enero 16, 2017 | Industria
(Pulso) Un espaldarazo le dio el Gobierno a la solicitud realizada por empresas de energía renovables (ERNC) para habilitar por tramos la línea de 1.000 kilómetros que desarrolla la colombiana ISA, a través de Interchile, que unirá Cardones con Polpaico en una línea de 2×500 KV.
Y es que según indicó el secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Andrés Romero, la solución solicitada por las empresas es técnicamente viable y está en análisis. “Sí es posible, ya hemos autorizado la operación de ciertos tramos de línea, pese a que no esté lista por completo. Por lo tanto, es una experiencia que ya la hemos tenido y es absolutamente posible, lo vamos a estudiar y promover si es necesario”.
Pero advirtió: “Creo que aún no estamos en condiciones de definir una fecha, o tramo. Vamos a estar en proceso de estudio durante todo este año, pero es una posibilidad cierta y no lo vemos como un problema, sino como una solución”.
Por su parte, desde Interchile, su gerente general Jorge Rodríguez, recordó que “desde que se hizo la oferta, la energización está prevista hacerse por tramos, primero el tramo Cardones-Vallenar, Cardones-Maitencillo y luego el tramo hasta Polpaico (…) La fecha contractual de energización comienza en diciembre, es la fecha que se tiene pactada en el decreto de concesiones. Estamos trabajando fuerte para cumplir eso o en lo posible poderlo adelantar”.
Dicha línea es altamente esperada por las empresas renovables, particularmente por las que se encuentran cerca de la comuna de Diego de Almagro, en la Región de Atacama, que durante determinadas horas del día deben verter su producción y operar a $0.
Por ello, a fines de diciembre varias empresas renovables -entre ellas Acciona, LAP y First Solar- se reunieron con el ministro de Energía, Andrés Rebolledo, para exponerle el impacto que tendría un posible atraso en el desarrollo de dichas energías; riesgos que incluso podrían llegar a perjuicios por US$10 millones al año para una central solar de 141 MW, como es el caso de Luz del Norte.
El nuevo regulador
Este miércoles, el gobierno realizó el lanzamiento del nuevo coordinador del sistema eléctrico nacional, entidad que une al Centro de Despacho Económico de Cargas del Sistema Interconectado Central (SIC) y del Norte Grande (CDEC SING) y que se concretó el primero de enero de 2017.
Dicho organismo se enmarca en la interconexión eléctrica de ambos sistemas, la que se espera comience a operar en 2018, una vez que tanto la línea de ISA como la de Engie, que desarrolla a través de la Transmisora Eléctrica del Norte (TEN), concluya su construcción y el coordinador determine que están listas para operar.
Si bien el coordinador nacional ya está en marcha, ambos sistemas aún no consolidan del todo sus operaciones. “Tenemos que terminar la estructura de la organización, y esperamos finalizar eso el 31 de marzo. Es decir, que cada persona esté en el puesto que corresponda, con las unidades que necesitemos para las funciones existentes y para las nuevas funciones también”, explicó el presidente del Consejo Directivo del Coordinador, Germán Henríquez.
Adicionalmente, desde la institución trabajan en un plan de mediano plazo, a cinco años, para transformarse en un “ente de excelencia” a nivel latinoamericano hacia el 2022.
[Línea Cardones-Polpaico: alternativas para acelerar el proyecto “están abiertas”]
enero 10, 2017 | Industria
(Diario Financiero) Fue anunciado como uno de los grandes logros de esta administración. Porque después de todo, el hecho de aumentar fuertemente el componente ERNC en la matriz, junto con rebajar el precio promedio de la energía a un promedio de US$ 47 por MWh, con ofertas que llegaron, incluso, a los US$ 29 por MWh, le dieron a la última licitación eléctrica el carácter de histórica.
