marzo 9, 2015 | Industria
(La Tercera) Son cerca de 753 kilómetros de cables los que tienen en pie de guerra a varios municipios del país. La línea de transmisión eléctrica adjudicada por el Ministerio de Energía a Interchile en 2012, que unirá a las subestaciones Cardones (III Región) con Polpaico (Región Metropolitana) desató el conflicto entre la empresa y los municipios por donde cruzará el tendido, por el impacto ambiental que este causaría.
Hasta ahí, se trata de un nuevo conflicto entre privados y la comunidad por un proyecto. Sin embargo, a fines de febrero y en declaraciones a Radio Duna, el propio ministro Máximo Pacheco le imprimió otro cariz. “Mi mayor preocupación en el sector de electricidad en Chile es en la transmisión eléctrica, donde estamos enfocados en la construcción de un sistema de transmisión Cardones-Polpaico”, dijo.
¿Por qué le preocupa tanto a Pacheco? Expertos en temas eléctricos, sostienen que su inquietud radica en el rol trascendental que jugará la línea de Interchile en el proceso de interconexión entre el Sistema Interconectado Central (SIC) y el Sistema Interconectado del Norte Grande (Sing).
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“La interconexión entre el SIC y el SING no tiene sentido sin esa línea”, advierte la ex secretaria ejecutiva de la Comisión Nacional de Energía (CNE), María Isabel González.
La ex CNE justifica su afirmación en que sin esa línea toda la energía que podría exportarse desde el Sing al SIC no se podrá mover, debido principalmente a factores técnicos y características del actual tendido existente entre Santiago y el norte de la Región de Atacama. “La interconexión llega hasta Cardones, y de ahí para abajo, hasta cerca de Santiago, hay una estrechez impresionante de capacidad de transmisión”, afirma.
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Pero la estrechez en transmisión existente hoy entre la III y la RM, no sólo afectaría al despacho de energía proveniente de grandes centrales de generación del Norte Grande. A juicio de Francisco Aguirre, de Electroconsultores, las plantas en base a energía renovable que se desarrollan en el norte del país, también se verían afectadas. “Sin la ejecución de esa línea, las energías renovables que se están desarrollando en el norte no tienen como evacuar energía”, sostuvo.
Para Aguirre, si se quiere transportar energía desde el Sing hasta Santiago, y que sirva, además, para evacuar a las plantas renovables, el actual tendido no cumple con las condiciones técnicas necesarias para conseguir este cometido. “Si se quiere transportar energía para uso industrial a través del actual tendido, que es un alambre de timbre, este no sirve. Tiene que instalar un buen cable”, asevera.
En tanto, Ramón Galaz, gerente general de la consultora Valgesta destacó la necesidad de que exista una coincidencia en la entrada en operaciones de ambos proyectos, estimada alrededor del 2018. “Va a depender mucho de qué tanta coincidencia exista entre ambas fechas, y ahí se hace más relevante que exista la capacidad de transmisión que va a poder transportar la energía que pudiera venir del norte”, dijo.
Tal como están las cosas, y tomando en consideración la fuerte oposición al trazado de Interchile, no sería extraño que el proyecto terminara judicializado.
Para los expertos, los efectos de una eventual judicialización de esta línea de transmisión serían perjudiciales, principalmente para las cuentas de los clientes regulados (casas y pequeñas y medianas empresas), pero también para las grandes empresas.
“Si esta línea se atrasa, puede que no se pueda abastecer adecuadamente a las distribuidoras, que son las que abastecen a los clientes regulados. Sería un gran lío”, explica María Isabel González.
La ex CNE detalló que en el caso de que una empresa no pueda abastecer un contrato, se puede dar un escenario donde “va a haber una cantidad importante de consumo que se estaría abasteciendo a costo marginal, y eso significa, a la larga, alza de precios”.
Pero este no sería el único efecto. La profundización de la asimetría de los costos marginales, que también impacta la estructura de cobros, sería una eventual consecuencia de la judicialización de este proyecto eléctrico.
