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Línea Polpaico-Cardones: Interchile cerró acuerdo de consulta indígena

Línea Polpaico-Cardones: Interchile cerró acuerdo de consulta indígena

El gerente general de Interchile, Jorge Rodríguez Ortiz, señaló que este martes la empresa suscribió un protocolo de acuerdo final con el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) de la Región de Atacama y la comunidad indígena diaguita Chipasse Ta Tatara, «donde se cierra todo este proceso de consulta indígena después de 15 meses de trabajo y a mi modo de ver ese es uno de los últimos pasos para la obtención de la Resolución de Calificación Ambiental» de la línea de transmisión Polpaico-Cardones.

El ejecutivo participó en el Congreso Internacional de Energía Renovable, Cirec Week, donde destacó los cambios que se realizan en el sector de la transmisión eléctrica, como la definición de trazados.

A su juicio, con el cierre de esta consulta indígena «se levantará la suspensión que se le dio al licenciamiento de la RCA», añadiendo que a comienzos del 2016 deberían comenzar las obras de la línea de transmisión que pasa desde la región de Atacama al norte de la Región Metropolitana.

«Ahora, siempre habrán opciones de hacer adaptaciones, cambios o planes de contingencia en caso que no se consiga, pero estamos considerando que estamos dentro de los planes originales, que es terminar la construcción (de la línea) en el plazo de 24 meses», precisó Rodríguez.

Respecto a un eventual cambio en el trazado de los tramos del proyecto, Rodríguez dijo que «aún estamos haciendo las evaluaciones, pero cada día que pasa es muy difícil incorporar modificaciones al trazado, ya que implica hacer nuevas evaluaciones desde el punto de vista ambiental, social y técnico, y se acortan los tiempos».

Rodríguez planteó que hasta el momento han llegado a acuerdo con el 70% de los propietarios de terreno por donde pasará la línea de transmisión, las cuales están «cerradas con documentación completa», agregando que «esporádicamente se van presentando casos que son más delicados y otros están esperando todo el proceso de la concesión, que se pronuncie la comisión tazadora y por eso no se ha conseguido terminar más esta labor».

[Ministro Pacheco: Evaluación de Interchile está dentro de sus plazos]

 

 

Sempra, E-CL, EDF y Fenosa preparan proyectos para gran licitación de suministro de energía

Sempra, E-CL, EDF y Fenosa preparan proyectos para gran licitación de suministro de energía

(Diario Financiero) La licitación de suministro adjudicada el lunes, cuyos principales ganadores fueron las empresas ERNC, fue solo un apronte para la subasta que se realizará el próximo año. Y es ahí donde las generadoras de mayor tamaño están poniendo sus fichas.

La estadounidense Sempra Energy, que es dueña de la distribuidora Chilquinta; Global Power Generation (GPG), brazo de generación de Gas Natural Fenosa; E-CL, controlada por el grupo Suez, y la estatal francesa Électricité de France (EDF) ya han contactado con el gobierno para manifestar de forma expresa su interés en ofertar en la subasta que se realizará en abril de 2013, para lo cual ya están trabajando en el desarrollo de proyectos de generación.

El proceso, cuyas bases fueron lanzadas en el segundo trimestre de este año, contempla la licitación de unos 13.000 GWh en contratos de energía para los próximos 20 años, y supondrá la entrada de una importante nueva capacidad de generación. Esta es la mayor licitación desde que se creó el sistema, en 2005, y el gobierno apuesta a que haya alta competencia.

Planes estratégicos

Hace varios años que viene rondando el rumor de que Sempra Energy ingresaría al negocio de generación local, pero durante el último road show realizado por la autoridad en EEUU, la firma habría manifestado un interés concreto en el tema.

La idea de la firma, dicen fuentes, es desarrollar proyectos propios, aunque no descarta comprar activos que se ajusten al perfil de su negocio. En esta línea, ejecutivos de la eléctrica han visitado el país prospectando negocios.

Lo mismo pasa con Gas Natural Fenosa (dueños de CGE). A través de Global Power Generation, vienen trabajando hace más de un año en un portafolio de proyectos, con foco en las renovables (principalmente hidroeléctricas) y las centrales de ciclo combinado, donde tienen ventajas como el acceso a gas natural a precios competitivos y capacidad de regasificación en GNL Quintero.

