noviembre 16, 2015 | Industria
(Diario Financiero) Guacolda, el mayor complejo termoeléctrico del Sistema Interconectado Central (SIC), enfrenta una difícil situación ante la falta de contratos de suministro de largo plazo para su quinta unidad, pronta a entrar en operaciones.
A principios del segundo semestre, AES Gener, firma que controla el 50% de la propiedad de la termoeléctrica, sufrió un revés en el juicio arbitral que mantenía con la minera de capitales canadienses, Barrick.
En 2013, y ante los retrasos que tuvo el proyecto minero Pascua-Lama -hoy paralizado-, la minera inició conversaciones con AES Gener para que se les respetara el contrato de suministro eléctrico hasta 2016, ante la imposibilidad de utilizar la energía en sus instalaciones y a los mismo precios que se fijaron en el acuerdo original.
El desacuerdo entre las firmas surgió luego de que AES Gener estimara que la propuesta la perjudicaba, mientras que Barrick consideró que la generadora no tendría perjuicios económicos, pues vendería la energía en el mercado spot a un precio mucho mayor al que tenían pactado entre ellos.
Fuentes en la industria señalan que el arbitraje se habría resuelto de forma favorable para Barrick, dejando parte de la capacidad de generación de Guacolda sin contrato, y con la construcción de una quinta unidad en proceso, con lo que la capacidad total de la termoeléctrica llegaría a 760 MW.
El acuerdo entre Barrick y AES Gener contemplaba el suministro de unos 120 MW de energía, con un valor de unos US$ 70 millones. Además, Barrick también tenía acuerdos de suministro con el parque eólico Punta Colorada (36 MW) y un motor de respaldo en base a petróleo pesado de 18 MW.
Problemas en el norte del SIC
La entrada de generación en base a ERNC, principalmente plantas solares, en el norte del SIC, también ha puesto en un escenario complejo a Guacolda.
Con parte de su energía sin contrato -y proyectos mineros paralizados por la baja en el precio del cobre-, debe vender energía al mercado spot, en un escenario donde los costos marginales han caído 90% desde marzo de 2014, ubicándose hoy en torno a los US$ 20 por MWh, muy por debajo del costo de producción de una central carbonera eficiente.
Las restricciones de transmisión en la zona también han tenido un efecto negativo, debiendo la central operar en algunas horas del día a mínimo técnico.
La quinta unidad del complejo tiene un avance de 99,7% en su construcción y entrará en operaciones a fin de año. Si vende energía al spot, el diferencial de precios le será adverso, y si opta por no operar, la remuneración no compensaría la inversión, ya que el pago por potencia que recibiría del sistema alcanzaría a unos US$ 6 millones, frente a los US$ 235 millones que demandó su construcción.
La solución para esto sería obtener contratos de suministro de largo plazo en las licitaciones para clientes regulados, pero la eléctrica ya falló en su primer intento, por lo que estaría trabajando para ofertar en abril del próximo año.
Consultados AES Gener y Barrick, las firmas declinaron realizar comentarios para este artículo.
Congestión en el norte chico
Los próximos tres meses serán críticos para la zona norte del SIC, donde se espera que los costos marginales marquen cero en varias horas del día, ante la mayor generación de las centrales solares que inyectan energía en el norte de la Tercera Región. La situación ya ha sido advertida en el mercado y complicaría principalmente a los generadores convencionales, que usan combustibles de costos más altos.
Las soluciones a este problema demorarán al menos dos años en estar operativas. Por un lado, se espera que la interconexión entre SIC y SING entre en operaciones a fines de 2017 o principios de 2018, pero para descongestionar la zona y lograr evacuar toda la energía que se produce ahí, será necesario que el refuerzo del tendido Polpacio-Cardones también esté disponible, pero aún no termina su tramitación ambiental.
[AES Gener reporta utilidades de US$192 millones a septiembre de 2015]
noviembre 13, 2015 | Industria
Cuatro sesiones realizó la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados durante esta semana, tres adicionales a la jornada normal del día miércoles, con el objeto de avanzar en el despacho del proyecto del Ejecutivo que establece un nuevo sistema integrado de transmisión de energía eléctrica y crea un organismo coordinador independiente del sistema eléctrico nacional.
En la nota publicada en el portal de la Cámara se consigna que pese a lo anterior, según lo informado, el estado de aprobación del articulado es de aproximadamente un 15%, dada la complejidad de la temática y el alto número de normas e indicaciones involucradas.