“En la medida en que se atrase la línea Polpaico-Cardones, vamos a seguir teniendo desacoples entre distintos puntos del sistema, es decir, costos marginales muy bajos en ciertos puntos del sistema y costos marginales muy altos en otros en el mismo momento, lo que no es bueno”, explica Ramón Galaz.
Agregó que esta situación podría desatar “efectos secundarios” en la toma de decisión de proyectos de inversión.
Un efecto en las grandes empresas, principalmente la gran minería, advierte Francisco Aguirre. “Tanto la industria como la minería, con las tarifas eléctricas que hemos llegado a tener hoy, no es posible que se desarrollen”, afirma.
Consultados por eventuales alzas tarifarias, desde el Ministerio de Energía explicaron que es necesario fortalecer la transmisión eléctrica. “Si como país queremos tener energía más limpia y barata, debemos tener la infraestructura para transportarla”, afirmaron.
En cuanto a los reclamos de los alcaldes de las comunas por donde pasa la línea de transmisión en cuestión, desde el ministerio señalaron que se encuentran en un proceso de “identificación y tratamiento” de puntos que puedan ser sensibles para las comunidades del sector. Sin embargo, fueron enfáticos en señalar que los cambios que requiera la línea base “no puede alterar el plazo establecido para la entrega de la obra”.
marzo 3, 2015 | Industria
(El Mercurio) El ingreso de las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) al sistema eléctrico ha tomado fuerza. Prueba de ello es que este año se duplicará la cantidad de megawatts (MW) que están en operación y en construcción respecto de 2014.
El año pasado habían 686 MW en construcción en el país y este año figuran 1.282 MW en obra, según datos de la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera). Asimismo, el año pasado estaban operativos 1.117 MW de este tipo de energía -que agrupa la solar, eólica y biomasa, entre otras-, mientras este 2015 la cifra asciende a 2.097 MW.
Así, el objetivo del Gobierno de levantar las barreras existentes para el ingreso de este tipo de energías limpias -comprometiendo que el 45% de la capacidad de generación eléctrica que se instalaría en el país entre 2014 y 2025 provendría de ERNC, logrando así que a 2025 el 20% de la matriz corresponda a ERNC-, se está cumpliendo aceleradamente.
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Un elemento fundamental en este impulso se atribuye a la modificación de la ley de licitaciones de suministro eléctrico aprobada el año pasado. Con esta normativa, el Ministerio de Energía se propuso conseguir precios más equilibrados en el mediano plazo y asegurar la competencia dentro del mercado eléctrico, por medio del ingreso de nuevos actores.
En la industria advierten, eso sí, que esta ley permite a las ERNC contratarse solo durante ciertas horas del día, sin tener la obligación de hacerse cargo de ciertas externalidades, como sí lo hacen, por ejemplo, las térmicas por medio del impuesto a las emisiones. Señalan que la nueva ley subsidia de manera oculta a la energía renovable, y a la larga provoca un mayor costo de electricidad para los consumidores.
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Prueba de ello, comentan en la industria, es que este tipo de energías renovables en general no logran contratarse con clientes libres -o empresas-, salvo en aquellos casos que estos lo hacen por efecto de imagen. Pero el Gobierno habría decidido subsidiarlas porque es la única forma de mostrar menores precios de energía en el corto plazo, puntualizan. Y agregan que esto tiene como consecuencia una mayor dificultad para llevar a cabo proyectos de energía de base.
febrero 10, 2015 | Industria, Mundo
El ministro de Energía y Minas de Perú, Eleodoro Mayorga, afirmó que el cambio de la matriz energética permitirá garantizar el desarrollo nacional al utilizar gas natural, hidroenergía y energías renovables, que Perú tiene en abundancia, en lugar de consumir diésel importado y otros combustibles que el país no produce, según la nota publicada en el portal de dicha secretaría de Estado.
Al exponer sobre el “Desarrollo del sector energía en el Perú”, en el “Foro Energía”, organizado por la Sociedad de Comercio Exterior (Comex Perú), la autoridad dijo que, en ese contexto, es sumamente importante continuar con el desarrollo de la masificación del uso del gas natural.