E-CL, controlada por Suez, ya dio su primer paso. En diciembre se adjudicó unos 4.000 GWh, lo que le permitió echar adelante inversiones por unos US$ 1.500 millones. Ahora la firma iría por una segunda fase, que contempla desarrollar la unidad faltante del complejo Infraestructura Energética Mejillones (IEM) y una parte de los derechos de agua que posee en el SIC, que alcanzan unos 600 MW. Además, el grupo también analiza la construcción de una central en el SIC, probablemente de ciclo combinado.

EDF, que es socia con Cheniere e inversionistas locales en el proyecto termoeléctrico El Campesino y el terminal de GNL Penco-Lirquén, profundizará su presencia en el mercado local con una oficina, con la idea de buscar proyectos complementarios para seguir creciendo. Por el momento, la primera opción sería impulsar la segunda unidad de El Campesino, añadiendo otra central de ciclo combinado de 640 MW.

Endesa, AES Gener y Colbún tampoco se quieren quedar atrás. Las firmas presentaron ofertas en la última licitación, sin adjudicarse ningún bloque, y todas cuentan con energía sin contrato que buscan colocar en el mercado.

Empresas disputarán 33% de energía al 2020

La licitación de abril próximo será el mayor proceso de subasta que se lleva a cabo desde que se instauró el modelo, con la llamada Ley Corta I. Según proyecciones de la Comisión Nacional de Energía (CNE), las firmas se disputarán el 33% de la energía total que consumirán los clientes regulados del Sistema Interconectado Central (SIC) al 2020, estimada en unos 39.000 GWh. El SIC es el mayor sistema eléctrico del país y atiende al 94% de la población, desde Taltal a Chiloé.

Si bien las ERNC resultaron ganadoras en el último proceso, en el sector advierten que los desarrolladores podrían enfrentar problemas en caso de que las dos principales obras de transmisión -la interconexión entre SIC y SING y el refuerzo del tendido entre Polpaico y Cardones- no entren en funcionamiento en los plazos previstos. Expertos advierten que si las empresas se ven obligadas a comprar energía en el mercado spot para cumplir los contratos deberán lidiar con la volatilidad de los precios, lo que podría afectar sus resultados financieros.

[Renovables se adjudican contratos de suministro y mercado ve inversiones por hasta US$ 1.200 millones]

CDEC SIC prevé tener 25.000 MW instalados en 2018 tras interconexión con SING

CDEC SIC prevé tener 25.000 MW instalados en 2018 tras interconexión con SING

Andrés Salgado, director técnico ejecutivo del CDEC SIC señaló que con la interconexión SIC-SING esperan llegar a 25.000 MW de capacidad instalada en el futuro sistema eléctrico nacional al 2018, donde el 50% de la generación sería térmica y el resto renovable.

El ejecutivo abrió el seminario técnico 2015 organizado por el CDEC SIC para las empresas coordinadas en el sistema, asegurando que la participación de las ERNC en el sistema centro sur del país ya superó la meta ERNC que la ley establecía para este año, con mas del 10% de participación de energía renovable.

Según Salgado el principal desafío del CDEC SIC es la interconexión con el SING donde se coordinará «a más de 1.200 unidades generadoras, siendo uno de los sistemas eléctricos mas largos a nivel mundial y menos mallado, lo que significará desafíos técnicos no menores, como la integración de bases e datos, sistemas de facturación y definir un sistema Scada de supervisión y control único».

Dentro de los desafíos que tendrá el futuro Coordinador Independiente del sistema nacional, Salgado mencionó la materialización de la interconexión con el SING, apoyo a la libre competencia, tener mayores exigencias a la información, medir los estándares de servicios, monitorear la cadena de pagos, tener un mayor rol en la fiscalización, avanzar en intercambios internacionales, calcular las compensaciones, coordinar a los sistemas menores y avanzar hacia un nuevo esquema de peajes y planificación».

