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Cuentas de luz bajarán por segunda vez en el año por tarifas en distribución

>> 13 de marzo de 2013


Fuente: La Tercera

Su segunda baja en menos de dos meses anotarán en las próximas semanas las cuentas eléctricas de todos los clientes residenciales y comerciales del Sistema Interconectado Central (SIC), el principal del país.

En las próximas semanas, la Comisión Nacional de Energía (CNE) deberá anunciar una rebaja de entre 1% y 2% para las cuentas eléctricas de los clientes regulados, que se aplicará a los usuarios que viven entre Taltal y Chiloé, donde se concentra más del 90% de la población.

A mediados de febrero, la autoridad energética anunció una reducción promedio de 1,8% en las cuentas de la luz para los clientes del SIC y una subida de 2,3% para los usuarios del Norte Grande (Sing), donde los consumidores residenciales y comerciales representan el 10% del total de la demanda. La caída tuvo relación con la fijación del precio nudo (valor asociado al precio de generación de energía) de noviembre de 2012, proceso que se realiza cada seis meses. La nueva caída de precios en las cuentas eléctricas para los hogares y comercios se vincula con el término del proceso de fijación de tarifas asociadas a la distribución eléctrica, que se efectúa cada cuatro años y que ahora deberá fijar los nuevos valores para el período 2012-2016.

Este proceso, que partió en el primer trimestre del año pasado, tiene como objetivo fijar el nuevo Valor Agregado de Distribución (VAD), cargo que representa aproximadamente 16% de la cuenta final de la luz.

El VAD es la parte de la tarifa que los hogares pagan a las distribuidoras de electricidad por el servicio de suministro que prestan. Los pagos están asociados a los costos de inversión, operación y mantenimiento de toda su infraestructura.

También incorpora el costo de facturación, cobranza, además de las pérdidas estándares en potencia y energía.

Según ejecutivos del sector eléctrico el proceso, que es regulado por ley, culminó con una rebaja en los ingresos de las distribuidoras que varía entre 5% y 10%, lo que genera la caída del orden de 0,8% y 1,6% para los clientes.

Los ejecutivos agregaron que la baja en el VAD se anunciará una vez que el decreto pase todos los trámites correspondientes dentro del gobierno.

Agregaron que según el valor promedio de las cuentas, el descenso podría llegar a unos $ 250 mensuales. Este menor valor se aplicará de manera retroactiva, porque las nuevas tarifas rigen desde el 4 de noviembre de 2012.

Con esto, la cuenta promedio para una familia de cuatro personas en el SIC -para un consumo estimado de 150 KWh mensuales- caerá desde unos $ 15.264 a unos $ 15.000, estando entre las más bajas de los últimos años.

Gerentes de las distribuidoras estimaron que el descuento podría variar en el caso de algunas empresas o zonas de concesión, e indicaron que, tal como ocurre en estos casos cuando hay disminución en la tarifa, ésta se aplicará de una sola vez en las cuentas, una vez que el gobierno publique el decreto en el Diario Oficial. El decreto del VAD ya habría pasado el proceso de toma de razón en la Contraloría.

Fuente: La Tercera

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Consejo Minero se reunirá con ministros para presentar su informe de interconexión

>> 25 de enero de 2013


Fuente: Diario Financiero

Ayer se reunió el directorio del Consejo Minero para analizar el informe de más de 100 páginas referente a la interconexión, que encargaron a las consultoras Energética –ligada a María Isabel González- y a Megared. La idea de la entidad minera que reúne a las empresas más importantes del rubro, es reunirse dentro de los próximos días con el ministro de Energía, Jorge Bunster; y sus pares de Minería, Hernán de Solminihac; y Economía, Pablo Longueira, para analizar el informe y sus conclusiones.

Según fuentes conocedoras del documento, éste corrobora la decisión que tomó el gobierno de implementar la corriente continua en transmisión. “Concluimos que esta es la opción más acertada, la que da más seguridad pensando en el mediano y largo plazo”, afirmaron, y agregaron que “no cabe ninguna duda que éste era el camino a seguir, lo que es bastante bueno”, aseguran.


Costo de la línea y alimentadores


Otro aspecto relevante que arroja el informe, es la valoración de cuánto costará hacer la línea. Fuentes conocedoras del informe sostuvieron que “calza con las cifras que se estaban barajando, es decir, entre US$ 850 millones y 1.000 millones”.

Por otro lado, un punto que desmiente el documento, es que la corriente continua también admite conectar algunas centrales intermedias con convertidores, que no serían tan caros como se piensa.


Fórmula de pago


Según altas fuentes mineras, no hay debate sobre quién deberá pagar la interconexión, porque eso ya está estipulado en la ley. “Se aplicará el sistema de pago de todas las líneas troncales, donde hay un porcentaje que lo pagan las generadoras y otro los clientes en general”, afirman. Sin embargo, sostienen que en la práctica, “de seguro que le traspasarán este costo a las mineras”.

Finalmente, mismas fuentes indicaron que es viable realizar la interconexión, y señalaron que esta decisión “le dará más robustez y estabilidad al sistema, aunque no solucionará el problema eléctrico del país, porque esto no significará bajas de costos”.