“En esa perspectiva, estamos trabajando para que el 2018 entre en operación el Gasoducto del Sur Peruano (GSP) y en los próximos 10 años se construya también el Gasoducto del Centro Norte que logrará consolidar una Red Nacional de Gasoductos”, manifestó.
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“En paralelo, estamos promoviendo nuevas centrales hidroeléctricas, por ejemplo, la más reciente por 1.200 MW de energía que adjudicaremos a inicios del próximo año y seguiremos añadiendo proyectos de energía renovable no convencionales con la tercera subasta RER para alcanzar en el 2015 una contribución de las energías RER del 5%”, agregó.
Avance del gasoducto
El ministro recordó que el viernes pasado estuvo en Malvinas, Cusco, para verificar el avance del GSP, hasta donde ya comenzaron a llegar los primeros lotes de tuberías. Mientras el gasoducto se construya, el Estado promoverá el abastecimiento de gas natural en modalidades comprimido (GNC) y licuefactado (GNL), mediante la entrega en concesión de proyectos relacionados a la masificación al sector privado, a lo largo de todo el territorio nacional, se indicó desde el Ministerio.
“Se encargó a Proinversión desarrollar el proyecto de distribución de gas natural por redes de ductos en los departamentos de Apurímac, Ayacucho, Huancavelica, Junín, Cusco, Puno y Ucayali. De esta manera se favorecerá a 68.000 hogares en todas estas regiones con el suministro de gas natural, así como abastecer al sector comercial, industrial y de transporte”, dijo.
La masificación del gas, resaltó además, permitirá industrializar el sur del Perú con el desarrollo de la industria petroquímica para producir plásticos, fertilizantes, amoníaco, etcétera, otro proyecto tan esperado por todos. Remarcó, en este punto, que la petroquímica “no es un proyecto de una sola ciudad, sino de toda la macro región sur”.
Todos estos proyectos, indicó, están contemplados en el Plan Energético Nacional para la próxima década, que fue presentado a fines de 2014, y que es una herramienta para revisar el entorno y reformular estrategias en el desarrollo de una política sectorial de largo plazo.
Exploración de hidrocarburos
Respecto al impulso de la exploración de hidrocarburos, expresó, el Plan Energético Nacional propone incrementar la exploración, diversificando la actividad en cuencas frontera de mayor riesgo e incrementando la exploración en los contratos vigentes y promoviendo con tecnologías sostenibles la explotación de las reservas probadas no desarrolladas; así como incentivar la exploración de áreas con prospectividad elevada de recursos de gas natural (GN). Se prevé también impulsar la mayor producción de derivados de hidrocarburos líquidos y la modernización de las refinerías.
Mayorga explicó que su gestión realiza esfuerzos para impulsar el sector planteando procedimientos y reglamentos más ágiles y acordes con las tecnologías y estándares ambientales actualmente usados en la industria petrolera a nivel mundial.
Indicó que entre esos esfuerzos, el MEM, con la colaboración del MINAM, ha elaborado el nuevo reglamento de protección ambiental de hidrocarburos, cuya palabra clave es la “predictibilidad en los trámites, requisitos y plazos para ejecutar un proyecto de hidrocarburos, y para ayudar a los inversionistas a tomar mejores decisiones, principalmente, en la etapa exploratoria”.
“Estos cambios contribuirán tanto a los proyectos en trámite de ejecución como aquellos que tenemos en cartera, destrabando aquellos proyectos que se encuentran detenidos por problemas con estudios o permisos ambientales”, reveló.
febrero 2, 2015 | Industria
(La Tercera) En diciembre del año pasado, días antes de que se conocieran los resultados de la última licitación de suministro eléctrico, llegó a Chile Isabelle Kocher, directora ejecutiva adjunta de GDF Suez. Su visita se enmarcaba en una gira de reconocimiento de las operaciones del grupo en Latinoamérica, dado que a mediados de este año reemplazará a Gérard Mestrallet, el actual presidente de GDF Suez.
