agosto 10, 2017 | Formación, Industria
Con la exposición sobre “Los avances y desafíos de la nueva regulación eléctrica y la participación de los clientes libres” el secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía, Andrés Romero, se tiene previsto iniciar el seminario “La nueva normativa de la industria eléctrica y su impacto esperado en los clientes libres”, que organiza la Asociación de Consumidores de Energía No Regulados (Acenor A.G.), en el marco del 14° Encuentro Anual de Clientes Libres del SIC y SING.
El evento se realizará en el Hotel Plaza San Francisco de Santiago el miércoles 6 de septiembre, donde también expondrán los ex presidentes del directorio del anterior CDEC-SING, Pablo Benario, con el tema “La aplicación de la nueva Ley de Transmisión desde la perspectiva de un cliente libre”, y del anterior CDEC-SIC (actualmente el Coordinador Eléctrico Nacional), Juan Cembrano, con el tema “Los Servicios Complementarios y el efecto esperado en los clientes libres”.
Además estará Hugh Rudnick con la “Expansión nacional y regional y sus posibles efectos en los clientes libres”, mientras que Sergio Illanes, director de Suministro Eléctrico Distrital de Codelco Norte y director de Acenor, realizará la exposición “La norma Técnica para Clientes Libres ¿Hacia Dónde Vamos?, y el académico de la Universidad de Concepción, Claudio Roa, analizará el tema “La aplicación de la potencia de suficiencia y sus impactos esperados en los clientes libres”.
Finalmente tanto el presidente de Acenor, Elías Valenzuela, como su director ejecutivo, Rubén Sánchez mostrarán dos temas que están propiciando como Asociación, como son “Los ejercicios de agregación de demanda por parte de los clientes libres” y “La gestión de demanda como un nuevo Servicio Complementario”, respectivamente.
Finalmente el encuentro contempla un Panel de Discusión por parte de todos los expositores, quienes tratarán como la regulación afectará el ámbito y rol de los clientes libres en cuanto a costos y precios del suministro eléctrico, y la calidad y seguridad del mismo.
Para más detalles, como programa e inscripciones ver www.acenor.cl
[Los desafíos de la nueva regulación será el tema central del encuentro de clientes libres]
julio 27, 2017 | Industria
(Transelec) El ministro de Energía, Andrés Rebolledo, realizó una visita a la Subestación Entre Ríos que construye Transelec en la zona de Pemuco, Región del Biobío, para conocer el progreso de las obras, que a la fecha presentan más de un 70% de avance.
Entre Ríos, que forma parte de las Obras Nuevas contempladas en el Plan de Expansión del Ministerio de Energía, creará un verdadero polo energético en la zona junto a la actual Subestación Charrúa también de Transelec, ubicada en Cabrero, y que es la más grande del país.
Durante la actividad, el ministro se mostró muy satisfecho con el adelanto de este proyecto que es fundamental para el sistema y el transporte de la creciente energía proveniente tanto de fuentes renovables como tradicionales desde la Región del Biobío hacia el norte y sur del Chile.
Según el ministro de Energía, Andrés Rebolledo, “durante los últimos tres años se han invertido en el sector de energía US$16.000 millones y en ese contexto, la transmisión eléctrica ha sido muy protagónica desde el punto de vista del dinamismo. Hemos cambiado la matriz de generación, pero también hemos reforzado, a lo largo del país, la transmisión eléctrica. En ese contexto, esta obra viene a reforzar una región que es fundamental para el sistema eléctrico nacional (…) Esperamos a fin de año poder inaugurar esta subestación Entre Ríos”.