En línea con la CNE


Este informe del Consejo Minero, busca respaldar y hacer más contundente la decisión del gobierno de optar por la corriente continua, quien se inclinó por esta alternativa tras conocer la visión de la Comisión Nacional de Energía (CNE).

Tras la entrega del informe ahora las partes interesadas tienen un plazo de diez días (que concluyen la próxima semana) para acudir al Panel de Expertos por eventuales discrepancias. Una de las firmas que reclamará la decisión es Suez, la que impuganaría varios puntos, uno de ellos es que el gobierno haya optado por corriente continua en vez de alterna, ya que -según comentan- no es posible realizar una inversión de esta envergadura, con 600 kms de línea que no permitirán conectar ningún proyecto en el camino, especialmente, de ERNC.

Fuente: Diario Financiero

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Ministro Bunster no descarta que otras eléctricas impugnen decisión sobre corriente continua

>> 23 de enero de 2013


Fuente: Diario Financiero

El ministro de Energía, Jorge Bunster, no descartó hoy que otras empresas acudan al Panel de Expertos para impugnar la decisión de la autoridad que se inclinó por el uso de la corriente continua para la interconexión entre el SIC y el SING.

"Al panel de expertos pueden acudir distintos actores pero sabemos que la empresa Suez ha anunciado eso, pero pueden hacerlo otros actores también", aseguró Bunster en una actividad en el Ministerio de Agricultura.

El secretario de Estado dijo en ese sentido que el proceso "está establecido en la institucionalidad" y permite a los actores del sistema "formular sus observaciones o sugerencias para que el panel resuelva".

Con todo, el secretario de Estado dijo que la licitación se realizará en la primera parte del año, una vez que el comité de expertos se pronuncie

"Tan pronto salga del Panel de expertos eso (tecnología a usar), nosotros vamos a lanzar la licitación en el tiempo más breve posible, que serán 3 o 6 meses, de manera de poder estar llamando a licitación durante el primer semnestre de este año", dijo Bunster.

"Lo que a nosotros nos interesa es que halla un proceso competitivo y abierto para poder asignar esa licictación, a nosotros no nos parece que en una línea de esta envergadura, vamos a abordar un proceso que no sea competitivo, transparente y abierto", agregó.

En todo caso, Bunster defendió el uso de la corriente continua y los criterios técnicos utilizados por la Comisión Nacional de Energía para inclinarse por esa alternativa.

"La recomendación de la CNE emana de muchos estudios que se hicieron y que concluyen que efectivamente esa tecnología era más barata, ofrecía mejores seguridades de independencia y de respaldo para las operaciones de los dos sistemas", dijo el ministro.

La autoridad agregó que el país debe utilizar un sistema longitudinal para garantizar la operación, considerando las características geográficas del país.

"Este sistema está conectado por una o dos líneas; por lo tanto, si te fallan esas líneas se te cae todo el sistema, entonces tienes que tomar mayores resguardos", sentenció Bunster.

Fuente: Diario Financiero

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Ministerio de Energía licita estudio sobre alcances del Convenio 169 de OIT


Fuente: La Tercera

El Ministerio de Energía, a través de la subsecretaría del ramo, licitó un un estudio para determinar los alcances para la inversión en el sector energético de la aplicación del Convenio 169 de la OIT, respecto de las consultas a pueblos originarios.

La licitación pública -que tendrá un costo de entre 100 UTM y 1.000 UTM (unos $ 40 millones) busca contratar los servicios profesionales para la ejecución del estudio “Análisis de las implicancias, para el desarrollo del sector energía en generación y transmisión, de la aplicación de normativa ambiental nacional e internacional específica, así como el cumplimiento de convenios como el OIT 169”- fue ingresada al sistema de contratación pública el jueves. El objetivo es determinar el rol que la consulta debe cumplir en cuanto a la tramitación de proyectos.

“Nos parece una positiva señal, tanto para la industria eléctrica y los proyectos de inversión de distinta índole, como para las comunidades indígenas. Es imprescindible aclarar cómo se aplicará y operará el Convenio 169. Es un paso fundamental para garantizar que se compatibilice el bienestar de las comunidades indígenas con la concreción de proyectos necesarios para el desarrollo del país”, manifestó José Antonio Valdés, gerente general de Pacific Hydro.

Sobre la interconexión entre el Sing y SIC, el ministro de Energía Jorge Bunster defendió la recomendación de la CNE, indicando que un proyecto en corriente continua mejora la seguridad del sistema: “La recomendación de la CNE emana de muchos estudios que concluyeron que esa tecnología era más barata, ofrecía mejores seguridades de independencia y respaldo para la operación de los dos sistemas”.

Fuente: La Tercera

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Suez analiza ir al Panel de Expertos por proyecto de interconexión SING-SIC

>> 21 de enero de 2013


Fuente: Diario Financiero

Esta semana la franco-belga GDF Suez acudiría al Panel de Expertos para presentar sus discrepancias por el proyecto de interconexión de los sistemas eléctricos del Norte Grande (SING) y Central (SIC), según cuentan fuentes de la industria.

