febrero 1, 2016 | Industria
(Pulso) Un giro hacia la hidroelectricidad es el que planea dar la principal generadora eléctrica del Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), E-CL, filial de Engie, ex GDF Suez.
La cuarta eléctrica más grande del país informó la creación de una nueva área de negocios para el desarrollo de proyectos hidroeléctricos de menor envergadura. De concretarse alguna iniciativa, sería la primera inclusión de E-CL en este tipo de energía, ya que la totalidad de sus proyectos se relacionan con energía térmica y, en menor nivel, con energía renovable no convencional.
“Nuestros esfuerzos están enfocados en buscar oportunidades en el Sistema Interconectado Central (SIC), tanto greenfield como plantas de gas y pequeñas hidroeléctricas, además de centrales eólicas y solares y M&A (fusiones y adquisiciones) que veamos en el SIC. (Miramos) especialmente centrales locales que busquen compradores”, dijo el gerente de finanzas de la eléctrica, Carlos Freitas.
E-CL tiene el 50% del mercado eléctrico en el norte grande y su primera incursión en el SIC se concretó con la adjudicación de un volumen de 5.040 GWh/año por un plazo de 15 años en la licitación de suministro eléctrico para empresas distribuidoras.
Sin embargo, hasta la fecha no tiene ningún proyecto en la zona central. La energía adjudicada será suministrada con el proyecto de generación Infraestructura Energética Mejillones (IEM) de 375 MW brutos, ubicada en la región de Antofagasta, y transmitida por medio de la línea de interconexión que la misma firma, a través de su filial Transmisora Eléctrica del Norte (TEN), está desarrollando.
Actualmente E-CL tiene un agresivo plan de negocios que incluye IEM, la línea de interconexión y el proyecto solar Pampa Camarones. Además, evalúa la concreción del proyecto solar de 34 MW El Águila II y la central eólica Calama, de 309 MW.
En el mercado hay preocupación acerca de que una incursión en el SIC por medio de plantas gasíferas y centrales hidroeléctricas presione el apalancamiento de la eléctrica, considerando que la deuda neta cerró en US$613 millones al término de 2015.
En la empresa aseguran que “tratarán lo más posible” de evitar un aumento de capital. Antes de esta opción se analiza la venta de activos no estratégicos -como parte de sus activos de transmisión- u optar por bonos híbridos. Para el 2016, la empresa proyecta un Capex de US$ 482 millones.
febrero 1, 2016 | Industria
(Diario Financiero) La semana pasada, la Comisión Europea (CE), autorizó la operación de venta del 50% de las acciones de Transmisora Eléctrica del Norte (TEN) -filial de E-CL- a la española Red Eléctrica, dando luz verde a la asociación que permitirá llevar adelante el proyectos de unión entre los principales sistemas eléctricos del Chile: SIC y SING.
En paralelo, las firmas ya trabajan en los detalles de los recursos necesarios para el proyecto, que demandará inversiones por unos US$ 776 millones. Según una presentación de E-CL, el modelo de financiamiento que está preparando la compañía implica el aporte de sólo el 10% del capital total para cada uno de los socios, mientras que el resto se obtendrá a través del mecanismo denominado Proyect Finance, tema en el que están siendo asesorados por Banco Santander.
Así, tanto E-CL como Red Eléctrica aportarán unos S$ 78 millones cada uno, mientras que el resto de los recursos vendrán de deuda no recurrente que se tomará con diversas entidades financieras.
A mediados de diciembre, la española pagó US$ 217,6 millones por la mitad de las acciones de TEN.
Pese a que las autorizaciones estaban en proceso, el proyecto ya muestra varios avances. A la fecha, TEN ha desembolsado unos US$ 160 millones y ya comenzó las obras físicas del proyecto y están en proceso de montaje las primeras torres. Las obras están a cargo de Alstom, en el caso de las subestaciones, y del área de construcción de Sigdo Koppers, para la línea.