[Inversión en renovables alcanzaría los US$2.300 millones en 2017]
Sin embargo, seis meses después, el panorama es distinto. Esto porque, hasta el momento, para algunos de los desarrolladores de Energía Renovable No Convencional (ERNC) que se adjudicaron contratos en las últimas subastas el acceso a financiamiento bancario para sus proyectos se ha vuelto prácticamente imposible, debido a la acción de varios factores.
Por un lado, desde la banca señalan que algunas empresas partieron de la base de que el costo tecnológico bajaría en el corto plazo, cosa que no ha sido efectiva, dicen. Además, lo agresivo de las ofertas presentadas por empresas que carecen de una expertise de mercado comprobable alimenta las dudas de este sector, lo que implicó un aumento en los requisitos para la entrega de créditos.
Por otro lado, desde el sector ERNC explican que en los casos de proyectos emplazados en terrenos fiscales el financiamiento se ha tornado esquivo por la demora de ciertos trámites asociados a la entrega de estos terrenos, labor que realiza el Ministerio de Bienes Nacionales. Lo anterior afecta la tramitación ante los bancos de los project finance ya que tener resuelto el dominio del lugar donde se instalará la planta no sólo es un requisito clave para las entidades financieras, sino que además es uno de los requisitos iniciales de este proceso y requisito en muchos casos para continuar la evaluación del financiamiento.
Los números
En el ministerio encabezado por Nivia Palma detallaron que en la actualidad hay 45 proyectos ERNC en proceso de otorgamiento de concesiones de uso oneroso y descartan un freno en estas tramitaciones tras el cambio de gabinete de octubre pasado, como postulan desde algunas empresas, que indican que la nueva ministra estaría revisando las actuaciones de su antecesor, Víctor Osorio.
Mencionan también una reducción en el tiempo de tramitación de las concesiones desde dos años a un promedio de diez meses en la actual administración.
Indicaron que mientras en 2015 se entregaron 52 concesiones entre las regiones de Arica-Parinacota y Atacama, en 2016 en esta zona se entregaron 31, concentradas la mayoría en Tarapacá.
«Hay una voluntad genuina del gobierno para viabilizar proyectos de ernc»
-Existe la noción de que la entrega de concesiones se está demorando más que antes, ¿es esto correcto?
-Al contrario, Acera -que reúne a las empresas de ERNC-, está muy contenta con la labor que realizamos como ministerio. De verdad, han sido explícitos en señalar que valoran lo que ha hecho Bienes Nacionales en este gobierno.
-¿En qué se ha avanzado?
-Quiero recordar que en el gobierno del presidente Sebastián Piñera sólo se entregaron 74 concesiones onerosas para proyectos de ERNC. En cambio, en éste hemos entregado, y en menos tiempo, 168 terrenos, a lo que se suma el arriendo de 189 hectáreas en la región de Coquimbo para un proyecto, más 110 servidumbres de bienes fiscales para viabilizar estas iniciativas. Por último, hemos disminuido el plazo de tramitación en 50%.
-Entonces si una empresa pide la concesión y está todo en regla, no debiera tener problemas.
-Mire, en ningún caso podemos asegurar que el ministerio va a otorgar la concesión, porque eso sería contrario a la ley. Sin embargo, todas las empresas saben que hay una voluntad genuina del Estado, de la presidenta Bachelet y de este ministerio, de colaborar de manera activa para viabilizar proyectos de energía solar, eólica y otras formas de energía limpia. Por tanto, llamamos a la confianza…y sabemos que las empresas tienen confianza en lo que está haciendo el gobierno. Entonces, si efectivamente el proyecto está bien planteado, hay una inversión prevista significativa, y se cumplen con todas las normas, ninguna empresa debiera estar intranquila.
«Es fundamental cierta capacidad de respuesta de parte de la autoridad»
-¿Las empresas que apostaron por instalar capacidad en terrenos fiscales enfrentan alguna complejidad específica?