La generadora, que controla E-CL, la mayor del SING, estaría analizando el proyecto que viene incluido dentro del plan de expansión 2013 de la Comisión Nacional de Energía (CNE). Sin embargo, la decisión de acudir al panel estaría prácticamente tomada.


Los dos argumentos


Serían dos los puntos que Suez podría reclamar ante el panel, dicen en la industria. Primero, que el gobierno haya optado por corriente continua en vez de alterna. Según entendidos, no es posible realizar una inversión de esta envergadura, con 600 kms de línea que no permitirán conectar ningún proyecto en el camino, especialmente, de ERNC -en particular solares- que podrían acceder al sistema si es que se eligiese la corriente alterna.

En este mismo punto, el CEO de la firma, Juan Clavería, dijo a

Diario Financiero

hace unos días que “ambas corrientes se pueden hacer, pero hay un tema de plazos para uno y otro y en eso gana considerablemente la corriente alterna y la inclusión de energías generadas por ERNC o energía local, que también es una gran diferencia”, acotó.

Un segundo aspecto en el que podría fundamentar su discrepancia la franco-belga son los puntos de conexión de los sistemas. Según el proyecto del gobierno, ésto se realizaría entre Crucero y Encuentro, mientras que Suez defiende que sea entre Mejillones y Cardones, amparados en que hay más fuentes de generación entre esos puntos.

Según entendidos, en caso de que su solicitud no prospere ante el Panel de Expertos, la franco-belga también estaría evaluando el cambiar el proyecto de línea de interconexión que tienen aprobado para participar de la licitación que llevará adelante el gobierno.

En este punto la firma estaría realizando los análisis de ingeniería para ver qué aspectos habría que modificar, como el tipo de torres y también ver los aspectos medioambientales a considerar. En esto último, entendidos no ven que haya grandes cambios, debido a que la faja por la que correría la línea sería la misma.


Los dos proyectos


La CNE emitió hace poco más de una semana la resolución que dará curso, tras el trámite en el Panel de Expertos, al decreto de interconexión de los sistemas. Según el plan de expansión, la línea de corriente continua tendrá una capacidad de 1.500 MW, de 610 kms, que irá entre las subestaciones Crucero y Encuentro. La inversión estimada es de unos US$ 850 millones.

GDF Suez tiene aprobado el proyecto para una línea de corriente alterna de 1.000 MW de capacidad, que iría entre Cardones y Mejillones y que estaría lista en 2016, con una inversión de unos US$ 600 millones.

El tema de los plazos sería otro punto a favor de la línea de Suez, que ya cuenta con aprobación ambiental; mientras que un proyecto en corriente continua demandará al menos dos años de ingeniería y tramitación. En tanto, la CNE señaló que “comenzará a trabajar desde ya en la elaboración de los documentos de la licitación en función de acortar los plazos administrativos del proceso” de licitación. El proyecto entraría en operaciones en junio de 2019.

GDF Suez declinó hacer comentarios sobre esta información.

Fuente: Diario Financiero

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Informe de la CNE ve factible levantar hasta 1.500 MW en centrales solares en el SING


Fuente: Pulso

La fuente de energía renovable no convencional (ERNC) con mejores perspectivas de desarrollo en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) es, por lejos, la tecnología fotovoltaica, principalmente por los elevados niveles de radiación del desierto de Atacama, únicos en el mundo.

Tanto es así que de acuerdo con una proyección de la Comisión Nacional de Energía (CNE), se estima incorporar hasta 1.500 MW de capacidad instalada con esta tecnología durante los próximos 15 años, de acuerdo con el plan de obras recomendadas incorporado en el Plan de Expansión del Sistema de Transmisión Troncal. Período 2012-2013, que, entre otros puntos, incorpora la interconexión entre los sistemas SING y SIC.

Dicho estudio proyecta levantar un total de 13 iniciativas entre 2015 y 2028, comenzando con la central Arica I (50 MW), actualmente en construcción y que alcanzará su capacidad máxima en abril de 2015, pues irá entrando por etapas.

Se trata de una cifra  inédita y que se contrapone con un reciente estudio elaborado por el CDEC-SING, en el que se planteaba la factibilidad de incorporar entre 300 MW y 750 MW de ERNC en el sistema que abastece principalmente a las mineras. No obstante, las mejoras en transmisión viabilizarán esta incorporación.

De acuerdo con el modelamiento de la CNE de aumento de la capacidad instalada para elaborar el plan de expansión troncal, se deberían incorporar en los próximos 15 años 6.199 MW, lo que significa elevar en 135% la capacidad instalada actual, que alcanza a los 4.581 MW.

De ese total, la tecnología fotovoltaica representa el 24%, siendo superada por el carbón (2.299 MW, equivalente al 37% del crecimiento neto que tendrá el sistema) y el GNL, que tendrá una participación del 30% de la nueva capacidad, con 1.850 MW.

Fuente: Pulso

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Gobierno estima que en el mejor escenario HidroAysén ingresaría al sistema en 2023

>> 18 de enero de 2013



Fuente: El Mercurio
Imagen: La Tercera

Para la siguiente década está proyectado que HidroAysén ingrese al sistema su primera central eléctrica. De acuerdo con la última estimación realizada por la Comisión Nacional de Energía (CNE), la central Baker 1 (660 MW) entraría en operaciones, en el mejor de los escenarios, en diciembre de 2023.