En tanto, Andrés Kuhlmann, gerente general de Transelec, expresó que “Entre Ríos es un proyecto muy importante para Chile, ya que permitirá robustecer y perfeccionar el sistema de transmisión actual”. Este proyecto nace “porque la Subestación Charrúa –que hoy es la más grande de Chile- ya no tiene espacio de crecimiento en el lugar y hubo que ampliarla con esta subestación de última tecnología”. Esto permite que se pueda instalar en “lugares con la mitad del espacio que se requiere normalmente, lo que interviene muchísimo menos el medio ambiente”, afirmó
Las obras, que implican una inversión aproximada de US$ 82 millones, consisten en la construcción de una nueva subestación 500/220kV y el seccionamiento de las líneas 2x500kV Charrúa-Ancoa y nueva línea 2x220kV Nueva Charrúa-Charrúa. El proyecto debiera entregarse en diciembre de 2018.
Transelec es la principal empresa de transmisión eléctrica del país, responsable de la energía que llega al 98% de la población entre Arica y Puerto Montt. Opera casi 10.000 kms. de líneas y 57 subestaciones, con una dotación de más de 500 colaboradores. Trabaja para entregar un servicio confiable a las empresas que, a su vez, distribuyen energía a hogares y empresas del país.
abril 11, 2017 | Industria
(El Mercurio) Las restricciones de transmisión eléctrica en el país propiciaron el desarrollo de generadoras solares en las regiones centrales de Chile, que pese a contar con una menor radiación que en el norte, tienen a su favor la cercanía con las áreas de consumo.
Desde 2014 a la fecha recibieron aprobación ambiental proyectos solares por unos US$ 1.300 millones en las regiones Quinta, Sexta y Metropolitana. En esta última, ya están operativas iniciativas con una potencia de 109,7 MW. El proyecto más relevante se emplaza en Colina.
Actualmente en las regiones Quinta y Metropolitana existen seis iniciativas en ejecución que agregarán 159 MW de potencia
“El desarrollador sabe perfectamente que la producción óptima está en el norte, pero también conoce que, con la problemática que hay en los sistemas de transmisión y la baja demanda minera, no tendrá la misma renta que si viene cerca del consumo”, sostiene el director de Electroconsultores, Francisco Aguirre.
Comenta que la saturación de la transmisión impide evacuar la energía a las centrales solares ubicadas en el norte, lo que les impide alcanzar contratos. Pero, señala que en la zona central, pese a existir menor radiación, es posible llegar a acuerdos con la industria, comercio o agricultura sin la incertidumbre de los “cuellos de botella” en las líneas de transmisión.
El director de la consultora Valgesta, Ramón Galaz, sostiene que desarrollar proyectos solares requiere analizar, además de la disponibilidad del recurso, condiciones como el precio de la energía de largo plazo y las posibles restricciones en transmisión. “El mayor desarrollo de este tipo de proyectos cerca de la Región Metropolitana se relaciona con estos aspectos, dado que las restricciones en transmisión tienen un menor impacto que en el caso de proyectos localizados más al norte”, dice.
El director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera), Carlos Finat, opina que si bien la transmisión es un aspecto relevante, no es la única razón para localizar plantas cerca de la Región Metropolitana. “La ubicación de centrales en diferentes regiones es una forma de diversificación y de reducción de otros riesgos para las empresas generadoras”, opina.
Comenta que si bien las obras de transmisión en ejecución -como lo son la interconexión de los sistemas y la línea Cardones-Polpaico- mejorarán la posición de los productores solares del norte, advierte que de no mediar planificación podría volverse al escenario actual.
“En un plazo de cinco o seis años, de no efectuarse nuevas inversiones en transmisión, podríamos volver a una situación de recortes de generación importantes”, señala.
Y agrega que la manera de evitarlos parte con que en las revisiones anuales de la expansión troncal, se identifiquen y construyan las obras de transmisión que reduzcan ese riesgo.
abril 3, 2017 | Industria
(La Tercera) En AES Gener dan casi por hecho que no habrá más obstáculos para finalizar la construcción del complejo Alto Maipo. El pasado 17 de marzo la firma de capitales estadounidenses cerró la restructuración financiera en el país, proceso que demandó siete meses, encareció la iniciativa US$500 millones y terminó con la salida del grupo Luksic de la propiedad.