En esa oportunidad, Kocher se reunió con el ministro de Energía, Máximo Pacheco. Quienes supieron de ese encuentro comentan que ahí, la alta ejecutiva le explicó al secretario de Estado que el grupo había tomado la decisión de apostar fuertemente por Chile y, es más, le indicó que el país se convertiría en la punta de lanza de los cambios que ella pretende introducir una vez que asuma la presidencia de la multinacional y que estaba pensando ampliar la presencia de la firma a los negocios de generación, transmisión e infraestructura gasífera.
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Días después de la visita de Isabe-lle Kocher, el grupo dio el primer zarpazo. El 12 de diciembre, GDF Suez se adjudicó un volumen de 5.040 GWh/año -por un plazo de 15 años- en la licitación de suministro eléctrico para empresas distribuidoras. Cuarenta días después, su filial local E-CL se anotó el segundo triunfo: que el gobierno apoyara su proyecto de construir una línea de transmisión para unir el Sistema Interconectado del Norte Grande (Sing) y el Sistema Interconectado Central (SIC).
Tras el anuncio, la empresa ha permanecido en silencio, mientras los analistas adelantan un positivo panorama. Un informe del departamento de estudios del Security fechado el 30 de enero ratificaba su decisión de sobreponderar los títulos de E-CL. El viernes, las acciones de la compañía cerraron en $ 989,39, un 11,8% más que hace 30 días, cuando alcanzaban los $ 897. En sólo un mes, estos papeles se convirtieron en la estrella de la Bolsa chilena.
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Atrás quedó Barrancones
La escena actual dista de lo que fue 2010 para la compañía. El 26 de agosto de ese año, a días de cumplir seis meses en La Moneda, Sebastián Piñera ponía la lápida a uno de los proyectos emblemáticos de GDF Suez: la termoeléctrica de Barrancones. Bastó una llamada del entonces presidente de la República al CEO de la multinacional en Europa para que todo se viniera abajo.
Barrancones no era un proyecto más para GDF Suez, era la apuesta que tenía para poner un pie en el Sistema Interconectado Central (SIC), ya que la central de 550 MW aproximadamente, que estaría emplazada en la localidad de Punta de Choros, permitiría a la compañía diversificar su presencia en el negocio eléctrico chileno.
Hasta ese minuto, GDF Suez tenía en desarrollo la central hidroeléctrica de pasada Laja, de 34,4 MW, y la Eólica Monte Redondo, de 48 MW, en el SIC. Todos sus otros proyectos estaban emplazados en el Sing y operados por E-CL.
E-CL se prepara
La caída de Barrancones fue un golpe duro que abrió muchas interrogantes en la firma. Habían estado durante 2009 y 2010 preparándose para enfrentar un escenario futuro de menor demanda en el Sing, dada la falta de nuevos proyectos en la minería. Este escenario había llevado a la compañía a reorganizarse para apostar a expandir sus tentáculos en el SIC. En 2009 partió con la fusión de Electroandina y Edelnor. En abril de 2010 nació E-CL (52,4% GDF Suez, 40% Codelco y 7,6% en Bolsa). Con los activos del norte consolidados bajo E-CL, estaban en condiciones de crecer.
Con la caída de Barrancones, lo primero que se gatilló fue la búsqueda de respuestas. La compañía después de tres años de intenso trabajo había logrado conseguir todos los permisos ambientales para Barrancones y no concebía que el propio presidente de la República los llamara para bajar el proyecto. Fuentes al tanto de las negociaciones comentan que eso generó un intenso trabajo para tratar de entender qué pasaba en Chile y por qué las alarmas no habían sonado antes en Europa.
Paralelamente, sin Barrancones, comenzó la búsqueda de una nueva alternativa para llegar al SIC. Fue en ese momento cuando el plan de construir una línea de transmisión que llevara la energía de norte a sur tomó fuerza, y más aún cuando en 2012 el proyecto energético Castilla, de Eike Batista, en la III Región, se cayó.