-Las compañías trabajan fuertemente para materializar los derechos sobre sus proyectos y preparándose para negociar los financiamientos y en lo que respecta a estos trámites, el punto es algo más complejo.
Los tiempos de desarrollo de proyectos de energía, y en general de cualquier proyecto de esta envergadura, no necesariamente coinciden con los plazos y condiciones prefijadas en las concesiones de uso oneroso o autorizaciones en general. Los proyectos son vivos, por tanto requieren de ciertas flexibilidades y reacomodos en los tiempos de desarrollo porque hay que conjugar varios elementos y es fundamental cierta capacidad de respuesta de parte de la autoridad. En este sentido tanto el Estado como las compañías adjudicatarias tienen intereses alineados: suministro eléctrico seguro y barato para clientes regulados del país.
– ¿Cuán importante son los terrenos para obtener el financiamiento?
-Para obtener el financiamiento del proyecto se requiere que los títulos, servidumbres, permisos de accesos y autorizaciones estén debidamente otorgados, pues le entrega al financista la mayor certeza jurídica de que el proyecto se realizará en tiempo y forma, sin riesgos de paralización.
En general no se otorgan financiamientos a proyectos cuando el derecho a ocupar la tierra está por vencer, cuando no hay derechos de acceso o la servidumbre que ampara parte de la infraestructura aún se encuentra en trámite.
enero 9, 2017 | Industria
(Pulso) A la justicia fue la minera de yodo y nitrato, Arbiodo, propiedad de Sergio Weinstein -ex controlador de Andrómaco- por el polémico decreto de áreas protegidas dictado por el Ministerio de Bienes Nacionales y en el que se privilegió la instalación de energía renovable por sobre las servidumbres mineras ya otorgadas.
El perjuicio que ve Weinstein por la instalación de un parque eólico de Enel Green Power en sus pertenencias mineras no es menor. Según indicó, por medio de un escrito enviado el 26 de diciembre pasado al 12º Juzgado Civil de Santiago, la decisión administrativa instaló en el “corazón del proyecto” un parque eólico, haciéndolo prácticamente inviable.
“Con la construcción y operación del parque eólico, la actividad minera de Arbiodo resulta inviable, lo que implica no sólo perder el yacimiento y su consecuente explotación, sino que, además, hundir inversiones realizadas por la sociedad Ingenieros Asesores Limitada (“Ingenieros”) y que conducían a la explotación de tales yacimientos, sin ninguna posibilidad de recuperarlas”, se indica.
La pugna deriva de un convenio marco de colaboración para la promoción de proyectos con ERNC en terrenos fiscales con potencial, suscrito entre los Ministerios de Energía y de Bienes Nacionales el 11 de julio de 2013 y aprobado por Decreto Exento N° 359, de 29 de agosto de 2013. Este permitió la concesión onerosa en beneficio de Parque Eólico Taltal -propiedad de la italiana ENEL- sobre terrenos fiscales en el que se ubican las concesiones mineras del proyecto Arbiodo.
Esto fue debatido por Arbiodo, que llevó la decisión de los Ministerios hasta la más alta instancia, la que este año falló -de manera dividida- a favor de la secretaría de Estado.
Por ello, desde la empresa decidieron emprender nuevas acciones y a fines de diciembre interpusieron una demanda contra el Fisco -en representación del Ministerio de Bienes Nacionales, el Ministerio de Energía y el Ministerio de Minería-, el Sernageomin, el parque Eólico Taltal y su propietario ENEL, con miras a que lo indemnicen tanto por las inversiones incurridas en el proyecto, las que se traducen en cerca de US$40 millones. Entre estas se incluyen los estudios de prospección, análisis e informes, las patentes mineras y otros.
Además, desde la empresa solicitan una indemnización por el lucro cesante, que representa el valor de la explotación y venta de las reservas de minerales que Arbiodo está imposibilitado de explotar. Este último cuantificado en cerca de US$2.000 millones.