La negociación «tomó tiempo» por la cantidad de involucrados en las tratativas, dos dueños y ocho bancos, reconoce el gerente general de AES Gener, Javier Giorgio, quien asegura que todos quedaron satisfechos. «Es un hito bastante relevantes, que nos pone muy contentos, ratifica el compromiso de la compañía en el país y habla de lo que es Gener: un jugador confiable en el mercado eléctrico que está en Chile para quedarse. Eso nos da mucha tranquilidad», dice.
La reestructuración consideró los recursos necesarios para terminar la construcción del proyecto en la zona del Cajón del Maipo, que lleva un avance de 50% y el año pasado anotó un sobrecosto que finalmente se pactó en hasta 22%, por los socios, cifra que contempla gastos para eventuaes contingencias y eleva su inversión total a US$2.500 millones.
«Los análisis de AES Gener garantizan que el costo del proyecto será de US$2.500 millones y con eso podemos asegurar una alta probabilidad de terminar la construcción de Alto Maipo», recalcal. Más aún: anuncia que las centrales Alfaltal II y Las Lajas comenzarán a operar en mayo o junio de 2019.
La salida de los Luksic
La decisión de Antofagasta Minerals de salirse del proyecto, al confirmarse un mayor gasto de construcción, es un tema que no evita. «Respetamos que Antofagasta Minerals decidiera salirse, aunque tampoco salieron completamente de Alto Maipo, porque tienen el contrato, que tenía una opción de salida, fue ratificado y ahora es un contrato sólido en el proyecto por largo plazo», comenta.
Relata que cuando el grupo Luksic entró a la propiedad de Alto Maipo, en 2013, el mercado era distinto, sin abundancia de proyectos de generación y los que había eran limitados y con alta judicialización. «Era un momento distinto. Dado el nuevo escenario y las dificultades que enfrentaba el proyecto, era entendible que hayan evaluado quedarse sólo como clientes», acota.
Respecto del rechazo de algunos sectores al proyecto y que se centró en la figura de Andrónico Luksic, Giorgio es cauto: «No creo que la carga negativa de Alto Maipo sea atribuible a un solo sponsor. Es un proyecto tan importante que, independiente del ueño, Alto Maipo siempre tendrá voces a favor y en contra, incluso si el Estado fuera su dueño».
Buscar un nuevo contrato
Alti Maipo tiene aún temas pendientes y uno de ellos es conseguir un nuevo contrato de suministro eléctrico.Hasta ahora, Antofagasta Minerals utilizará 780 GWha año de lo que generará la hidroeléctrica, lo que equivale al 40% de la producción media de todo el complejo. «La rentabilidad de Alto Maipo, con la nueva reestructuración y el contrato con Antofagasta Minerals es buena y es aceptable para nosotros», aclara el ejecutivo.
Pero también es «deseable» tener un compromiso adicional: «Necesitamos otro contrato, no tan grande como el actual. Podríamos ponr más energía contratada, por ejemplo, unos 300 a 400 GWh al año adicional, pero no más que eso».
Y aunque la firma admitió antes que el proyecto no era tan atractivo en el nuevo escenario de precios, aclara que no tienen opciones.
En la última licitación pública de suministro-necesaria para cubrir los contratos de las distribuidoras eléctricas que entregan energía a lo hogares y pequeñas empresas- AES Gener ofertó la energía de Alto Maipo a US$71,4 por MW, lejos de los US$47,5 que promedió la subasta.
«Vamos a seguir participando de las licitaciones, pero lo haremos responsablemente. No vamos a poner un precio que no podamos cumplir y que no podamos honrar durante los próximos 20 años «, afirma.
De ahí que para reducir el valor de la energía que producirá Alto Maipo, explica que el posicionamiento de Gener, al tener un activo con tecnología convencional bien diversificado, les permitirá absorber la intermitencia de las energías renovables, que porán combinar con su propia energía térmica y así crear un producto mucho más seguro.