Ante ello, el grupo decidió seguir adelante con sus proyectos, a la espera de que se abriera una oportunidad para colocar su energía. Así se comenzó a trabajar en el proyecto Infraestructura Energética Mejillones (IEM), proyectado para 2018.
En 2013, GDF Suez tomó la decisión de reorganizar sus activos en Chile. ¿Cómo? E-CL pasó a convertirse en el vehículo inversor para el área de electricidad, aglutinando todas las centrales del grupo y el proyecto de la línea de transmisión entre Mejillones y Cardones, el cual adquirió a Suez Energy Andino.
El cambio también implicó la venta de su filial Distrinor a Solgas, para concentrar sus esfuerzos y capacidad financiera para seguir desarrollando su negocio eléctrico. En enero de 2014 pasaron de la intención a la acción con el inicio formal del proceso de construcción de la línea de interconexión.
El gran golpe
El golpe final vino en diciembre pasado, cuando se adjudicaron gran parte de los contratos de licitación de suministro eléctrico que abrió el gobierno.
Este paso permitirá a la filial de GDF Suez dar el puntapié inicial a una etapa intensa de crecimiento, ya que para poder cumplir con el suministro de energía comprometido tendrá que materializar inversiones cercanas a los US$ 1.700 millones, es decir, un monto similar a lo que hoy representa el valor de E-CL en la Bolsa de Santiago. Este monto incluye la línea de transmisión y los proyectos de generación Infraestructura Energética Mejillones (IEM), de 375 MW, iniciativa que incluye un puerto.
Axel Levêque, gerente general de E-CL, explicó en esa oportunidad la apuesta de la compañía. “Hoy, E-CL tiene ventas de energía por 9.000 GW/h y a partir del año 2018 comenzaremos a inyectar otros 5.040 GW/h al SIC. Para abastecer dicha energía utilizaremos un mix a base de carbón, gas natural y ERNC. En el futuro, nuestro portafolio de generación estará más enfocado en desarrollo de centrales a gas y energía renovable, sin descartar ninguna tecnología ni fuente energética”, sostuvo.
La última jugada
La segunda jugada fue la línea de transmisión. El jueves pasado, el gobierno anunció que definió que la línea de la Transmisora Eléctrica del Norte (TEN), filial de E-CL, era la mejor alternativa para interconectar los principales sistemas eléctricos del país: Sing y SIC.
Con este anuncio, la firma consolidó los resultados de la apuesta de 2013, logrando de paso hacer más rentable su proyecto. Alfredo Parra, analista de EuroAmérica, explica que el principal beneficiado con la línea será E-CL, pero que será un socio minoritario, ya que contará con el 15% de participación. “El principal beneficio proviene de que podrá viabilizar económicamente una nueva central. Una segunda derivada es que podrá “arbitrar” con el costo de la energía, generando sustitución de energía con costos productivos altos por costos productivos bajos, dependiendo de la estacionalidad del SIC”.
Además, el espaldarazo del gobierno dejó a la firma en excelente pie para encontrar un socio, proceso que lleva a cabo Santander y que debería estar listo este año. Este punto es clave, porque le permitirá bajar la inversión de US$ 721 millones a unos US$ 108 millones, según han informado a los inversores y accionistas.
“Creemos que facilita encontrar un socio dispuesto a tener un 50% de la línea de transmisión y, de acuerdo a nuestras estimaciones, al ser declarada troncal da un valor presente neto positivo a la iniciativa para E-CL”, señala Nicolás Schild, analista Equity Research de Santander GBM.
En el mercado comentan que GDF Suez hoy está viendo el sol, que el gobierno le devolvió la mano y le hizo un traje a la medida. Sin embargo, hay quienes señalan que el ministro Pacheco es pragmático y que quiere demostrar que pudo solucionar las trabas que afectan al sector. Además, al apoyar el proyecto de la franco-belga, le permitirá tenerlo listo en 2018, justo antes de que concluya el mandato de la Presidenta Bachelet.
Además, el gobierno asegura energía al Norte Chico y parte de la zona central, esto después de que cinco proyectos de centrales a carbón que se desarrollarían en esa zona fueran cancelados: Castilla, una central de CAP; la misma Barrancones, Punta Alcalde y Farellones.