En el escrito, la empresa es particularmente dura con el precedente que deja para la inversión minera, particularmente porque dicha medida a su juicio no se justifica. “¿Cuál es la razonabilidad para preferir a una actividad económica, suprimiendo el desarrollo de la otra?, ¿Cuál es razonabilidad para hacer perder millones de dólares de inversión de privados que comenzó con el desarrollo de su actividad antes que el otro privado favorecido ilegalmente por el Estado?”, cuestiona.
diciembre 21, 2016 | Industria
(Pulso) Como un año dinámico, pero que deja una serie de desafíos futuros calificó el 2016 el director de la consultora Valgesta, Ramón Galaz. ¿Cuáles son estos? La implementación de los cambios regulatorios en gas y al interior del nuevo coordinador, además de avanzar en zanjar los supuestos riesgos que genera la entrada de la energía renovable.
¿Cómo calificaría el año 2016?
-En términos prácticos fue un buen año para el sector, sin duda. Hemos visto reactivación de las inversiones, nuevos actores y, por lo tanto, se transformó un mercado que estuvo mucho tiempo pasivo, en un mercado dinámico. Y desde ese punto de vista es bueno, pero al mismo tiempo desafiante, sobre todos para el futuro, porque hoy se sentaron las bases para lo que va a pasar en los próximos 3,4 o 5 años respecto a nuevas lecciones, nuevos entrantes y cómo se van a estructurar los precios a futuro. Los desafíos pasan por que lo que se empezó este año termine bien. Este es un proceso largo, el sector eléctrico es de inversiones de largo plazo y hoy hay que mirar el corto y largo plazo.
¿Cuáles fueron los hitos más importantes de este año más allá de la licitación eléctrica?
-Desde el punto de vista regulatorio, el hito más importante tiene que ver con la aprobación de la ley de transmisión. De hecho, que se haya aprobado tuvo impactos directos sobre los precios de la licitación que vimos en la segunda mitad del año. Ese fue uno de los principales hitos del sector, y el cambio de paradigma. Después, destaco las licitaciones, pero más allá del éxito es por el precio que se alcanzó y también por la cantidad de agentes que participaron, fue inédito.
¿Y cuáles son sus proyecciones para 2017?
-El 2017 es un año de elecciones y por lo tanto uno debería ver qué propuestas vamos a tener sobre la mesa. Creo que eso es interesante para ver cómo seguimos avanzando en el sector. Independiente de eso, hay que seguir trabajando en temas que ya están un poco iniciados: la ley de distribución, va a ser un tremendo tema y durante todo el próximo año va a estar presente en todos los análisis y seminarios que se realicen, porque tal como la ley de transmisión generó cambios súper importantes, probablemente la ley de distribución sea un cambio tanto o más importante de lo que se inició este año y va a condicionar mucho lo que veamos a futuro, no sólo a nivel de precios, sino cómo vamos a evolucionar desde el punto de vista tecnológico, innovación, si vamos a avanzar hacia medidores inteligentes o no, lo que está más cerca de los usuarios finales. Además de eso habrán otros aspectos que tienen que ver con la eficiencia energética, un tema con el que queda al debe este gobierno. Este gobierno se comprometió a tener una ley de eficiencia energética y se está acabando su período y no hay nada concreto, aunque puede ser que parte de eso esté incluido en el proyecto de ley que se pretende ingresar a fines del próximo año.
Junto con lo anterior, hay un proyecto de ley, ya en su última instancia, y hay que ver cómo se implementa. Qué fue lo bueno y lo malo que generó este proyecto, probablemente lo veamos el próximo año.
¿Y la pugna por el ingreso de las renovables se mantendría?