«Si la tecnología disponible es más económicas que las que evaluamos en el proceso de licitación anterior, vamos a ir con precios más bajos. Si no, iremos con el mismo precio que fuimos antes», agrega.
Estrategia de crecimiento
AES Gener también apunta a mejorar el mix de tecnologías para buscar nuevos clientes. «El foco estará en combinar las tecnologías y ahí Alto Maipo tendrá un rol, porque es un proyecto hidroeléctrico. Además tenemos algunos activs térmicos dispobines (Guacolda) y una gran capacidad de construir o adquirir activos nuevos», subraya.
La eléctrica quiere acelerar su plan estratégico a cinco años y orientado a aumentar el peso de la energía renovable en su portafolio, donde el carbón es la tecnología predominante. «Nuestra estrategia corporativa busca acelerar el diseño de un mundo energético más limpio y renovable en todos los mercados donde operamos y Chile no está ajeno a eso», sostiene.
La administración está haciendo un mapeo de las iniciativas eólicas y solares a gran escala, de 20 MW hacia arriba, que estarán disponibles en el mercado. «Hay distintos proyectos, en distintos grados de avance con y sin contrato, que pueden agregar valor al portafolio. Estamos analizando todas las oportunidades», destaca el ejecutivo.
Si bien respecto de nuevas inversiones evita pronunciarse, insiste en que AES Gener crecerá en forma importante y con un plan a cinco años comparable con el anterior. “Es un plan robusto que se adapta a la necesidad que tiene el mercado. Es decir, si la energía crece a un menor ritmo, la oferta que vamos a agregar al mercado se ajustará… Vamos a invertir mucho para agregar más megawatts renovables a nuestra matriz”, enfatiza.
La firma hoy rentabiliza los proyectos que impulsó en la pasada década, con US$ 6.000 millones en inversión. En 2016, añade Giorgio, lograron un Ebitda histórico de US$ 778,2 millones, que “demuestra que el plan de expansión está dando resultados, porque son proyectos que entran en operación comercial, generan caja y eso permite mejorar el perfil financiero de la compañía para enfrentar la deuda actual y, por otro lado, crear fondos para seguir creciendo”.
Nuevos clientes
Buscar proyectos, en todo caso, no es lo único en que está la firma. Ampliar su base de clientes, cuyo 70% es minería, es otra meta, y ahí la estrategia es aprovechar el cambio de tendencia que se está dando en la industria de un creciente traspaso desde los clientes regulados (industria y comercio) hacia el segmento de clientes libres (que negocian directamente sus suministros de energía con las generadoras), como resultado de una baja en los precios de la energía.
La compañía, precisa el ejecutivo, “está buscando una relación más cercana con los clientes de siempre y sumar nuevos, porque nos interesa ampliar nuestra base de usuarios. Por eso, en todas las licitaciones que vengan -de clientes regulados y libres- vamos a participar con una oferta profesional y aterrizada, en que el precio que vamos a poner es el que podamos cumplir”.
La búsqueda de nuevos clientes no sólo será vía licitaciones, sino también mediante la diversificación de los servicios que ofrece AES Gener: junto a la generación eléctrica, la firma también participa en el negocio de la desalación del agua, área que esperan potenciar de la mano del repunte minero que se prevé conforme la recuperación del precio internacional del cobre se consolide.
También avanzan en el área de energía distribuida, acota Giorgio, creada hace cuatro meses y que ya cuenta con un primer contrato, con Viña Miguel Torres. “Es un segmento importante y ya estamos cerrando los primeros contratos. El modelo de negocios es instalar paneles solares en los terrenos de nuestros clientes; los paneles son de nuestra propiedad y la ventaja del cliente es que paga la tarifa de distribución”, detalla.
Lo toman con calma, eso sí, porque la firma está “totalmente contratada” hasta 2021, según el gerente general. Está confiado: “Podemos decir que tanto Gener como Guacolda están 100% contratadas hasta 2021. La energía que estaremos ofertando será energía que nos quedará libre ese año, más Alto Maipo y los proyectos nuevos que podemos hacer o adquirir en energía renovable”.