La proyección retrasa en más de tres años lo señalado en el plan de obras de generación de abril de 2012, cuando se preveía que la primera unidad de la iniciativa que impulsan Endesa y Colbún comenzaría a funcionar en octubre de 2020.

Pero esa no es la única estimación sobre la hidroeléctrica en la Patagonia que realiza la entidad dependiente del Ministerio de Energía. La CNE también entrega dos fechas más sobre el posible ingreso de Baker 1, las cuales corresponden a escenarios en los que la matriz de generación va cambiando. La primera la proyecta para febrero de 2025, mientras que en una visión más conservadora se plantea la entrada recién para enero de 2027.

Para el caso de las demás unidades que sumará el complejo con capacidad total de 2.750 MW, el escenario más optimista sitúa a Pascua 2.2 (500 MW) inyectando energía al sistema en abril del 2026. Por el lado de Pascua 2.1 (770 MW) su inicio estaría proyectado para marzo del año 2025.

Razones del cambio

Según fuentes de la industria, el retraso que estima la CNE tendría relación con la incertidumbre que atraviesa el proyecto luego que Colbún solicitara suspender los estudios de la línea de transmisión hasta que se logre un consenso nacional para el desarrollo de la iniciativa y que el país cuente con una política energética clara para el futuro.

Desde aquel pronunciamiento realizado en mayo del año pasado no existe una fecha clara sobre cuándo HidroAysén presentará a Estudio de Impacto Ambiental el trazado del tendido eléctrico que trasladará la energía desde Aysén hasta Santiago, en un recorrido de casi dos mil kilómetros.

Junto con lo anterior, la empresa se encuentra a la espera de que el Comité de Ministros revise las reclamaciones y observaciones que se le realizaron a la Resolución de Calificación Ambiental (RCA) que obtuvo el complejo de cinco centrales. Este análisis se podría conocer durante este mes.

Punta Alcalde ingresaría al sistema en 2022

Otra de las estimaciones que entrega el estudio de expansión troncal de la Comisión Nacional de Energía es la puesta en marcha del proyecto de Endesa Chile, Punta Alcalde (740 MW).

Según el informe, la primera unidad del complejo carbonero en la Región de Atacama entraría en operaciones en abril de 2022, mientras que la segunda unidad lo haría en febrero de 2023.

El proyecto acaba de ser aprobado por el comité de ministros, decisión que vino a revertir el rechazo del Servicio de Evaluación Ambiental de Atacama, que no le dio la venia ambiental.

Por el lado de la central Cuervo (640 MW), de Energía Austral, la CNE proyecta que entre en operaciones en agosto de 2021, mientras que la unidad Blanco (375 MW) de la misma iniciativa que impulsa Xstrata y Origin comenzaría a inyectar energía a partir de abril de 2022.

Finalmente, el plan de obras también contempla el ingreso de una gran cantidad de Energías Renovables No Convencionales (ERNC) con 17 proyectos eólicos, ocho solares y seis geotérmicos.


Fuente: El Mercurio
Imagen: La Tercera


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Codelco anunciará proyecto de central a gas por US$ 758 millones en Mejillones

>> 16 de enero de 2013


Fuente: El Mercurio

Los altos precios de la energía llevaron a las compañías mineras a evaluar sus propios proyectos eléctricos con el fin de contar con suministro a costos competitivos.

Una de estas firmas es Codelco, que en los próximos días presentará ante el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) el proyecto Luz Minera, complejo termoeléctrico de ciclo combinado que se ubicará en la ciudad de Mejillones.

Según fuentes al tanto de la iniciativa, su desarrollo contempla tres centrales a gas con una capacidad total de 780 MW. La inversión del proyecto alcanzará los US$ 758 millones y también incluye una planta para desalar agua de mar.

El proyecto tiene como objetivo abastecer de energía a las operaciones de Codelco en Antofagasta, zona donde se están registrando altos costos en materia eléctrica.
Además, también está contemplado que la energía que no utilicen las operaciones de la estatal se venda al mercado spot .

En Mejillones la cuprera cuenta con las divisiones Ministro Hales, Radomiro Tomic, Gabriela Mistral y Chuquicamata. Esta última exhibe un cash cost -correspondiente al costo de las operaciones mineras homologado a cátodos de cobre; esto considera la producción, los aportes de ingresos por subproductos y los gastos de ventas- de US$ 1,57 por libra de cobre. En este ejercicio la energía es el factor principal. La iniciativa se viene a sumar a la que acaba de presentar BHP Billiton con su proyecto Central a Gas Natural Ciclo Combinado Kelar. Éste contempla invertir unos US$ 400 millones y una capacidad de generación de 540 MW en Mejillones.

La apuesta de la estatal por una central a gas natural en vez de una a carbón responde a varias razones. Una de ellas es la menor cantidad de gases contaminantes que emiten las unidades que operan con GNL, versus las carboneras. Además, la utilización de agua es 20 veces menor a la que se requiere en una termoeléctrica
en base a carbón.

