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FNE investiga a generadoras de principal sistema eléctrico por uso de gas natural

FNE investiga a generadoras de principal sistema eléctrico por uso de gas natural

(Diario Financiero) Una nueva investigación, esta vez para determinar las condiciones de competencia y uso del Gas Natural Licuado (GNL) entre las generadoras del Sistema Interconectado Central (SIC), abrió la Fiscalía Nacional Económica (FNE).

A principios de septiembre, la entidad que encabeza Felipe Irarrázabal ofició al CDEC-SIC -organismo que coordina la operación de las eléctricas entre Atacama y Chiloé-, para informarle que se encuentra investigando el mercado del gas natural y las posibles distorsiones de precio que podrían producir los diversos acuerdos que han implementado las firmas, como contratos de ventas del hidrocarburo y el arriendo de centrales, en que han participado actores como la estatal Empresa Nacional del Petróleo (Enap), Colbún -ligada al grupo Matte-, Endesa (filial de Enersis, que a su vez es controlada por la italiana Enel) y AES Gener, propiedad de AES Corp.

Según señalan fuentes consultadas por este medio, la FNE, sin dar mayores detalles respecto de los alcances de la investigación, habría informado a las firmas que se encuentra estudiando el tema, aunque aún no ha requerido información específica al respecto. Por el momento la investigación estaría dirigida solo a las empresas que operan en el SIC, el mayor sistema del país.

Consultada la Fiscalía, señaló que «por protocolos internos, la FNE no se refiere a eventuales investigaciones en curso, dado que cualquier materia relacionada con este tipo de procedimiento es de índole reservado». El año pasado, el titular de la FNE señaló que uno de los focos de investigación del organismo sería el mercado eléctrico y su funcionamiento, y la entidad ya ha realizado varios avances al respecto.

Consultadas las empresas involucradas, estas declinaron referirse al tema.

Polémico arriendo

Pero no es el único frente que se está desarrollando en este tema. Una de las cosas que habría llamado la atención en el mercado, es el acuerdo entre Endesa y AES Gener, donde la primera le arrendó a la segunda las instalaciones de la central Nueva Renca, para quemar parte del gas natural que recibe en el terminal de Quintero.

Este tema también abrió un foco de discusión al interior del directorio del CDEC-SIC, el que encargó una investigación interna para determinar si se ha incurrido en alguna irregularidad con el acuerdo.

Según revelan las actas de los directorios realizados en agosto pasado, Endesa habría informado en junio al CDEC la disponibilidad de gas para la operación de todas sus centrales -incluyendo la arrendada Nueva Renca-, pero con posterioridad modificó dicha información.

El problema surge porque con los datos que se entregan, el CDEC realiza el cálculo de precios para el sistema, el que se habría visto afectado al alza por el cambio, al incluir en la programación centrales con mayores costos.

Si bien el Director Técnico Ejecutivo del organismo, Andrés Salgado, descartó en ese momento que se haya infringido la normativa, señaló que la situación era «anómala», por lo que se decidió enviar cartas oficiales a Endesa y AES Gener para que explicaran la situación.

Esto llevó al CDEC a establecer nuevas normativas para obligar a las empresas a informar, con al menos 15 días de anticipación, cambios en la disponibilidad de combustible para sus centrales, y en caso de modificaciones, justificarlas.

TDLC SUSPENDE LICITACIÓN DE OBRAS

Ante el reclamo de una de las empresas participantes en el proceso de licitación de nuevas obras de transmisión, el Tribunal de Defensa de la Libre Competencia (TDLC) suspendió la subasta, cuyas ofertas económicas se conocerían hoy.

La semana pasada, la firma Celeo Redes Chile Limitada presentó una medida prejudicial ante el tribunal, señalando que había sido excluida de forma arbitraria por la dirección técnica del CDEC-SIC, organismo que coordina la operación de las eléctricas, de la mencionada oferta pública. La Compañía es propiedad de la española Elecnor y del fondo de inversiones holandés AGP Infraestructure, y entre las obras que ha desarrollado en Chile están las líneas de transmisión Ancoa-Alto Jahuel de 2×500 Kv y Ancoa-Charrúa 2×500 Kv, las que reforzarán el sistema desde Santiago al sur y donde ha invertido unos US$ 400 millones.