El presidente de la Comisión, diputado Luis Lemus, informó que se harán de un espacio durante el próximo martes 17, en el marco del tratamiento de la Ley de Presupuesto 2016, para continuar avanzando en la votación y adelantó que seguirán con dicha tarea el próximo jueves.
El legislador destacó que, en la última sesión, se discutió un tema trascendental del proyecto: los polos de desarrollo energético. «Nosotros, como Nueva Mayoría, hemos apoyado la instancia de estos polos energéticos, entendiendo que estos van dirigidos a las energías renovables y hemos colocado un porcentaje considerable para que, dentro de las energías renovables, se piense en las energías renovables no convencionales (ERNC)», resaltó.
La citada indicación especifica que «se entenderá por polos de desarrollo aquellas zonas geográficas territorialmente identificables en el país, donde existen recursos o condiciones de alto potencial para la producción de energía eléctrica proveniente de energías renovables y al menos, en un 70%, de energías renovables no convencionales, cuyo aprovechamiento, utilizando un único sistema de transmisión, resulta de interés público, es eficiente económicamente y es coherente con la conservación del patrimonio ambiental y la preservación de la naturaleza».
Asimismo, la norma detalla que «la determinación por parte del Ministerio de dichos polos de desarrollo será sometida a evaluación ambiental estratégica, conforme a lo establecido en el párrafo 1° bis del título II de la Ley 19.300 sobre bases generales del medio ambiente».
Durante la votación, el Ejecutivo objetó la indicación y sostuvo que era inadmisible, postura que fue compartida por la oposición. Sin embargo, puesta en votación, los diputados de la Nueva Mayoría dieron los votos suficientes para respaldar tanto la admisibilidad como su fondo. En tanto, la UDI anunció que hará reserva de constitucional sobre el punto.
El diputado Lemus comunicó que también se logró avanzar en el tema de la planificación que recae en el Ministerio de Energía. Dijo que, en este plano, se prevé la constitución de un plan de largo plazo, de 30 años, revisable cada cinco, y de una planificación anual, con un horizonte de 20 años, que tiene que ver con las líneas que constituyen el sistema de transmisión eléctrica.
Finalmente, adelantó que la próxima discusión se centrará en las normas relativas a las franjas de las líneas de transmisión.
noviembre 12, 2015 | Sustentabilidad
Annie Dufey, secretaria ejecutiva del Comité Consultivo 2050, señaló que la consulta pública sobre el reglamento de la hoja de ruta terminará el 4 de diciembre, para ser entregado a fines de año a la Presidenta Michelle Bachelet.
Dufey participó en la apertura del coloquio «Hoja de Ruta de Energía 2050: Opciones de corto y mediano plazo para las políticas energéticas del futuro», organizado por la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera), donde se analizan los impactos de esta iniciativa en la generación, transmisión, medio ambiente y en la relación con las comunidades.
El director ejecutivo de Acera, Carlos Finat, dijo que se deben tomar medidas inmediatas para reducir los impactos del cambio climático, con una transición energética basada en el mercado para llegar al 100% de energías renovables en 2050.
[Foro Enersol: Chile podría convertirse en la capital mundial de la energía solar]
Generación
El primer panel de discusión giró en torno a los impacto de la hoja de ruta en la generación eléctrica, donde participaron el director de Serc Chile, Rodrigo Palma; Andrés Salgado, director técnico ejecutivo del CDEC SIC; Álvaro Merino, gerente de Estudios de Sonami; Ian Nakashima, gerente de Desarrollo de Negocios de First Solar, y Jorge Moreno, director de la consultora Inodú.
Salgado dijo que la hoja de ruta abre el diálogo para llegar a las comunidades, mientras que Merino sostuvo que uno de los desafíos para el sector minero que se plantean en la política energética de corto y mediano plazo es avanzar en la información de la eficiencia energética.
[Gobierno busca financiar a empresas con planes de eficiencia energética]
Respecto a la innovación tecnológica dentro del sector eléctrico a futuro, Nakashima afirmó que esto se puede desarrollar en el mercado nacional, por lo que se necesita invertir en investigación, donde ve un potencial «que aún no ha sido explotado».
noviembre 12, 2015 | Industria
(El Mercurio) «No entendemos por qué las autoridades chilenas están usando un criterio contrario a las reglas internacionales», dijo Rafael Villaseca, consejero delegado de Gas Natural Fenosa -controladores desde el año pasado del grupo CGE- en la conversación con inversionistas del 8 de noviembre.