Por otra parte, el alcalde de Mejillones lleva adelante un cambio en el plano regulador de la ciudad para el desarrollo de actividad industrial. Si se ejecuta dicha modificación, sólo se permitirían la instalación de complejos a gas en la zona.
Por otra parte, también jugó un rol importante el terminal de GNL Mejillones que está ampliando su capacidad de almacenamiento de gas con una inversión por US$ 200 millones para un nuevo estanque.

Licitación

El modelo de negocios considerado para Luz Minera apunta a que Codelco realice la tramitación ambiental de la central. Pero luego será un tercero el encargado de desarrollar y operar las unidades generadoras.
Para esto la cuprera estatal tiene contemplado realizar una licitación internacional de las obras del complejo, al igual que el modelo de su anterior proyecto: Energía Minera.
Esta última, que aún no ha sido licitada, considera una capacidad de generación de 1.050 MW y su inversión ascendería a unos US$ 1.700 millones.

El modelo que utilizará la estatal es el mismo de BHP Billiton para su central Kelar.
Divisiones Las operaciones quese beneficiarían sonMinistro Hales, RT, Gaby y Chuquicamata. Gobierno licitará en enero interconexión de sistemas eléctricos con inversión por US$ 850 millones

La Comisión Nacional de Energía acaba de lanzar las bases de licitación para la interconexión entre los sistemas eléctricos del Norte Grande (SING) y el centro sur (SIC).

Según el detalle del informe de expansión troncal que entregó la entidad dependiente del Ministerio de Energía, el costo de la iniciativa asciende a los US$ 850 millones y entraría en operaciones en 2019. De la cifra total, unos US$ 585 millones corresponden a las estaciones conversoras de energía, mientras que la línea de transmisión troncal costará US$ 265 millones.

Otro de los detalles que entrega el estudio de expansión troncal tiene relación con el tipo de corriente que debe utilizar el tendido eléctrico con una capacidad por 1.500 MW. Éste se ubicará entre las subestaciones Cardones en el SIC y Nueva Encuentro en el SING.

La CNE determinó que el proyecto debe construirse en corriente continua, lo que reduce las pérdidas de energía en el traslado de la electricidad, entrega una mayor seguridad en el suministro y no permite que proyectos eléctricos se unan a la línea en su trayecto.

Esta determinación de la autoridad se contradice con el informe entregado hace algunos meses por parte de la consultora Sinex, que recomendaba utilizar una línea en corriente alterna.
La decisión no es menor, pues desecha el proyecto de interconexión que había tramitado GDF Suez. Esta última cuenta con la aprobación ambiental para construir una línea de corriente alterna y no continua como la que licitará la CNE.

Pese a lo anterior, en el Congreso los ejecutivos de la firma franco belga señalaron que están dispuestos a participar en la licitación. Aunque tendrán que presentar un nuevo estudio de impacto ambiental para proyecto de corriente continua. Esto último retrasa los planes que tenía la eléctrica para poner en funcionamiento la interconexión hacia fines del año 2015.

Fuente: El Mercurio

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Gobierno envía cambios para los CDEC a Contraloría y expertos critican modificaciones

>> 9 de enero de 2013


Fuente: Diario Financiero

Cumpliendo con un objetivo que fijó tanto la Comisión Asesora para el Desarrollo Eléctrico (CADE) como la Estrategia Nacional de Energía (ENE), el Ministerio de Energía envió a mediados de noviembre a la Controlaría General de la República, el Decreto 115, que modifica el reglamento y funcionamiento de los Centros de Despacho Económico de Carga (CDEC).

Tanto la idea de la CADE como de la Estrategia era dotar a los CDEC de mayor independencia; sin embargo, los expertos critican los cambios que propone el gobierno, por considerar que iría contra el espíritu de las sugerencias.

Así, el ex integrante del Panel de Expertos y profesor de derecho eléctrico de la Universidad Católica, Alejandro Vergara, señala que el mencionado decreto “sigue la senda invasora del reglamento vigente” (ver columna).

Los cambios


El primero de los cambios que propone el decreto de Energía, es crear dentro de los CDEC una nueva dirección técnica, llamada “De Planificación y Desarrollo”. Ésta tendrá a su cargo realizar estudios semestrales de expansión del sistema en el corto, mediano y largo plazo, prestando asesoría técnica a otras direcciones sobre el tema.

Otro de los puntos que modifica el decreto, y altamente criticado en la industria, es el que indica que toda la normativa interna del CDEC deberá ser aprobada por la Comisión Nacional de Energía (CNE), lo que ha implicado demoras en la aplicación normativa del CDEC. Misma cosa que el presupuesto del ente, que deberá tener un informe favorable de la CNE.

También, dice el decreto, para elegir a los directores del CDEC esto se hará mediante una terna que presentará un consultor a las generadoras, transmisoras y clientes libres. Además, los directores durarán en sus cargos, tres años, pudiendo ser reelegidos por dos periodos consecutivos más.