La firma señaló que en el actual proceso postuló para adjudicarse las obras de la subestación Nueva Charrúa y el seccionamiento de líneas 2×500 Kv Charrúa-Ancoa 1 y 2 y nueva línea 2×220 Kv Nueva Charrúa-Charrúa y la línea 2×500 Kv Pichirropulli-Nueva Puerto Montt, las que demandarían inversiones por unos US$ 160 millones. El tribunal determinó que la adjudicación de estas obras sea suspendida hasta que se resuelva el recurso presentado por la firma, que acusó al CDEC de actuar de manera «arbitraria e infundada» al dejarla fuera de proceso.

Los cambios que vive hoy el sistema eléctrico

Los cambios que vive hoy el sistema eléctrico

(La Tercera) Un año particular está enfrentando la operación del sistema eléctrico nacional. La fuerte arremetida de las energías renovables no convencionales (ERNC) está reflejando la necesidad de mejorar la forma en que opera el sistema que hace posible que en cada hogar, trabajo, colegio o área verde haya energía eléctrica.

En agosto, las energías que se califican como renovables no convencionales, de acuerdo a la norma de enero de 2007, aportaron con un 10,34% en la producción efectiva de energía, según el director técnico ejecutivo del CDEC-SIC, entidad que coordina la operación del sistema eléctrico, Andrés Salgado. Y de ese total, un 5,2% de la generación que se obtuvo fue gracias a la energía eólica y solar fotovoltaica -que tienen una alta intermitencia-, de acuerdo al último reporte de Systep, compañía que analiza el sistema eléctrico y que es liderada por el académico de la Universidad Católica Hugh Rudnick. En el mismo mes del año pasado, este tipo de tecnologías variables sólo aportó el 2,6% de la generación efectiva (ver infografía).

Pero la variabilidad que tiene la operación de este tipo de tecnologías, unido a la estrechez en la transmisión de energía que afecta a la zona norte del Sistema Interconectado Central (SIC) -III Región-, está perjudicando no sólo a las empresas extranjeras que se instalaron con plantas eólicas o fotovoltaicas en esa zona -las que no pueden colocar toda su energía en el sistema-, sino que también al complejo termoeléctrico Guacolda de AES Gener, que debe bajar la intensidad de su actividad (operar en mínimo técnico), de acuerdo a la intermitencia de las energías variables.

La coordinación de la operación tampoco se queda fuera del impacto de la intermitencia de estas fuentes: “Los desafíos técnicos que tienen algunas de las tecnologías calificadas como ERNC están relacionados con la intermitencia de su producción, situación que también ha representado un desafío para la coordinación de la operación del sistema a cargo del CDEC-SIC”, reconoce Salgado, aunque destaca que la situación podría mejorar en algunos años más, cuando el país ya cuente con la interconexión de los sistemas eléctricos y también cuando esté operativa la línea de transmisión que lidera la colombiana Isa a través de Interchile, que irá desde Cardones hasta la zona de Polpaico, lo que se espera para fines de 2017. “Esto permitirá que la energía fluya: cuando haya sol y viento, permitirá que esa energía barata fluya hacia los centros de consumo de la zona centro y sur, y cuando tengamos altos caudales de agua en el sur, también circulen hacia el norte”, dice el secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Andrés Romero.

Por eso, Romero minimiza los problemas que hoy registra el sistema eléctrico. “El discurso que se ha tratado de generar sobre el problema de la intermitencia de la energía renovable muestra más bien la resistencia del mercado a un cambio, pero en el mundo esto ya ha tenido una solución y nosotros estamos en ese camino”, dice.

Atrás costos altos

La solución más importante, indica Romero, es contar con un sistema de transmisión más robusto, lo que se logrará hacia fines de 2017. Este cambio tendrá un impacto relevante en el costo marginal del país, que es el valor en que se transa la energía entre los grandes consumidores y las eléctricas.

