en «tres o cuatro años».
diciembre 3, 2015 | Industria
(Diario Financiero) La exportación comercial de energía a Argentina, uno de los primeros pasos del proyecto de unión regional de los sistemas eléctricos, aún no se ha podido concretar, pese a que las generadoras que operan en el Norte Grande han realizado ofertas en varias oportunidades.
La semana pasada, Carlos Aguirre, gerente de gestión del margen de AES Gener le reveló a la autoridad energética que desde septiembre -fecha en que quedó habilitada y con todos sus permisos la línea que conecta la subestación Andes y la central Salta, en Argentina-, las generadoras locales han realizado entre seis y siete ofertas de energía, todas las cuales han sido rechazadas.
¿La razón? Según explican en el CDEC-SING, organismo que coordina el sistema, los precios a los que esa energía ha sido ofrecida no han sido considerados atractivos por el SADI, su par tras la cordillera.
“Desde fines de septiembre de 2015, se ha incluido en el Programa Semanal de CDEC-SING, (que se emite semanalmente considerando la programación de lunes a domingo de la semana calendario siguiente) los excedentes exportables del sistema. Con ello, la empresa Gener, quién cuenta con el permiso de exportación (a través de Decreto Supremo N° 7, del 30 de enero 2015, del Ministerio de Energía) ha realizado desde ese momento sucesivas ofertas al sistema argentino. Entendemos que estas ofertas no han sido concretadas aún, porque las condiciones de oferta y demanda no lo han requerido”, señaló el organismo.
En el sector explican que, como la energía que se ofrece para la exportación es aquella que es declarada como excedente en el Norte Grande -esto es, que no va a cubrir la demanda de ningún actor-, su precio es mayor, lo que finalmente incidiría en el costo marginal al otro lado de la cordillera.
A esto se han sumado temas estacionales, como el aumento de la generación hidroeléctrica al otro lado de la cordillera, producto de mayores lluvias y deshielos; un incremento en la generación nuclear y también de las unidades térmicas, todo esto unido a un alza moderada en la demanda.
Una de las condiciones con que se autorizaron los decretos para la exportación es que el precio no afecte los valores internos de cada país, ni provoque desajustes.
Aunque la exportación “comercial” de energía aún no se concreta, la línea se ha usado para enviar energía a Chile de forma puntual, como fue luego del terremoto que afectó al Norte Chico o las inusuales lluvias registradas en la Segunda Región.
Consultado AES Gener, la firma declinó realizar comentarios para este artículo.
Mejorar seguridad
La reactivación del uso de la línea de transmisión, que operó con normalidad hasta 2009, es vista como una oportunidad de negocios para las generadoras del norte, donde la oferta de energía casi duplica la demanda máxima.
Según datos del CDEC-SING, la generación bruta del sistema alcanza a unos 4.700 GWh, mientras que los costos marginales rondan los US$ 70 por megawatt.
La línea tiene una capacidad de transmisión de unos 200 MW, pero AES Gener analiza ampliarla hasta unos 600 MW. Empresas como E-CL y la generadora Gas Atacama, entre otras, estarían interesadas en utilizar el tendido.
Pero no hay sólo un tema económico, sino que también el uso de la línea ayudaría a mejorar la seguridad del sistema y de incorporar reserva primaria, para mejorar la gestión de las ERNC.
Daniel Salazar: “Existe alta probabilidad de que en diciembre se venda energía a Argentina”
-¿Cuál es la importancia de la interconexión con Argentina?
-Esta línea le da un soporte al sistema que le habla al corazón de nuestras funciones, mayor seguridad, que nace desde la interconexión de un sistema como el SING, con uno 10 veces mayor, como es el argentino. En los últimos años ocurrieron contingencias importantes, como el terremoto de Iquique, el de Coquimbo, el black out que enfrentó el sistema, que nos llevaron a recurrir a este respaldo.
-¿Qué conveniencia tiene para Chile exportarles energía?
-La necesidad que nace desde Argentina se da en aquellos periodos donde hay mayor estrechez entre oferta y demanda, en particular los periodos peak de demanda son invierno, con las bajas temperaturas, y verano, con el uso intensivo del aire acondicionado. En esas ventanas el sistema argentino utiliza su capacidad al límite, por lo tanto echa mano a todos los apoyos que pueda encontrar en las interconexiones, y Chile se agrega a esto.