“En cuanto al proyecto TEN, las obras continúan en construcción, encontrándose actualmente en la fase de trabajos físicos en terreno. Finalizaron las actividades de nivelación para la subestación TEN-GIS y la subestación Cumbres. La nivelación para la subestación Changos lleva 90% de avance. Se encuentran en terreno las primeras torres de suspensión, ahora en etapa de montaje”, señaló E-CL en sus resultados a diciembre.
Para el tendido, que tendrá 600 kilómetros -conectando Mejillones y Copiapó- y una capacidad de transporte de energía de 1.500 MW, ya se solicitaron las concesiones eléctricas, las que están en proceso de aprobación.
“El proyecto cuenta con estudio de impacto ambiental y declaraciones de impacto ambiental posteriores aprobadas, aproximadamente 88% de las servidumbres ya se encuentran acordadas con los propietarios de los terrenos, con un 10% adicional de derechos temporales de ocupación”, dijo la eléctrica.
Según estimaciones de E-CL, los retornos que obtendría la sociedad por la operación de la línea de transmisión alcanzarán a unos US$ 75,2 millones al año.
Revés arbitral
A fines del año pasado, la Corte Suprema rechazó un recurso de queja presentado por E-CL en contra de una sentencia del tribunal de alzada de Santiago, que había determinado que la eléctrica debía emitir notas de crédito por unos US$ 16,1 millones a favor de la minera estatal Codelco, por una disputa arbitral respecto del cumplimiento de contratos de suministro. La demanda inicial de Codelco era por US$ 42,8 millones más reajustes e intereses.
Según señaló E-CL, la sentencia emitida por el máximo tribunal tuvo efectos en sus resultados financieros, produciendo una disminución de US$ 11,1 millones en su resultado operacional del año pasado. Con anterioridad, E-CL había realizado provisiones por US$ 5 millones por este tema.
enero 29, 2016 | Industria
En una visita inspectiva, el ministro de Bienes Nacionales, Víctor Osorio, constató el avance de los trabajos de la primera etapa de la planta Conejo Solar, desarrollada por Pattern Energy Group LP, que una vez concluida inyectará 122 MW al Sistema Interconectado Central (SIC), lo que equivale al consumo de cerca de 200.000 hogares, y que la convertirá en uno de los proyectos solares más grandes de Latinoamérica.
“Al comprobar el estado de avance de las obras, sentimos una profunda satisfacción de haber contribuido al disponer territorio fiscal para el emplazamiento de este proyecto, a través de una Concesión de Uso Oneroso, que permitirá además ingresar anualmente al fisco por concepto de renta concesional unos 126 millones de pesos, equivalente a unos 180 mil dólares”, indicó el secretario de Estado.
Osorio explicó que el ministerio ha autorizado un total de 207 concesiones de propiedades fiscales para el desarrollo de proyectos de Energías Renovables No Convencionales (ERNC) en las regiones de Arica y Parinacota, Tarapacá, Antofagasta, Atacama y Maule.
“Con ese fin hemos destinado más de 50 mil hectáreas de terrenos de propiedad fiscal, para proyectos que en su conjunto alcanzarán la generación proyectada de 8.435 MW de potencia al año, proyectos cuyo total de inversiones comprometidas ascienden a más de 16 mil 870 millones de dólares”, precisó el Secretario de Estado, quien en su recorrido estuvo acompañado por el Alcalde de Taltal, Sergio Orellana, y ejecutivos del proyecto.
Gonzalo Moyano, director de Desarrollo de Pattern Chile Development, consideró esencial el respaldo concedido por Bienes Nacionales al proyecto Conejo Solar, que espera se profundice hacia el futuro con nuevos proyectos.