De acuerdo a la CNE, cuando este nuevo escenario esté operativo, “debería haber una estabilidad en los costos marginales, valor que fluctuará entre US$ 60 a US$ 70 el MW/h”, adelanta Romero. “Lo que podemos decir es que esa situación de costos marginales exorbitantes de US$ 200 por MW/h o incluso US$ 250 por MW/h, ya no la estamos viendo ni nosotros ni el mercado”, explica.

Más agua y nieve

Hoy ya se siente un cambio en la tendencia de precios del mayor sistema eléctrico de país. En agosto, el valor de la energía promedió US$ 54,6 el MW/h, lo que se compara con los US$ 73,3 por MW/h del mismo mes del año pasado (-27%). “Desde el año 2006 que no había costos marginales tan bajos en el SIC”, señala el informe mensual de Systep. El valor ha mantenido su tendencia a la baja. El promedio hasta el 23 de septiembre llega a US$ 39 por MW/h (ver infografía).

Lo que ha influido es el mayor uso de las tecnologías hidroeléctricas. En el octavo mes del año, el aporte de las centrales hidráulicas llegó a un 51%, lejos del 38% que aportaron al mix de generación de julio pasado. Si bien Andrés Romero es cauto y dice que aún no se puede hablar que se dejaron atrás los cinco años de sequía, sí destaca los mejores indicadores para el período de deshielo, lapso que va de octubre a marzo de 2016. “La cantidad de nieve que ha caído hace augurar que habrá una disponibilidad mayor de las hidroeléctricas”, dice.

Ha sido tanta la cantidad de agua que ha caído en el sur del país, que Endesa ha tenido que botarla, reconoce el gerente general de Endesa, Valter Moro. “Debido a los últimos temporales tuvimos vertimientos de algunas de nuestras centrales, lo que ha tenido como consecuencia que los precios estén muy bajos en las zonas donde están las instalaciones”, explica, y adelanta que no ve necesario nuevos vertimientos. “No vemos que vaya a ocurrir nada excepcional en los próximos meses, y si se dan costos marginales cero, probablemente van a ser eventos horarios y acotados territorialmente”, indica el ejecutivo.

Otro elemento que influye en la caída de los precios es la baja de los combustibles en el mercado internacional, como el carbón, que pasó de US$ 100 la tonelada a los actuales US$ 70 la tonelada, y de petróleo, que el viernes cerró en US$ 45,70 el barril, versus los US$ 61,43 el barril que marcó en junio pasado (-26%). “La baja de precios actual está en gran medida impactada por el precio del petróleo, más que por factores internos”, señala Moro.

Cuenta final

Pero el gobierno no sólo es optimista con el valor de la energía que impacta a los grandes consumidores, también con el cliente final. Es que Romero ve un escenario positivo para las cuentas eléctricas de mediano y largo plazo, pues estima que la licitación de suministro que se realizará en abril de 2016, energía que en su mayoría se destinará a la renovación de contratos existentes, tendrá precios aún más bajos de los estimados en la Agenda Energética. “En la Agenda hablamos de un precio promedio de US$ 95 el MW/h, pero creemos que será más bajo que eso. Esto, por la mayor competencia que esperamos”, proyecta.

Para el socio de Electroconsultores, Francisco Aguirre, el gobierno “ha tenido mucha suerte”, porque además de los menores precios de los combustibles, la demanda eléctrica se ha resentido. “Los precios suben con la demanda y la demanda está deprimida. Con esta condición de demanda, nos sobra capacidad instalada, y con los bajos precios que están registrando los combustibles se crea una figura de precio-oportunidad que dará como resultado precios baratos para la energía”, indica.

El comportamiento de la demanda es un ítem que la CNE varió en su último informe de precio de nudo. Para este año proyectan un crecimiento de 3,8% versus un 4,6% que estimó en octubre de 2014, y para los próximos 10 años, una tasa promedio de crecimiento de 3,5%.