-¿Por qué no se han concretado ventas de energía?
-En septiembre dejamos todo listo, pero a la fecha el sistema argentino ha tenido condiciones normales entre oferta y demanda y no ha necesitado importaciones. Hay que ver qué ocurre con la demanda en diciembre y enero, que es el periodo de mayor probabilidad de requerimientos. Existe alta probabilidad de que en las próximas semanas se venda energía.
-¿Hay un problema de precios?
-Este es un esquema de oportunidad donde AES Gener toma los excedentes que hay en Chile a los costos que tienen y los ofrece en el sistema argentino a un precio que ellos determinan conveniente. Los excedentes que nuestro sistema tiene en este momento en base a diésel, con costos sobre los US$ 100 por MW. Hasta el momento el sistema argentino no ha necesitado energía a ese precio.
diciembre 2, 2015 | Comunidad
Katherine Hoelck, jefa de conexión de centrales del Grupo Saesa, señaló la necesidad de avanzar en materia de ordenamiento territorial y relacionamiento con las comunidades, dada las dificultades que han encontrado al momento de realizar Proyectos de Pequeños Medios de Generación Distribuidos (PMGD) en el sur del SIC, pues de las últimas siete iniciativas de este tipo que han impulsado, seis han sido rechazadas por las comunidades de la zona.
La ejecutiva planteó a Revista ELECTRICIDAD que la empresa se dedica a levantar las líneas de transmisión adicionales que requieren los proyectos PMGD para conectarse a la red, con lo que se da inicio a los problemas con algunos habitantes de las zonas en que se instalan las iniciativas.
«Estos proyectos pagan por las líneas adicionales que se deben hacer en las líneas de distribución y en el momento en que necesitamos construir estas obras nos hemos topado con que las comunidades tienen mucha oposición a que se realicen estos proyectos, especialmente cuando son obras relacionadas con centrales de generación», aseguró Hoelck.
«Nos damos cuenta de inmediato que la comunidad, al saber que hay una central detrás, se percata de que podría haber una ganancia, ya sea monetaria o de infraestructura extra. De los últimos siete proyectos PMGD que hemos construido en obras adicionales han sido detenidos por la comunidad, ya sea tomándose la carretera o reclamándole al alcalde», agregó.
A juicio de Hoelck, una de las soluciones a esta problemática pasa por que «los generadores, que siempre están haciendo obras PMGD, consideren que que cada vez que hagan las declaración de impacto ambiental, no se queden solo con que van a tener que socializar la central como un ente aislado, sino que se den cuenta de que todo lo relacionado con la línea adicional igualmente tiene que llevar una socialización».
Según la ejecutiva, las medidas como la política energética de largo plazo 2050 «viene a mitigar los impactos sociales y ambientales de todas maneras, aunque no está todo abordado, porque quizás no están conversando mucho los ministerios entre sí para ponerse de acuerdo en cuales son los temas que se van a abordar».
[Coloquio Acera: Afirman que SEIA no da “legitimidad social” a proyectos energéticos]
diciembre 2, 2015 | Industria
(El Mercurio) La decisión de Gonvarri la semana pasada, cuando anunció que no ingresaría al financiamiento de Abengoa España, terminó por confirmar la crítica situación que vive la firma de energía termosolar, que desde el 27 de noviembre fue expulsada del Ibex español.
Pero las secuelas de esta crisis comienzan a golpear sus filiales en América Latina. Ayer, la calificadora de riesgo ICR llamó la atención de Abengoa Chile, que actualmente opera en dos proyectos de energías renovables llamados Atacama 1 y 2, donde suman 420 megavatios de energía. Según la calificadora, ha tomado relevancia la capacidad de la firma de responder a sus obligaciones, mostrando un debilitamiento de su situación financiera y una mayor posibilidad de un default.
En Brasil, en tanto, trascendió ayer que el grupo habría despedido a 500 trabajadores, cifra que se podría incrementar hasta más de 1.500, según comunicó el sindicato. En dicho país tiene comprometidos 11 proyectos de transmisión eléctrica.
Despidos
En Brasil la firma desvinculó a 500 empleados, cifra que podría crecer a más de 1.500.
[Gobierno descarta impacto en licitaciones por proceso de quiebra de española Abengoa]