Lo anterior, en referencia a la regulación de la industria del gas natural que impulsa el Gobierno, que se traduciría en un eventual cambio en los balances de Metrogas, una de las principales empresas del grupo. «De acuerdo con la norma IFRS, el criterio que hemos aplicado históricamente es el criterio correcto de acuerdo con las reglas de contabilidad financiera internacional», dijo el ejecutivo.
Sin embargo, comentó que el negocio de distribución de gas es un activo muy importante para el grupo en Chile y hasta ahora las normas son claras para este segmento, que en el país no está regulado. «Pese a que el Gobierno está contemplando un cambio en esta materia, no creemos que se implementen modificaciones importantes», advirtió.
Destacó, por otro lado, el impulso que le está dando el Gobierno al negocio del gas, fundamentalmente a las medidas que está tomando para gasificar la matriz, que actualmente «tiene un porcentaje muy bajo» en el país, según dijo.
Respecto del negocio de la distribución y transmisión eléctrica, comentó que cada cuatro años se revisa la regulación, pero que la clave está en aumentar la eficiencia de la actividad, donde tienen experiencia por su presencia en España. Villaseca comentó que espera un crecimiento de la demanda por transmisión eléctrica en los próximos años debido a la necesidad de ampliar las redes y de crecer en energías renovables.
El consejero delegado de Gas Natural Fenosa recalcó que Chile presenta importantes oportunidades en el área del gas y de la electricidad. «Esperamos un crecimiento de número de clientes de entre 2% y 3% al año, tanto en gas como en electricidad».
Agregó que también había opciones para invertir en generación eléctrica. Tal como aclaró el ejecutivo en mayo, la empresa invertirá a través de Global Power Generation (GPG), sociedad que integra junto al fondo Kuwait Investment Authority, que ostenta el 25%.
Defensa a CGE
A septiembre, Gas Natural Fenosa informó un Ebitda -ganancias antes de intereses, impuestos, depreciaciones y amortizaciones- de US$ 3.998 millones, y Chile aportó el 12% de esa suma. El grupo CGE registró a septiembre un Ebitda 4,1% inferior al de igual período de 2014.
Ante esto, medios españoles cuestionaron la compra de la firma chilena por parte de Gas Natural Fenosa, e incluso advirtieron que era un problema. Esto lo agudizaban las incertidumbres regulatorias existentes en el país, aseveraron.
Pero Villaseca salió a defender el negocio y declaró «estar convencido» de que las potencialidades que en su momento vieron en la firma se van a dar.
noviembre 12, 2015 | Industria
(El Mercurio) Una serie de acciones prevé tomar la corporación Puelo Patagonia, también conocida como «Puelo Sin Torres», por la decisión del Comité de Ministros de dar luz verde al proyecto hidroeléctrico Mediterráneo, de 210 MW y ubicado en el sector del Puelo, específicamente en las cercanías de los ríos Torrentoso y Manso, en la comuna de Cochamó, X Región.
Rodrigo Condeza, presidente de la corporación, señala que apenas sean notificados acudirán al Tribunal Ambiental de Valdivia. Lo anterior, para alegar principalmente por la decisión del Comité de Ministros de acoger solo parcialmente las 27 reclamaciones presentadas, manteniendo la calificación ambiental favorable. «Como son decisiones políticas, dieron la luz verde al proyecto sin ver el fondo del asunto», acusa.
Mediterráneo considera una inversión por US$ 400 millones y está ligada a los ex colaboradores de Sebastián Piñera, José Cox e Ignacio Guerrero, y a otros empresarios como Roberto Hagemann y el hermano de Cecilia Bolocco.
Evaluación deficiente
Para Condeza, este es un proyecto que está mal evaluado por la autoridad. «Tiene un montón de falencias y factores mal evaluados», dice, y pone como ejemplo el estudio de la línea de transmisión de 63 kilómetros que considera el proyecto. Parte de ese tendido pasa por el lago Tagua Tagua y, por su pendiente de 70 grados, se podrían generar aludes, según los estudios de la corporación. Por eso y por otras razones, prevén presentar una serie de invalidaciones ante la justicia. Agrega que la iniciativa contó con nula participación temprana con la comunidad, y que no se proyectan grandes beneficios.