Moyano señaló que Conejo Solar se basa en una tecnología solar fotovoltaica con un eje de seguimiento, con una línea de transmisión de unos 15 kilómetros hasta el SIC. “Es importante destacar que el proyecto se ha desarrollado con gran cuidado de los aspectos ambientales y arqueológicos de la zona, desde la instalación de las primeras estaciones de monitoreo”, explicó el directivo.
Explicó que, una vez que Conejo Solar esté en funcionamiento, la energía producida será inyectada al Sistema Interconectado Central (SIC) mediante una subestación elevadora de 23/220kV y una línea de transmisión de 16 km conectará a la central con el nodo Paposo–Diego de Almagro.
El proyecto está constituido por un parque fotovoltaico, una subestación elevadora, línea de transmisión eléctrica, subestación para la conexión al SIC y caminos de acceso.
[Construcción y montaje: Ferretería eléctrica en centrales generadoras]
enero 29, 2016 | Industria
(La Tercera) Tres son las causales por las que se puede interrumpir el suministro eléctrico en un hogar, y por las que de acuerdo a la legislación actual, se debería compensar a los clientes. La primera se relaciona con problemas en la distribuidora que entrega el servicio; la segunda, con cortes generalizados a nivel de transmisión o generación; y la tercera, con motivos de fuerza mayor como terremotos, tsunamis e incendios.
Estos eventos ocurren con relativa frecuencia en el país, y ejemplos hay muchos. Sin ir más lejos, las lluvias del invierno pasado dejaron varias comunas de la Región Metropolitana sin suministro eléctrico, y el terremoto de septiembre en la región de Coquimbo provocó un efecto similar.
Al respecto, la legislación establece que, sea cuál sea el motivo de la suspensión del suministro, las firmas eléctricas deben compensar de forma automática si el motivo de ésta no ha sido autorizada.
De acuerdo a información proporcionada por la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC), entre 2014 y 2015 las empresas distribuidoras de electricidad pagaron un total de $ 5.000 millones por este concepto.
“Los montos indicados señalan que efectivamente, las empresas han estado cumpliendo con la normativa vigente, situación que muchas veces no aparece como muy visible, porque los montos son bajos en algunos casos, o porque no están muy destacados dentro de la boleta, pero se están pagando”, destaca Luis Ávila, titular de la SEC.
El organismo regulador estimó además que, en promedio, y durante el transcurso del 2015, cada cliente recibió $ 1.229 por este concepto. La cifra es mayor a los $ 977 que las firmas pagaron promedio por cliente durante 2014.
Pagos por región
El panorama por regiones indica que la Región Metropolitana es la que recibió mayores compensaciones durante 2015, alcanzando pagos por $ 560 millones. Sumado al monto de compensación de 2014, la región totalizaría un monto cercano a los $ 1.154 millones.
En segundo lugar aparece la Región de Los Lagos, con compensaciones pagadas por $ 289 millones durante el año pasado ($ 495 millones en el periodo 2014-2015), y la del Biobío, con pagos a clientes por $ 167 millones ($ 334 millones en los últimos dos años).
“La normativa es clara y señala que cuando se interrumpe el servicio eléctrico, en forma no programada, la empresa debe compensar a sus clientes con el doble del valor de la energía no suministrada, situación que como SEC fiscalizamos permanentemente”, sostuvo el superintendente Ávila.
La fórmula de pago es automática en estos casos, y no requiere una intervención de la SEC al respecto.
De esta forma, cuando se produce uno de estos eventos, se debería ver reflejado en las boletas de electricidad de cada cliente.
Además, y de acuerdo al organismo fiscalizador del sector, en marzo de cada año las distribuidoras deben entregar a sus clientes un balance que contenga todas las interrupciones efectuadas en la temporada anterior, y las compensaciones calculadas y pagadas.
