octubre 17, 2017 | Industria
(La Tercera) A días de cumplir un año a cargo de la cartera, el ministro de Energía, Andrés Rebolledo, toma posición, por primera vez, de las polémicas que ha enfrentado la cartera en la administración de Bachelet. Reconoce que la sesión del Comité de Ministros realizada a las 7.30 de la mañana del pasado 21 de agosto, fue un episodio difícil. “Fue un tema que requirió tener todos los sentidos puestos”, dice. Señala, además, que no fue una mala decisión que Energía haya apoyado abiertamente al proyecto Alto Maipo y anticipa la apuesta por la interconexión regional, algo que quiere dejar como legado de su gestión.
¿Dominga ha sido lo más complejo que ha enfrentado en su año a cargo de Energía?
Dominga es uno de los temas difíciles que me ha tocado enfrentar. No estoy seguro que sea lo más complejo, porque al final, como Energía, éramos uno más. Fue un tema que requirió tener todos los sentidos puestos.
¿Siente que con Dominga se dio una mala señal para el incentivo a la inversión privada?
En el caso de Dominga lo que sucedió es lo que ustedes conocen. Nosotros como Energía tuvimos una visión particular: concebimos ese proyecto en lo que se refería al tema minero y al tema portuario de manera distinta, y así lo hicimos expresamente en el voto. Nos parece que ahí se cumplió la institucionalidad que existe en Chile.
Tras la polémica ¿cree que es necesario reformar la normativa?
Soy parte del Comité, por lo tanto, es más complejo hacer un juicio más global del tema. Me parece que siempre es posible mejorar y perfeccionar en este caso esta institucionalidad. De hecho, algunas ideas propuestas han circulado y probablemente van a ser parte del debate hacia adelante. Todo lo que ayude a generar que funcione la institucionalidad, se cumpla la ley, me parece que es positivo.
La cartera también vivió una polémica cuando su antecesor (Máximo Pacheco) apoyó el proyecto Alto Maipo. ¿Fue un error?
No, porque nos parece que es un proyecto importante y relevante para el sistema eléctrico del país. Todos saben sus características, es energía renovable, está cerca de la Región Metropolitana, que es el principal centro de consumo del país. Hoy, ellos tienen un desafío financiero relevante e importante. Nosotros esperamos que ojalá puedan solventarlo para que sea parte de la matriz y sigamos construyendo una matriz renovable.
¿Es el último proyecto hídrico de esas magnitudes que se construirá en Chile?
Esperamos que en el tiempo se pueda tener otro proyecto de este tipo. Ahora, los desafíos para las grandes hidroeléctricas son más complejos que antes, eso también es verdad.
¿Quiere dejar hecha la interconexión regional?
Una de las noticias que vendrán pronto es la mayor conectividad con Argentina y con Perú. Hemos avanzado de manera importante y rápida en el tema. De hecho, el miércoles hubo una reunión en Argentina para poder avanzar en el acuerdo de swap energético (volver a comprarle gas a Argentina).
¿Qué avanzará más rápido, Perú o Argentina?
En el caso con Perú, dado que sentimos que hay comunión de intereses y una visión común con el gobierno peruano, es probable que hacia marzo podamos dejar establecido e iniciado el proceso de licitación. Lo que sería un primer paso, que es la línea de transmisión entre Arica y Tacna. En un par de semanas más irá al Perú un equipo chileno de la Comisión Nacional de Energía (CNE) y del ministerio para ir perfilando el modelo regulatorio que permitiera llegar hacia marzo con este resultado.
¿Y en el caso de Argentina?
Lo que esperamos es dejar primero este nuevo marco institucional que nos permita tener esta opción de los swap energético, dejar concluido, además, el estudio del plan maestro que nos determine cuáles son los cinco pasos más apropiados y eficientes para conectar Chile y Argentina. Ahora, si se concreta la licitación de Agua Negra, ojalá podemos estar ahí con la conexión de la línea eléctrica. También queremos dejar todas las condiciones para que eventualmente, hacia fines del próximo año, volvamos a tener conectividad con ellos a través de la compra de gas. Ellos nos han indicado que existirá un excedente que permitirá volver a conectarnos.
En energía parece estar todo hecho, ¿cuáles serán los desafíos?