-Desde el punto de vista operacional del sistema, una de las grandes preguntas es cómo vamos a internalizar la mayor cantidad de ERNC. Hoy se están haciendo muchos análisis, algunos plantean que está mal y otros no, pero bueno hay que cerrar este círculo que está muy abierto, porque una mayor implicancia de renovables está en duda y ahí hay un desafío importante. Y finalmente uno de los más relevantes de todos, es cómo se va a centrar el nuevo coordinador, cómo iniciará su proceso al iniciar sus operaciones en 2017 y tiene un desafío gigante de unir el SIC con el SING.
[Ramón Galaz, Valgesta Energía:“El marco regulatorio de la distribución debe ser revisado”]
diciembre 21, 2016 | Industria
(Pulso) Terremoto en generación: ERNC se consolidan como la opción más económica
Sin lugar a dudas, el hito que marcó el mercado de la generación, y lo sacudió por completo, fueron los resultados de la última licitación eléctrica, donde dejó atrás precios sobre los US$100/MWh, para promediar US$47.
“El hito más relevante sin duda fue la licitación de suministro de clientes regulados, cuyo resultado se vio reflejado en el alto número de ofertas presentadas y la dinámica competitiva que ello significó”, indicaron desde Colbún.
Mientras que en la cuarta generadora de Chile, Engie Energía Chile, aseguraron que “2016 fue un año interesante, que marcó el rumbo de la transición energética para Chile”.
Y es que el apetito por este sector ya es latente. Al 30 de noviembre, hay en construcción 54 centrales de generación, equivalentes a 2.825 MW y lo que significa una inversión de US$ 8.700 millones.
¿Cómo se explica esto? El ingreso de la Energía Renovable no Convencional, que en la última licitación se posicionó como la energía más conveniente.
Sin embargo, desde la industria ya advierten nuevos desafíos para una adecuada inclusión de éstas al sistema eléctrico. “Un tema importante a desarrollar será la flexibilidad que requiere el sistema para lograr la integración de Energía Renovable Variable (ERV), como se denomina internacionalmente, y que precisamente caracterizan por ser intermitentes y/o variable como las centrales solares fotovoltaicas y eólicas, las de mayor desarrollo en el último tiempo y que seguirán siéndolo hacia el futuro”, anticipó Claudio Seebach, vicepresidente ejecutivo de Generadoras de Chile.
Distribución: Dudas sobre su marco regulatorio, aunque fuerte nivel de inversión
Sus primeros pasos dio este año el gobierno para modificar el marco legal en el que se mueven las empresas de distribución eléctrica.
Según los lineamientos de los encargados de llevar adelante la iniciativa, se apunta a tres puntos clave: cambios al sistema de tarificación, incorporación de mecanismos de eficiencia energética y la inclusión de mecanismos para promover las smart grids o redes inteligentes.
El ante proyecto de ley -que se espera termine a fines de 2017- es dirigido por la Universidad Católica, y conducido por los expertos Hugh Rudnick y David Watts.
Más allá de esta espera, esto no parece detener las inversiones en el sector. CGE Distribución anunció que desembolsará cerca de US$600 millones en la modernización de redes para los próximos 5 años, mientras que su competidora, Chilectra, busca instalar 1,8 millones de medidores inteligentes en los próximos dos años.
“Estamos muy contentos con este año, porque hemos seguido impulsando nuestro plan de inversiones, plan que está destinado a abastecer el crecimiento sectorial en las distintas regiones, pero también a fortalecer la calidad en servicio. Estamos con un plan de mayor estabilidad, más automatismo, nuevas tecnologías que estamos implementando, entonces el próximo año seguimos con eso. También estamos trabajando en proyectos de alto impacto social, como la normalización de campamentos”, destacó el gerente general de CGE Distribución, Eduardo Apablaza.
Transmisión: Nueva regulación y a la espera de reglamentos
Costó, pero finalmente el gobierno sacó este año -y antes de las licitaciones eléctricas- un nuevo marco regulatorio para el sector de la transmisión.
Dentro de sus principales cambios hay modificaciones en la definición de trazado, en la forma de remuneración, además de la creación de un Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional, último punto clave para la interconexión eléctrica del SIC con el SING.