Especulaciones más o especulaciones menos, E-CL logró en un año consolidar su cuarta posición en el mercado eléctrico chileno.
Estos movimientos permitirán también experimentar cambios en su desempeño financiero. Gastón Forte, de Banchile Inversiones, explica que hacia 2020 la dependencia de E-CL del Sing se reducirá en su Ebitda del 100% al día de hoy a un 60%. “Prevemos un crecimiento promedio anual en su Ebitda y utilidad neta de 17% y 32% para el período 2015-19”, agrega.
La gran interrogante es si el grupo será tan agresivo cuando el gobierno licite un nuevo bloque de energía. Los analistas observan que con la puesta en marcha de la interconexión, de manera indirecta las posibilidades de crecimiento de E-CL aumentan, ya que el costo de la electricidad en el norte del SIC tendería a bajar, aumentando la probabilidad de que se establezca alguna nueva ampliación o nuevo proyecto minero. “El principal foco de E-CL es establecer contratos de suministros de largo plazo, por lo que la aparición de nuevos proyectos mineros aumentaría las posibilidades de que establezca nuevos contratos”, agrega Alfredo Parra.
La compañía estará ahora marcada por una etapa de fuerte expansión, que le permitirá no sólo crecer de manera importante en resultados, sino que diversificar los riesgos, ya que pasaría a operar en ambos mercados (SIC y Sing) y tener un portafolio de clientes más equilibrados entre regulados y libres. “Un tema que creemos va a ser relevante en los próximos trimestres es el financiamiento del plan de expansión, lo que contempla múltiples opciones, como la emisión de bonos híbridos, venta de algunos activos non-core (líneas de transmisión) o incluso la posibilidad de un aumento de capital. Creemos que esta última opción sería más probable, sobre todo en el caso que E-CL lleve a cabo la adquisición de Eléctrica Monte Redondo, actualmente en manos de GDF Suez”, comenta Nicolás Schild.
Hasta ahora, la licitación de diciembre de 2014 y la línea de interconexión los tiene con la agenda completa.
A ello se debe sumar el próximo ascenso de Isabelle Kocher como CEO, lo cual podría traer cambios en la compañía, una nueva etapa, con un nuevo sello.
enero 13, 2015 | Industria
La presidenta Michelle Bachelet afirmó que la Agenda de Energía ha impulsado las inversiones en ERNC en Chile, destacando los cambios regulatorios para aumentar la competencia en el sector, lo que «entregará más seguridad y mejores precios para los hogares y las industrias».
La jefa de Estado encabezó la inauguración del parque eólico Punta Palmeras, de la empresa española Acciona, de 45 MW y que cuenta con 15 aerogeneradores de 3 MW cada uno.
Bachelet resaltó que con este parque la Región de Coquimbo lidera la presencia de centrales ERNC, pues tiene el 33% de estos proyectos en el territorio nacional, de los cuales 75% son de energía eólica.
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«Cuando asumimos el Gobierno había 28 centrales eléctricas en construcción, con 1.949 MW, en noviembre del 2014 subimos 45 centrales en construcción con 3.527 MW de capacidad instalada, de los cuales 39% corresponde a energía renovable», sostuvo Bachelet.
Por su lado, el presidente de Acciona, José Manuel Entrecanales, indicó que la empresa pondrá en operación 255 MW en el país durante los próximos años en plantas solares y eólicas para suministrar 600 GWh anuales, lo que supone una inversión de US$500 millones.
El parque Punta Palmeras contempla un proyecto de asociatividad con la comunidad de pescadores artesanales de la comuna de Canela, quienes recibirán el apoyo de Acciona para regularizar la caleta de pesca y desarrollar sus actividades.
[El 85% de la generación eléctrica de Coquimbo proviene de ERNC]
El parque fue realizado con tecnología Acciona Windpower, compuesta por 15 aerogeneradores AW 116/3000, asentados en torres de acero de 92 metros de altura.