Para los entendidos, esta medida -el contar con la opinión conforme de la Comisión- más que ayudar a la independencia, quita autonomía en los CDEC e introduce un sesgo político en organismos que deberían ser netamente técnicos.

En tanto, un consultor señala, respecto de la organización de las áreas técnicas, que “debe existir un Director Ejecutivo o equivalente que lidere y gestione las áreas técnicas y toda la organización. Se deben aplicar buenas prácticas de administración”.

Respecto de los directores de las divisiones técnicas, el decreto señala que éstos serán nombrados por cuatro años, también en base a una selección previa de una consultora. Sobre este punto, un experto señala que “no es deseable una rotación cada cuatro años de las direcciones técnicas independientes ya que son cargos de alta especialización, pudiendo implicar un deterioro de calidad del trabajo y por ende del desempeño del sistema eléctrico”.

Otro punto que agrega es que en caso de que una generadora o transmisora no cumpla con los plazos para el ingreso de sus desarrollos, esto sólo precederá en casos fortuitos o de fuerza mayor, lo que deberá ser refrendado por un informe de un consultor independiente, lo cual puede constituirse en un incentivo a plantear plazos extendidos.

Además de eso, el decreto no confirma uno de los aspectos que el gobierno quería introducir en los CDEC, de dotarlos de personalidad jurídica.

Un experto eléctrico señala que “se debe avanzar efectivamente en la independencia de los CDEC, lo que implica avanzar a la autorregulación, eliminando la opinión conforme de la CNE y potenciar al Panel de Experto en la resolución de conflictos”.

El Sistema 
Central


Una alta fuente eléctrica destaca, mirando las propuestas del decreto y la realidad de los CDEC, una serie de acciones que está ejecutando el organismo a nivel interno y que permitirá enfrentar con estándares superiores las tareas que le son asignadas, en particular, las referidas a preservar la seguridad del servicio en el sistema eléctrico. Para ello, el presupuesto anual del CDEC-SIC muestra un incremento cercano al 30% anual desde el año 2010 a la fecha, alcanzando aproximadamente US$ 12 millones para el 2013.

Todo eso, dentro de un plan estratégico para los próximos 5 años que tiene el CDEC-SIC, que ha duplicado la dotación de profesionales desde 2010 a la fecha, alcanzando a 88 personas para el 2013.

Fuente: Diario Financiero

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Gobierno descarta aplicar decreto de racionamiento eléctrico en el corto plazo

>> 8 de enero de 2013


Fuente: La Tercera

El ministro de Energía, Jorge Bunster, descartó este lunes que el gobierno aplique un nuevo decreto de racionamiento eléctrico preventivo en el corto plazo, aunque precisó que dicha medida siempre se está monitoreando.

"Estamos recibiendo periódicamente los antecedentes que nos mandan el CDEC y la Comisión Nacional de Energía para evaluar la necesidad de un decreto y hasta la fecha no tenemos antecedentes que recomienden reimponerlo", señaló a periodistas.

En esa línea, el titular de la cartera aseguró que si en algún momento llegan dichos antecedentes se podría tomar la opción.

El decreto de racionamiento eléctrico preventivo se aplica principalmente en momentos de sequía para normalizar las reservas de agua que hay en los embalses.

El ultimo que se aplicó, terminó en agosto del año pasado, e incluyó tres medidas: una baja de 10% en el voltaje, el establecimiento de la reserva hídrica en los embalses y el mejoramiento de la gestión en la transmisión eléctrica.

Fuente: La Tercera

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Central Campiche se conectará al sistema eléctrico a fin de mes

>> 27 de noviembre de 2012

Fuente: Revista Electricidad

A fines de noviembre la central termoeléctrica Campiche, de la norteamericana AES Gener y ubicada en la V Región, se conectará al Sistema Interconectado Central (SIC), según explicó la compañía en su entrega de resultados del tercer trimestre.

Esta iniciativa, que requirió de una inversión de US$ 500 millones, finaliza tres años después de lo originalmente previsto en el plan de obras de la Comisión Nacional de Energía (CNE), debido a que fue uno de los primeros proyectos eléctricos en construcción que debió paralizarse por la oposición de las comunidades. Los vecinos de Puchuncaví presentaron un recurso de protección, que fue acogido por la Corte Suprema en junio de 2009, cuando las obras llevaban un 40% de avance. Esto llevó a su detención por casi un año y medio. La central, que generará 270 MW, se suma a los 2.356 MW instalados de AES Gener en la zona central del país, donde tiene un 19% de participación.

Entre sus otros proyectos en desarrollo está la central hidroeléctrica Alto Maipo, en el Cajón del Maipo, que generará 531 MW. Este año la empresa firmó contratos de construcción con Voith Hydro, Strabag y Constructora Nuevo Maipo. En el Norte Grande está levantando la central Cochrane (532 MW) y adjudicó el contrato de construcción e ingeniería a Posco.

Fuente: Revista Electricidad

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Aporte de la hidroelectricidad registró segundo menor nivel de la década

>> 12 de septiembre de 2012

Fuente: El Miércoles

Bajo ha sido el aporte de la hidroelectricidad en el Sistema Interconectado Central (SIC) durante los primeros ocho meses del año.
Tan bajo, que entre enero y agosto, la generación hídrica alcanzó sólo el 42% de la matriz, anotando su segundo menor registro de la década. Éste es sólo superado por 2011, cuando en el mismo período las centrales a base de agua totalizaron el 38% de la matriz, de acuerdo con datos del Cdec-SIC.