“Uno de los grandes temas pendientes a nivel industria es el desarrollo de los reglamentos faltantes que se desprenden de la nueva ley de Transmisión. Esperamos que estos reglamentos se sigan elaborando con el sello participativo que marcó, tanto la elaboración del proyecto de ley como algunos de los reglamentos que ya han sido discutidos a la fecha”, advirtió Eric Ahumada, vicepresidente Comercial y Desarrollo de Negocios de Transelec.
Sin embargo, lo anterior no ha detenido a la empresa. A la fecha existen 33 proyectos de transmisión en construcción, equivalentes a 2.225 kilómetros, que representan una inversión total aproximada de US$ 2.300 millones.
“Estoy seguro que la cantidad de kilómetros de línea que están hoy en día en ejecución se comparan, al menos, con los momentos cuando más se ha invertido en transmisión”, dijo el director Ejecutivo de la Asociación de Empresas Eléctricas, Rodrigo Castillo.
Esto fue ratificado por Transelec, que indicó que “destacamos el compromiso de invertir casi US$500 millones, lo que implica un crecimiento récord de 2,5 veces el promedio de los últimos años. Este crecimiento es especialmente destacable dado los elevados niveles de competencia que se han evidenciado en el sector transmisión”.
Gas: Desencuentros con la autoridad y planes de negocio en duda
No todo fue color rosa en el sector eléctrico. Durante este año se divisaron diversos roces entre la autoridad y las empresas de distribución de gas por red.
¿La razón? Las modificaciones legales que busca introducir el gobierno a dicho negocio, hoy en última instancia legislativa. Actores incluso advirtieron que paralizarían sus inversiones o irían a instancias internacionales si el documento se aprobaba como salió de la Cámara de Diputados, que incluía la eliminación del piso de rentablidad y la presencia del Tribunal de Defensa la Libre Competencia (TDLC) de los procesos de tarificación.
Este fue el caso de Intergas, mientras otros -como Metrogas- fueron más cautos e indicaron que esperarían ver el resultado del proyecto para tomar sus decisiones de inversión. Metrogas informó en diciembre pasado su plan de inversiones de largo plazo, el que incluía un monto por US$1.100 millones para conectar a 800 mil nuevos hogares a su red, sin embargo, este está sujeto a los cambios regulatorios.
Otros como Abastible y Lipigas, miran con buenos ojos el sector, y ya han pedido concesiones en distintas partes del país para ingresar a este negocio.
Combustibles: Cambios de control y compra de activos internacionales
Diferentes movidas se han visto en el negocio de los combustibles, no sólo a nivel interno, sino también a nivel internacional.
Y es que este año, Copec – perteneciente al grupo Angelini- apostó fuerte por la internacionalización y arribó a Estados Unidos con la compra de la totalidad de las estaciones de servicio y tiendas de conveniencia, Mapco, (los cuales suman 348 puntos de venta, 242 propios) a la norteamericana Delek US Holdings. Esto, previo desembolso de unos US$535 millones.
A esto se sumó, el acuerdo con ExxonMobil para la elaboración y distribución de lubricantes de la marca Mobil en Colombia, Ecuador y Perú, además de las estaciones de servicio en Colombia y Ecuador. Dicha inversión sumó unos US$747 millones.
En el mercado interno también hubo movimiento, ya que Petrobras finalmente vendió su negocio de distribución de combustibles en Chile al fondo de inversión Southern Cross.
En Chile, la brasileña Petrobras contaba con unas 270 estaciones de servicio de Arica a Punta Arenas; cerca de 130 tiendas de conveniencia Spacio 1; seis centros de lubricación y centros de lavado, entre otros activos. Además, atiende a clientes industriales, de aviación, y flotas marítimas.
[Nuevo escenario eléctrico en generación obliga a empresas a redefinir sus negocios]