Seminario

En el seminario se abordó la aplicación de los peajes de subtransmisión en el SIC, a cargo del jefe del Departamento de Peajes CDEC-SIC, Aníbal Ramos, quien indicó que todas las instalaciones de subtransmisión en el SIC totalizan $270 mil millones, lo que representa el 60% del sistema de transmisión.

Por su parte, Jorge González, jefe de la Unidad de Medición del CDEC SIC, mostró los avances de la plataforma tecnológica de medidas, que contempla la instalación de 2.000 medidores en más de 200 coordinados del SIC, a fin de que obtener los datos directamente de los medidores de energía para lograr mayores eficiencias en los procesos y facilitar a las empresa la entrega de información, entre otros beneficios.

Señaló que la meta de este año es incorporar 660 medidores a diciembre para tenerlos al 100% en diciembre de 2016. Actualmente los medidores han sido incorporados mayormente en Colbún, Chilectra y AES Gener.

A juicio de González, la plataforma plantea beneficios a futuro como automatizar los procesos de validación de medidas, registrar eventos (interrupciones, caída de una fase, desfase de horario y falla de medidores y comunicaciones), validar los descuadres de barras y utilizar los indicadores de calidad de servicio.

[Concluye ciclo de Jornadas Técnicas 2015 del CDEC SING]

 

Pacheco: “Estos son los precios más bajos logrados desde 2007”

(Diario Financiero) Estoy en un momento de extraordinario optimismo respecto del giro que se está viviendo en el sector eléctrico». Así describe el ministro de Energía, Máximo Pacheco, el resultado de la licitación de suministro eléctrico adjudicada ayer.

-¿Qué lecciones se pueden sacar de este proceso?
-Lo que hoy ha quedado claramente demostrado es que esta Agenda de Energía, que en un momento se pensó que era tal vez demasiado ambiciosa, era importante de diseñar en esos términos. Chile es un país profundamente atractivo para la inversión, las ERNC han ido avanzando a pasos agigantados para ser muy competitivas, y hemos logrado crear una competencia muy fuerte en el campo de las licitaciones. Hoy la sala donde se hizo la licitación estaba llena y hace dos años, cuando se hizo la licitación en el gobierno de Piñera, no llegó nadie.

-¿Estas licitaciones van a incidir en bajas en las cuantas de la luz?
-La verdad es que las cuentas de la luz fueron subiendo en Chile poco a poco, porque el mercado eléctrico de los hogares tiene tarifas reguladas y funciona en base a contratos entre las generadoras y las distribuidoras. Las cuentas subieron año a año y nos fuimos metiendo en este problema de a poco, y para salir del problema también será poco a poco. Esta es una política de largo plazo, que hay que hacerlas con sentido estratégico. Este es un logro de la Agenda de Energía y la ley de licitaciones, y estos son los precios más bajos que se han logrado en licitaciones desde 2007. En la historia, este es el precio más bajo.

-¿Con esto se da por cumplido con uno de los objetivos de la Agenda?
-Sí. Prometimos bajar durante el gobierno de la presidenta Bachelet en 25% los precios de las licitaciones, y ya los hemos bajado 40%, y este resultado nos anima a continuar bajando. Confío que en la licitación que viene en abril de 2016 sean más las ofertas y con precios inferiores. Para eso también le vamos a dar el máximo de celeridad al proyecto de ley de transmisión, porque es importante para la próxima licitación.

-Y esto se traducirá en más inversiones…
-Energía es hoy el sector número uno de la economía chilena en inversiones. Tenemos 52 centrales en construcción, que es el doble de lo que había cuando asumió la presidenta, hay más de 1.800 kilómetros en construcción de líneas y el 10% de toda la generación en base a ERNC. La meta de tener el 20% de energía con ERNC al 2025, se va a adelantar.

-¿Espera que en la próxima licitación lleguen más ofertas y nuevos actores?
-Definitivamente. Espero que podamos tener antes de fin de año aprobado en el congreso la ley de Enap, de manera que sea un actor en la próxima licitación y aumentemos la «amenaza» competitiva. El resultado de hoy nos permite ser más ambicioso con las metas que nos planteamos en la Agenda de Energía.