Este bajo nivel para esta época del año viene explicado por las menores lluvias que se han ocasionado durante este ejercicio. Según la ex secretaria ejecutiva de la Comisión Nacional de Energía (CNE) María Isabel González, en los últimos dos años, la hidrología en el país ha sido seca, a lo que se suma un desempeño menor al esperado durante 2012.

Ejemplo de lo anterior es que durante el mes de julio, prácticamente, no llovió en la zona centro-sur del país, lo que transformó a dicho mes en el más seco de los últimos diez años.
Otra de las razones que provocaron el bajo desempeño de la hidroelectricidad en el SIC es el menor despacho de las centrales a base de agua por parte del Cdec-SIC. Según María Isabel González, la entidad que se encarga de regular la entrada en operaciones de las unidades eléctricas en el sistema está siendo mucho más conservadora a la hora de solicitar que las centrales de pasada y embalse aporten con electricidad. Esto, con la idea de asegurar el suministro.

Dicha situación ha mantenido los costos marginales -precio de la electricidad en el mercado spot que se determina por la unidad menos eficiente que despacha energía y que afecta directamente a los clientes libres- por sobre los 120 dólares por MW/h.

Fuente: El Miércoles

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Precios de bencinas suben hoy hasta $14,5 por litro

>> 16 de agosto de 2012


Fuente: El Mercurio

Los precios de las bencinas en Santiago tendrán a partir de hoy un alza promedio de $6,7 por litro, luego que Enap comunicara a los distribuidores la variación semanal en los precios de los combustibles.
Según informó Enap, el precio de la bencina de 93 octanos que vende a los distribuidores subirá $14,5 por litro, a un valor de $715,8, mientras que el combustible de más alto octanaje bajará $1,1 por litro.
Cálculos de Economía y Negocios -que toman como base los datos de la CNE- indican que los precios a los consumidores serán: para la bencina de 93 octanos, de $752,91; la de 95 octanos quedará en $778,29, mientras que la de 97 octanos se situará en $803,66 por litro.

En las últimas dos semanas, las bencinas han subido en promedio $8,6 por litro.
El precio de la parafina tendrá un alza de $1 por litro, y el diésel, de $8,8.

Los nuevos valores de Enap incorporan los aumentos de los precios de las gasolinas, querosene o parafina y diésel, registrados en el mercado internacional de la Costa del Golfo entre el 30 de julio y el 10 de agosto. También consideran la aplicación de un tipo de cambio contractual promedio de 5 días para clientes de Enap, de $479,18 por dólar, valor que es inferior en $5,47 al aplicado en el cálculo de precios la semana previa.

Todos los combustibles subieron de precio durante el período en referencia, impulsados por una fuerte alza del petróleo crudo marcador mundial, Brent, que cerró en ese lapso a US$ 112,95 el barril en la Bolsa Intercontinental de Londres, acumulando un alza de US$ 6,75 por barril en su transcurso, reportó Enap.

Agregó que por un lado mejoraron las expectativas de crecimiento de la demanda mundial de crudo al haberse estabilizado la crisis financiera en la Eurozona, mientras que por el lado de la oferta se preveían dificultades para mantener el abastecimiento, debido a una menor producción de crudo de alta calidad en el Mar del Norte durante septiembre, por mantención estacional de los pozos.

En el alza del precio también influyó una mayor prima por riesgo geopolítico a raíz de la guerra civil en Siria, que amenazaba con involucrar a Israel, a la milicia de Hezbolá en el Líbano, y a las monarquías del Golfo Pérsico e Irán.

En el mercado de Londres, el precio del barril de petróleo Brent para entrega en septiembre subió a US$ 116,25, con un incremento de US$ 2,16 respecto del cierre del martes.

El precio del barril de crudo del Mar del Norte, referencia en Europa, superó en el International Exchange Futures (ICE), por primera vez en tres meses, los US$ 115, luego que ayer se anunciara que las reservas de petróleo en Estados Unidos disminuyeron en 3,7 millones de barriles la semana pasada, informó EFE.
Tras el anuncio, en Nueva York, los precios del petróleo tocaron su máximo desde mediados de mayo. El barril de "light sweet crude" (WTI) para entrega en septiembre ganó 90 centavos en relación al cierre del martes, a US$ 94,33, según informó la agencia AFP.

"En especial, los temores continuos relativos al suministro de gasolina influyeron en el alza del precio del crudo", destacó Kilduff, de Again Capital.

Fuente: El Mercurio

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SEC instruye a empresas para que reliquiden sus precios de acuerdo a nuevas tarifas

>> 9 de agosto de 2012


Fuente: Diario Financiero

La Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) ofició a la totalidad de las empresas distribuidoras eléctricas del país, para que inicien los procesos de reliquidación de sus tarifas, de acuerdo a la fijación de precios de nudo promedio de abril 2012, dado a conocer ayer por la Comisión Nacional de Energía (CNE).