Todavía se requieren varios esfuerzos, entre ellos, la Ley de Distribución. Queremos eventualmente, ingresar el proyecto en marzo del próximo año o dejar las condiciones para poder hacerlo lo más pronto posible. También es necesario avanzar en el reglamento de Servicios Complementarios, necesarios para enfrentar la realidad de las energías renovables no convencionales. También en eficiencia energética.
¿Cuál será su legado?
Había varios proyectos que venían en curso que era necesario darles la concreción final: Interconexión, Ley del Gas, Gobierno Corporativo de Enap, Equidad Tarifaria y la concreción de proyectos de inversión. También avanzar en la vocación renovable de Chile y empezar a incorporar el debate de la electromovilidad. Estamos recién empezando hay enormes desafíos en temas de infraestructura y también regulatorios. Y por último, es la utilización masiva y de buena manera de las redes sociales, eso nos ha permitido conectarnos con otro público y hemos podido mostrar la relevancia de la energía, la eficiencia energética, la energía renovable.
octubre 10, 2017 | Industria
(Diario Financiero) Mañana se recibirán las ofertas de la licitación de suministro eléctrico para clientes regulados, entre los cuales figuran los residenciales.
Y pese a que con 2.200 GWh disponibles, el volumen de energía a adjudicar en esta oportunidad es bastante inferior al récord del proceso del año pasado, hay expectación por lo que podría suceder. No sólo por saber si se mantendrá el nivel de precios récord de 2016, sino que también por el tipo de tecnologías que se presentarán en la puja.
Esto porque pese a que la autoridad adaptó el proceso para viabilizar la participación de minihidroeléctricas -que fueron una de las grandes perdedoras de la subasta anterior, lo que dejó en vilo el desarrollo de este tipo de proyectos-, existe la posibilidad de que algunas eléctricas se presenten en la puja con otras tecnologías.
La modificación consistió en incluir bloques estacionales, es decir, períodos de tres meses que coinciden con las curvas de mayor disponibilidad de caudales.
Pese a este diseño, las fórmulas que podrían “colarse” en la licitación serían de generación a carbón y también geotérmia, que tampoco tuvieron cabida en el proceso anterior, porque sus precios fueron superiores frente a parques eólicos y granjas solares, que se quedaron con la mitad de la energía adjudicada en contratos que comienzan en 2021.
Carbón: inversión amortizada
En el sector comentan que en el caso del carbón, las generadoras que cuentan con este tipo de centrales, las que en buena parte de los casos amortizaron sus inversiones hace ya algunos años, habrían revisado sus posturas comerciales y podrían evaluar reducir sus expectativas de rentabilidad para presentar ofertas más competitivas frente a las energías renovables no convencionales (eólica y solar).
Los cálculos establecen que el costo promedio de operación de la totalidad del parque termoeléctrico, sin considerar el costo de capital, bordea los US$ 40 por MWh.
Si a esto se le suma una expectativa moderada de rentabilidad en torno al 3%, que sería el factor que habrían considerado los desarrolladores de ERNC que triunfaron en la subasta de 2016, sus ofertas podrían competir.
Otro elemento que pesa es que estos nuevos contratos entran en vigencia el año 2024, lo que coincide con el perfil de vencimientos de obligaciones que tienen actores convencionales como AES Gener o Colbún, lo que las motivaría para tratar de recolocar esa energía a fin de mantener sus políticas comerciales equilibradas.
Geotermia
Mientras la participación de generación en base a gas natural se sigue perfilando como complicada, especialmente en lo que a nuevos proyectos en base a este combustible se refiere, la geotérmica podría abrirse un espacio mañana.
En este último caso, seguiría siendo de la mano del único operador que cuenta con capacidad instalada en base a esta tecnología: la sociedad entre Enel Green Power y la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP).
Se trata de la central Cerro Pabellón, que comenzó su operación comercial a inicios de este año con dos unidades de 24 MW, aunque en realidad lo que podría competir en esta subasta son las dos unidades adicionales que hace un par de semanas los socios ingresaron a evaluación ambiental.
Fuentes de la petrolera explicaron que el alto costo de desarrollo ha frenado la colocación de este tipo de generación. Pero eso no sería un impedimento en este caso, ya que factores que encarecen, como el riesgo exploratorio y la inversión de transmisión para conectar la central al sistema, estarían cubiertos con la primera unidad que ya funciona y no en la ampliación.
En este caso sólo se consideraría el costo de capital de las nuevas turbinas que permitirán incrementar la capacidad de generación en 50 MW adicionales.