El rol clave de Guacolda para respaldar las ERNC
El gerente general de AES Gener, Javier Giorgio, cree que el complejo Guacolda, ubicado en El Huasco, III Región, debe ser remunerado por su rol en la zona norte del Sistema Interconectado Central ( SIC) de dar cabida a la generación de energía renovable.
Dadas las complicaciones de transmisión de energía en la zona y la alta intermitencia de la generación eólica y solar, dichas centrales carbone- ras han debido subir y bajar a diario su capacidad de producción de energía, lo que en el mercado se denomina “mínimo técnico”.
“La regulación chilena debe contemplar el rol de las energías convencionales para absorber la intermitencia de las energías renovables. Debe haber reglas claras, porque si se ignora que alguien está cubriendo una falencia que crea otra fuente es muy malo para el sistema, pues llega un punto donde ya no habrá incentivos para cubrir esa necesidad”, dice.
Aclara que las cinco unidades de Guacolda (152 MW cada una) estaban en la zona antes del arribo masivo de las energías renovables. “Antes teníamos una generación muy plana, con unidades de 152 MW y un mínimo técnico declarado de 75 MW, que rara vez usábamos. Cuando se dio esta situación, lo primero que hici- mos fue hablar con los fabricantes para bajar los 75 MW, pero al final lo bajamos a 60 MW de una forma estable”, relata.
“Esto de subir y bajar la carga genera un estrés en el activo y un mayor riesgo por fallas. Eso tiene costos adicionales, es algo con lo que Guacolda contribuye y nadie se lo está pagando. Creemos que debe ser remunerada o pagada por el sector”, afirma Giorgio.
[El nuevo método de trabajo con el que Alto Maipo pretende comenzar operaciones en 2019]
marzo 23, 2017 | Industria
La necesidad de identificar zonas geográficas en que se puedan instalar infraestructura de almacenamiento energético en el sistema eléctrico, en el marco de la planificación de la expansión del sistema de transmisión, planteó la consultora Systep en su reciente informe mensual del sector.
Según indica el análisis hecho por la consultora, la idea es que el almacenamiento de energía puede convertirse en una alternativa eficiente, «ya sea para almacenar en horarios donde la energía generada
excede a la demanda o a la capacidad de transmisión, o para cubrir las horas punta de consumo, de manera tal que se pueda prescindir de inversiones cuya utilidad no sobrepasa el par de horas diarias».
«También podría ser interesante incentivar y analizar la generación en las zonas cercanas a la demanda, lo que podría implicar que grandes inversiones en transmisión no sean necesarias. Los centros más lejanos podrían autoabastecerse con generación local y concentrar los esfuerzos de transmisión en la zona más cercana a los grandes centros de consumo», se señala en el reporte sectorial.
El análisis de Systep además destaca la importancia que tiene la planificación de la expansión del sistema de transmisión, que debe tomar en cuenta la planificación estratégica realizada por el Ministerio de Energía, donde se «debe incluir posibles escenarios de desarrollo y planes estratégicos de crecimiento regional, proyección de oferta, de demanda, identificar polos de desarrollo, generación distribuida, intercambios internacionales de energía, políticas medio ambientales, y eficiencia, entre otros.
En este sentido Systep advierte que actualmente «importantes escenarios de generación» podrían quedar fuera de la visión del Coordinador Eléctrico Nacional, pues el informe de planificación estratégica que elabora el Ministerio de Energía se publicará en el segundo semestre de 2018.
«Por ejemplo, el único polo de desarrollo que identifica la propuesta del CEN es el potencial eólico de la zona de Taltal, dejando fuera el alto potencial hidráulico de la zona sur del país. Este desarrollo podría implicar la necesidad de una mayor ampliación de la capacidad de transmisión de la zona sur del país», indica el reporte.
[Destacan resiliencia del sistema eléctrico, pero advierten áreas de vacío]