Pacific Hydro: Fondo de Morgan Stanley entra en carrera y disputa activos con otras seis firmas

Pacific Hydro: Fondo de Morgan Stanley entra en carrera y disputa activos con otras seis firmas

(Diario Financiero) Un nuevo interesado, el séptimo, se habría sumado a la lista de empresas y fondos de inversión que compiten por quedarse con los activos y centrales de generación de Pacific Hydro, propiedad del fondo de inversiones en infraestructura australiano IFM Australian Infrastructure Fund.

Según reporta la prensa de ese país, a mediados de octubre a la lista se sumó el fondo de inversiones Morgan Stanley Infraestructure Partners, propiedad de la firma estadounidense del mismo nombre.

La firma, que a principios de año anunció que tenía la intención de invertir unos US$ 4.000 millones en proyectos de infraestructura en el mundo, se suma a desarrolladores de Energías Renovables No Convencionales (ERNC) que operan a escala global y también a otros inversionistas financieros.

Entre los interesados también se ha mencionado a Pacific Equity Partnerts (PEP), el que ya habría realizado una primera oferta a mediados de septiembre y es asesorado por Royal Bank of Canadá. Junto a éste, figuran en la lista, según han reportado diversos medios, el fondo de inversiones Brookfield, que en Chile es el dueño de la principal empresa de transmisión eléctrica, Transelec; Morrison & Co, firma que tiene como asesor en la operación a Macquarie. Ambos habrían ofertado para quedarse con la operación completa, que comprende los activos de generación en Australia, Brasil y Chile, y que los IFM pretenden vender en al menos 2.000 millones de dólares australianos, unos US$1.500 millones.
Los otros interesados

En carrera además se encuentran AES Corp, que en Chile es el principal accionista de AES Gener y, la desarrolladora renovable Sun Edison, que en en el país maneja una serie de proyectos solares en operación y en construcción.

AES Corp es asesorada por Goldman Sachs. En este caso, ambas firmas sólo estarían interesadas en quedarse con los activos en Latinoamérica, pero IFM ha señalado públicamente que desea vender el negocio en una sola operación.

Otro que ha sonado en el mercado, y que se ha declarado públicamente interesado, es la estatal noruega Statkraft, que es socio de Pacific Hydro en las centrales hidroeléctricas La Higuera y La Confluencia, y que se considera a sí mismo como el comprador «natural» de los activos. Finalmente, la canadiense TransAlta, uno de los mayores actores del segmento de energías renovables en ese país, también estaría entre los interesados en quedarse con las centrales.

La operación de venta está a cargo de Bank of America Merrill Lynch (BofA) y Credit Suisse. Si bien se esperaba en un principio que el negocio se cerrara durante el tercer trimestre del año, los plazos se han alargado, y según estimaciones del mercado podría concretarse hacia fines de año, específicamente en diciembre próximo.

En abril el portavoz de IFM, Andrew Butcher, señaló que la decisión de vender el negocio eléctrico tuvo relación con el acercamiento que varias compañías habrían tenido con el fondo de inversión. No obstante, en el mercado han sostenido que el fondo se enfocaría sólo en infraestructura. «Estos activos de generación son muy valiosos para muchas compañías en el mundo, especialmente aquellos que tenemos en Chile», dijo el ejecutivo.

Operación en tres países

Pacific Hydro tiene proyectos en operación en Australia, Brasil y Chile, los que suman unos 900 MW de capacidad instalada, mientras que tiene otros 1.800 MW en distintas etapas de desarrollo.

En Chile, la firma tienen intenciones de duplicar su capacidad instalada. A las centrales hidroeléctricas Coya y Pangal (76 MW), Chacayes (111 MW), La Higuera (155 MW) y La Confluencia (164 MW), la firma sumaría el proyecto de pasada Nido de Águilas (125 MW), que ingresó a tramitación ambiental a mediados de abril de este año y que se espera obtenga sus permisos en el primer semestre de 2016, y el parque eólico Punta Sierra (108 MW), ya en trabajos preliminares. Otra central, denominada Los Arándanos, está en fase de desarrollo de su ingeniería conceptual.

[Pacific Hydro: venta entra en etapa final y ofertas serán este viernes]