Características del proceso
La licitación de mañana considera dos tipos de abastecimiento o bloques, divididos a su vez en sub bloques, entre los cuales se distribuyen los 2.200 GWh que se adjudicarán en esta oportunidad. De esta forma, las bases establecen que el primer bloque considera abastecimiento entre las 0 horas y las 7:59 horas y de 23:00 a 23:59 horas. Un segundo tramo va entre las 8:00 y las 17:59 horas, y el tercero de 18:00 a 22:59 horas.
El segundo bloque, al igual que todos los demás determina el abastecimiento a 20 años plazo, dividido en cuatro sub bloques estacionales que van desde el 1 de enero al 31 de marzo; del 1 de abril al 30 de junio; del 1 de julio al 30 de septiembre, y desde el 1 de octubre al 31 de diciembre. Otra característica del proceso es que a diferencia de los anteriores, permite a los proponentes plantear distintos escenarios para la adjudicación de la energía, al considerar mínimos y máximos de bloques, lo que ayuda a las distribuidoras a cubrir de mejor forma la grilla de sus requerimientos.
octubre 6, 2017 | ERNC, Industria
Veinte pequeñas y medianas empresas dedicadas a las energías renovables y a la eficiencia energética estarán presentes en el cluster de energía del Biobío que se realiza este martes en el Centro de Convenciones Suractivo, en Concepción, donde se reunirán representantes del sector público y privado para potenciar el rol de la industria energética en la zona.
El evento es organizado por el Ministerio de Energía y el Gobierno Regional de la zona, donde se desarrollarán charlas, talleres y una feria, en que se mostrarán los planes de la empresas para aumentar la cadena de valor en la región, por lo que se efectuará una rueda de negocios entre las empresas Enel, Colbún, Enap y Engie las que se reunirán con diferentes pymes de la región, «para que puedan ser consideradas como futuros proveedores para estas grandes empresas del sector energético», informó Carola Venegas, seremi de Energía del Biobío.
Electromovilidad
Venegas apuntó que una de las novedades que tendrá el evento será la demostración de diferentes autos eléctricos, y la llegada a la región de una flota de este tipo de vehículos por parte de la empresa Europcar, la cual tendrá automóviles y utilitarios para sus clientes.
En la misma línea, el municipio de Concepción habilitará el mismo día un estacionamiento gratuito para autos eléctricos en la ciudad, el cual estará a una cuadra de la Plaza de la Independencia.
[Cluster del Biobío abordará desafíos de las energías renovables variables]
octubre 6, 2017 | Industria
(El Mercurio) Por primera vez desde que se creó el mecanismo, en 2013, el gobierno disminuirá el «aporte compensatorio» que entrega a la Empresa Nacional del Petróleo (Enap) para solventar la venta de gas en Magallanes a un precio menor que su costo de extracción.
Según el Presupuesto 2018, los dineros que se le entregarán a Enap para que el subsidio al gas en Magallanes no afecte sus balances alcanzan a $58.521 millones (US$ 93 millones), equivalente a una disminución del 12,3% en pesos. Esto, considerando que para 2017 esta partida llegaba a $66.701 millones (US$ 106 millones).
A agosto de este año, según el proyecto de Presupuesto, Enap ha utilizado $36.921 millones (unos US$ 58,7 millones) del monto compensatorio.
El mecanismo contempla que el monto a transferir a Enap lo determina mensualmente la Comisión Nacional de Energía (CNE), según «el procedimiento que establezca para tal efecto mediante resolución visada por la Dirección de Presupuestos».
Consultado Enap por los impactos que podría tener este recorte en sus resultados, apuntaron que, considerando el tipo de cambio de cada año, la reducción del aporte compensatorio llega aproximadamente a un 5%.
De todas formas, señalaron que esta situación «nos obliga a seguir profundizando el trabajo que ya estamos haciendo de contener costos, mejorar la eficiencia para hacer sustentable la operación en Magallanes y mantener coordinación con el Ministerio de Energía para evitar que cualquier consumo de la región le pueda significar a la empresa un riesgo patrimonial que pueda afectar los indicadores financieros».
Explicaron que en Magallanes el costo de exploración de un pozo de gas no convencional se ha logrado reducir de US$ 5 millones a US$ 2,6 millones, y «se han realizado esfuerzos importantes en disminuir los costos de energía, servicios y transportes, pero deberemos seguir avanzando para mejorar la rentabilidad de esa filial».