Con este menor consumo no hay urgencia de nueva capacidad instalada. “Ya no estamos dependiendo de un proyecto”, asegura Romero. “Nuestra conclusión en ese sentido es clara. Si sumamos los proyectos que están en construcción más los que se van a materializar porque ganaron una licitación, estamos en una situación radicalmente distinta a lo que teníamos hacia inicios de 2014. Esa necesidad imperiosa de nuevas instalaciones ya no tiene la misma urgencia que antes”, afirma Andrés Romero.

Minería y energía recortan demanda de mano de obra para período 2015-2019

Minería y energía recortan demanda de mano de obra para período 2015-2019

(La Tercera) Aunque lentamente, la inversión privada durante este y el próximo año debiera ir recuperando dinamismo, tras la fuerte caída de -6,1% en 2014. El último Informe de Política Monetaria (Ipom) del Banco Central, si bien proyecta nuevamente una contración (-1,2%) en 2015, estima que en 2016 la formación bruta de capital fijo volverá a exhibir números azules, en todo caso modestos, con un avance de 1,9%.

En este escenario, un informe de la Corporación de Bienes de Capital al segundo trimestre de este año proyecta que en el período 2015-2019 la inversión sumará US$ 76.894 millones -correspondientes a 1.019 proyectos privados y estatales-, lo que se traducirá en el requerimiento de 99.976 puestos de trabajo en promedio,equivalente a un aumento de 2,3% en la demanda de mano de obra respecto de lo estimado a marzo.

De acuerdo a la CBC, la mayor cantidad de empleo directo para la etapa de construcción durante el quinquenio, se produciría en la primera mitad de 2016, con 134 mil personas, proveniente de 604 proyectos que se encontrarían en construcción simultánea en esa fecha.

Empleo sectorial

Sin embargo, el reporte de la Corporación evidencia que los resultados son heterogéneos a nivel sectorial . Así, las ramas de actividad más dinámicas en la demanda de empleo serán el sector inmobiliario, que requeriría 33.388 personas, registrando un alza de 4,8% respecto a lo calculado en marzo, y obras públicas, con 26.780 ocupaciones en promedio, anotando un incremento de 17,7%.

Una realidad distinta se observa en minería y mnergía. Ambos sectores recortaron su demanda de mano de obra a 18.731 (-9,38%) y 12.124 (-13%), respectivamente. (ver infografía).

En el sector minero, el menor nivel de empleo estará en los primeros meses de 2017, llegando a un nivel similar a fines del quinquenio, “debido a que no se contabilizan nuevas iniciativas de envergadura en el sector privado”, señala el documento de la CBC. A eso se debe sumar el impacto de la suspensión del proyecto Expansión Andina, que será reformulado, lo que hará disminuir las estimaciones de mano de obra en la última parte del quinquenio analizado, agrega.

La mayor mano de obra requerida en minería se registrará a fines de 2018, con 25.080 personas, asociada principalmente a los proyectos mineros que estarían en ejecución a la fecha: explotación sulfuros RT, Desarrollo Minera Centinela: Etapa 1 Esperanza Sur, Mina Chuquicamata Subterránea, Nuevo Nivel Mina, Explotación Recursos Norte, Reemplazo Sistema de Chancado y Proyecto Explotación Dacita.

En el sector energético, la reducción de mano de obra se explica “por la exclusión de 32 proyectos, que quedaron sin cronograma de ejecución, los más relevantes por falta de financiamiento (asociado a razones de demanda) y traspaso de activos por cambio de mandantes”, señala el análisis. Otros, por aspectos técnicos como modificaciones de diseño que sugieren una nueva presentación ambiental, abandono de trámite (desistido en SEA).

En el caso de los proyectos de Energía, su curva de empleo alcanzará un máximo en el primer trimestre de 2016, con 24.391 personas, tras el requerimiento estimado en la construcción de 101 proyectos, entre ellos: Central Termoeléctrica a Carbón Cochrane, Central Hidroeléctrica Alto Maipo- Las Lajas y Alto Maipo-Alfalfal II, y Sistema de Transmisión Mejillones-Cardones.