[Equidad Tarifaria: ¿Se debe compensar a comunas con centrales a carbón?]
enero 28, 2016 | Industria
La importancia de la ferretería eléctrica en el segmento de la generación pasa por las tecnologías de las herramientas a la hora de construir las centrales, especialmente en el área metal mecánica y en el montaje y construcción civil de las instalaciones, sean convencionales o de energía renovable, donde se destacan elementos de interrupción y las estructuras que soportan la conexión a líneas de transmisión como abrazaderas y aisladores de suspensión.
Martín García, profesor de la Universidad Técnica Federico Santa María, señala a Revista ELECTRICIDAD que las principales herramientas que se utilizan en ferretería eléctrica se agrupan en “elementos de protección personal (guantes dieléctricos, fundas, mantas, ropa dieléctrica); equipamiento de trabajo en líneas (pértiga, elementos de escalada, probadores de tensión), y en herramientas manuales (llaves, trinquetes, destornilladores)”.
De acuerdo a las estadísticas de comercio exterior del Banco Central, China es el principal país desde donde se importan materiales de ferretería eléctrica para el montaje de plantas generadoras.
Andrés González, académico de la carrera de Electricidad y Automatización Industrial de Duoc UC Valparaíso, señala que el uso de materiales para la construcción de centrales está regulado por la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicios Eléctricos de 2013, en que se establecen estándares mínimos, como el diseño, fabricación, ensayos e instalación, las cuales se realizará de acuerdo a las normas nacionales e internacionales.
“Cuando dichas normas nacionales específicas no existan, se aplicarán normas internacionales emitidas por organismos tales como: la International Electrotechnical Comission (IEC); la Conférence Consultatif International des Télegraf e Télecommunications (CCITT); la International Organization for Standardization (ISO); las normas DIN/VDE; la American Society of Testing Materials / American National Standards Institute (ASTM/ANSI); y el Institute of Electrical and Electronics Engineers (IEEE)”, explica el académico.
Construcción
Víctor Ballivián, presidente de la Corporación de Normalización Electrotécnica (Cornelec) aclara que la ferretería destinada a la construcción de plantas generadoras también se concentra en el área metal mecánica, como el montaje de estructuras y construcción civil. “En el caso de los conectores para la transmisión hay más elementos de ferretería, porque hay un fenómeno eléctrico a tomar en cuenta al diseñar una estructura, con un fuerte componente metálico”, sostiene.
“Si hablamos de las centrales térmicas, en que se debe construir el edificio donde va la central, indudablemente tiene que seguir todos los estándares que tienen las construcciones metal mecánicas, como ver si está a nivel de la costa o en altura, así como el cumplimiento de la calidad de los materiales”, detalla el especialista.
Mario Betancourt plantea que en el sector hidroeléctrico “la ferretería ocupará su lugar, como por ejemplo en especificaciones técnicas para el suministro y montaje de compuertas y rejas; suministro y montaje de turbo grupos, y para el suministro y montaje de tuberías de presión”, agrega Betancourt.
Mauricio Vallejos, investigador e ingeniero de proyectos del Centro de desarrollo energético de la Universidad de Antofagasta, indica que otro aspecto relevante en la construcción de centrales generadoras se ubica en las subestaciones, “que deben tener elementos de interrupción, estructuras que soportan las uniones de las líneas de transmisión, como abrazaderas, aisladores de suspensión, y ahí la ferretería es bastante importante”.
Según el académico, “cuando se hace la conexión de los terminales de la máquina para la transmisión y otros elementos de la central, como motores y ventiladores en centrales convencionales, también hay elementos de ferretería eléctrica”.
Tecnología
En este sentido Andrés González detalla que, “gracias al desarrollo de la tecnología de los materiales, los proyectos de generación de potencia han crecido por el uso de herramientas asociadas a la construcción, reparación y mantención de estas centrales”.
“Esta relación significa que las nuevas tecnologías logran −de forma más eficiente− trabajos que en el pasado resultaban más largos o de mayor complejidad”, concluye el académico del Duoc UC.
[Ferretería eléctrica: Los cambios que atraviesan los materiales para la Media y Alta Tensión]