Este subsidio no ha estado exento de polémica, y empresas privadas, como Petromagallanes -de capitales neozelandeses-, han hecho lobby con autoridades para competir con Enap por el aporte.
Cuestión rechazada por la estatal, pues señalaron que han sido los únicos dispuestos a invertir en exploración para garantizar el suministro de gas de la población de Magallanes, «pese a que durante una década (2002-2012) esta situación le generó pérdidas anuales promedio de US$ 50 millones».
«El aporte compensatorio del Estado solo existe desde 2013, y cubre en parte los costos de operación de Enap, pero tiene como objetivo principal asegurar el suministro a largo plazo para la región por medio de campañas de exploración intensivas y de largo plazo que requieren grandes inversiones e implican riesgos. A la fecha, estos solo han sido asumidos por Enap, reforzando un compromiso histórico con la seguridad de suministro de la Región de Magallanes», subrayaron desde Enap.
octubre 3, 2017 | Industria
(Diario Financiero) Justo una década después de que Argentina cerró completamente la llave del gas natural para Chile, el hidrocarburo trasandino podría volver a fluir hacia el país.
“Estamos viendo la posibilidad de iniciar un primer swap de gas desde Argentina para poder facilitar el proceso de mantenimiento del terminal de regasificación de GNL de Quintero, buscando en todas las alternativas que ofrece la infraestructura existente y las complementariedades temporales que tienen ambos países”, dijo ayer el gerente general de la Empresa Nacional del Petróleo (Enap), Marcelo Tokman.
El ejecutivo hizo estas declaraciones tras participar en el Segundo Encuentro de Integración Energética Chile Argentina, que tuvo lugar en Santiago y reunió a autoridades y representantes de empresas de ambos lados de la cordillera.
[Gobierno estudia tener interconexión eléctrica con Argentina a través de túnel de Agua Negra]
Aunque no quiso comprometer una fecha para la materialización de este primer envío del hidrocarburo, habitualmente la mantención de la planta en la Región de Valparaíso se realiza entre los meses de octubre y noviembre de cada año, aprovechando la reducción del consumo de gas por parte de las generadoras eléctricas, que es la principal fuente de uso de la planta, dado que por el deshielo aumenta la producción de plantas hidroeléctricas.
Conocedores del tema comentaron que en esta oportunidad, la programación de los trabajos sería la misma y que el volumen de gas que llegaría desde Argentina sería menor, sirviendo como respaldo adicional al almacenamiento que tradicionalmente se hace en los gasoductos de Electrogas y GasAndes. En realidad, dijeron en la estatal, el swap busca probar el mecanismo burocrático para estos intercambios con miras a futuros procesos.
Tokman, precisó que este intercambio se realizaría al amparo del protocolo para emergencias u oportunidades extraordinaria que Chile y Argentina suscribieron, y que permitió las exportaciones de gas que el país realizó los últimos dos inviernos.
Acuerdo de swap
Autoridades argentinas, como el gobernador de Neuquén, Omar Gutiérrez, aseguraron ayer que este verano tendrán excedentes de gas en la zona de Vaca Muerta para enviar a Chile, a un precio competitivo.
El ministro de Energía chileno, Andrés Rebolledo, dijo que durante octubre y tras varios meses de espera, los gobiernos podrían firmar el acuerdo que normará los swaps de gas con el país vecino. Esto tras resolver varios temas que levantó el Servicio de Aduanas trasandino.
El secretario de Energía argentino, Alejandro Sruoga, dijo que a diferencia de lo que sucedió hace 20 años, este documento tendrá carácter vinculante.
AES Gener plantea mejora regulatoria
Una mejora en los procesos regulatorios, es clave para activar nuevas inversiones en la línea de AES Gener, que desde el año pasado permite la exportación de electricidad desde Chile a Argentina.
Javier Giorgio, gerente general de la firma de capitales estadounidenses, dijo que ellos cuentan con dos proyectos para expandir la capacidad del tendido de Salta y llevarla desde los 200 MW actuales hasta los 640 MW que es la capacidad de diseño. Pero la situación está condicionada a la mejora de los protocolos regulatorios, para la operación constante de la interconexión entre ambos países.
El ejecutivo añadió que hay mineras chilenas que están explorando en Argentina, por ejemplo, en litio, y están evaluando contratos para abastecerse con electricidad desde Chile.