Regiones

Desde el punto de vista de la distribución regional, la Metropolitana es la que presenta el promedio máximo (32.225) y más alto (48.138) de requerimiento de empleo para 2015-2019. Le siguen Antofagasta con un promedio de 21.113 y un máximo de 28.848. Por otra parte, las regiones con menor mano de obra serán Aysén con un promedio de 294 empleos y Magallanes con 1.213.

CNE: informe revela mayor capacidad de «despensa» del sector energético

(La Tercera) Una de las conclusiones que se desprende del informe técnico preliminar de la Comisión Nacional de Energía (CNE), en lo relativo a su plan de obras indicativo (escenario a futuro), es la ausencia de grandes proyectos de generación en el Sistema Interconectado Central (SIC).

A juicio de Andrés Romero, secretario Ejecutivo de la CNE, esto se debe a que “en el mediano plazo, la abrumadora necesidad de proyectos de generación ya no es tal”. Lo anterior, según Romero, se debe a que el país empezó a “tener despensa” en materia de energía, lo que se refleja en el ámbito de inversiones, con la construcción de 680 MW de potencia en los últimos cinco meses; y en el plan de obras en construcción, que incluye a las centrales Alto Maipo, Los Cóndores y San Pedro.

También destacó que el informe establece como relevantes la entrada en operación de la interconexión SIC-SING, y de la línea de transmisión Cardones-Polpaico, pues impactarán en materia de precios y costos marginales.

“De concretar todo el plan de obras de generación y transmisión, el gran logro que tendremos es que terminado este gobierno vamos a lograr un cambio estructural en producción de energía eléctrica, desplazando al diésel, aún en el escenario más seco”, dijo Romero.

[Transelec y TEN acusan a CNE de subvalorizar sus líneas de transmisión]

CDEC SIC realizó positiva evaluación post terremoto por operación del sistema eléctrico

Una positiva evaluación del terremoto ocurrido el 16 de septiembre realizó el CDEC SIC en cuanto a la operación del sistema en la zona que fue afectada por el sismo, especialmente en el norte chico, desde donde se constató una interrupción de 600 MW de consumos ocurridos en instalaciones de Media Tensión de las empresas distribuidoras debido a las vibraciones causadas por el movimiento telúrico, «que desconectan elementos destinados al abastecimiento eléctrico».

Así lo informó a Revista ELECTRICIDAD, Andrés Salgado, director técnico ejecutivo del CDEC SIC, quien precisó que también se desconectaron 30 MW por fallas en el sistema de subtransmisión, mientras que a nivel de centrales generadoras, se desconectaron 300 MW entre las regiones de Coquimbo y Valparaíso.

De acuerdo al ejecutivo, las protecciones eléctricas en la infraestructura del sistema «actuaron de acuerdo con lo esperado y según su programación, evitando la propagación de fallas a otras instalaciones».

Salgado destacó la respuesta del Centro de Despacho y Control del CDEC, «en particular a los ingenieros despachadores que estaban de turno y a los que les tocó reemplazarlos, quienes coordinaron las acciones necesarias para recuperar los consumos perdidos en tiempo record y tomar medidas de seguridad adicionales mientras se mantuvieran las alarmas de tsunami en la zona costera».

«Cabe resaltar que transcurridos solo cinco minutos de ocurrido el evento telúrico, el sistema ya estaba en condiciones de comenzar con la recuperación de los consumos afectados. De igual modo, el comportamiento del nuevo sistema de control y supervisión Scada fue óptimo, dado que las instalaciones de control y comunicaciones se mantuvieron sin problemas, lo que se debe a un excelente trabajo realizado por el equipo de Tecnologías de la Información, que presta un importante y permanente apoyo al CDC», agregó Salgado.

El ejecutivo afirmó que el sistema ha respondidos «sin mayores inconvenientes», agregando que  los parques eólicos ubicados en la zona del epicentro del terremoto  dependiendo de su ubicación geográfica, actualmente «se encuentran en servicio normal».

[CDEC-SING informa que Sistema Eléctrico del Norte Grande opera con normalidad]