El informe de la CNE indica que todas las regiones que contempla el Sistema Interconectado Central, SIC, (desde Tal Tal a Chiloé) registraron caídas en sus tarifas, a excepción de la Región Metropolitana, donde se mantuvieron los precios. La disminución más importante se registró en la ciudad de Copiapó, con un -3%, seguida de Temuco, con un -1,2%. El promedio de baja del SIC llegó a -0,3%.

En el caso del Sistema Interconectado del Norte Grande, SING (desde Arica a Tocopilla), la disminución promedio fue aún mayor, llegando a -6,2%. Las ciudades más favorecidas con esta baja son Antofagasta y Calama, con una caída de -6,5 %, seguidas de Iquique, con una baja de -6,1%.

A partir de la publicación de las nuevas tarifas en el Diario Oficial, la SEC comenzó a oficiar, a contar de hoy, a las empresas distribuidoras a fin de que reajusten sus tarifas de acuerdo al proceso establecido por norma.

Cuando el ajuste de la tarifa es a la baja, las empresas deben devolver ese dinero al cliente, abonándolo en el pago de la misma cuenta, bajo el ítem "Reliquidación", aclaró la SEC.

El Superintendente de la SEC, Luis Ávila Bravo, destacó que este proceso responde a  "ajustes de tarifas que tienen como objetivo que los usuarios cancelen sus consumos de energía eléctrica a los precios que correspondan. Por ello, hemos puesto el máximo esfuerzo para oficiar rápidamente a las distribuidoras, a fin de que éstos ajustes sean traspasados, a la brevedad, a sus clientes".

Ávila agregó que es importante que la ciudadanía revise sus boletas y busque el ítem Reliquidaciones, a fin de comprobar que la empresa cumplió con lo instruido. En caso contrario, hizo un llamado a acercarse a las oficinas de la distribuidora que le corresponde para que le indiquen cómo se está haciendo efectivo este proceso.

Fuente: Diario Financiero

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Tarifas eléctricas disminuirán desde Arica hasta Chiloé, exceptuando Santiago

>> 8 de agosto de 2012


Fuente: Diario Financiero

Una caída decretó la Comisión Nacional de Energía (CNE), a través del decreto 63 publicado hoy en el Diario Oficial y que tiene efecto retroactivo desde el 1 de abril.

Según la CNE el nuevo precio de nudo promedio caerá en un 0,3% en promedio para los clientes del Sistema Interconectado Central -desde Tal-Tal y hasta Chiloé-. De esta manera, un cliente que consume 150 KWh, pagando $16.190, ahora cancelará $16.147.

En lo que respecta al Sistema Interconectado de del Norte Grande (SING), las cuentas tendrán una baja promedio de 6,3%, por lo tanto un cliente que por 150 MW pagaba $18.037, ahora cancelará $16.926.

En el SIC, las bajas detalladas serán de: 3% (la mayor del SIC) en Copiapó, 0,7% en La Serena y Coquimbo,  0,3% en Valparaíso, 0,5% en Rancagua, Talca y Concepción, 1,2% en Temuco, 0,3% en Valdivia y 0,2% en Puerto Montt y Chiloé.

En el SING, en tanto, las bajas serán de : 5,7% en Arica, 6,1% en Iquique, 5,4% en Pozo Almonte, 5,9% en Tocopilla, 6,5% en Calama y Antofagasta.

Según la CNE Santiago no presentará variaciones en los precios de las cuentas.

Fuente: Diario Financiero

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Estudio estima en hasta US$ 1.471 millones beneficios netos de interconexión SING-SIC

>> 2 de agosto de 2012


Fuente: Diario Financiero

Cuatro proyectos alternativos fueron los escenarios que miró la consultora Synex –ligada a los expertos Sebastián Bernstein y Renato Agurto- para analizar una evaluación económica de una interconexión de los sistemas del Norte Grande (SING) y Central (SIC), por encargo de la Comisión Nacional de Energía (CNE). Los resultados del reporte, que adoptó un horizonte de análisis de 2017 a 2033, indicaron que las alternativas arrojan “beneficios económicos para el país”, dice Bernstein.

Estos beneficios netos van desde US$ 519 millones hasta unos 
US$ 1.471 millones, en valor presente; es decir, la suma de los beneficios en cada uno de los años futuros, “actualizados” al año inicial (2019), explica Bernstein.

Los cuatro escenarios contemplados fueron dos en corriente alterna y dos en corriente continua, con capacidades de 1.000 y 1.500 MW en cada tecnología. La interconexión partiría en enero de 2019 y contaría con que el refuerzo de la línea de 500 kV Polpaico-Cardones esté en operación desde 2017, cuyo proceso de licitación están en curso.

Al mirar los cuatro escenarios, “los beneficios netos son algo mayores para una interconexión de 1.000 MW. En cuanto a la tecnología para la interconexión, los beneficios netos resultan parecidos para corriente alterna y corriente continua. Sin embargo, por razones de flexibilidad para la apertura de sub estaciones intermedias que se requiera establecer, resulta más conveniente establecer la interconexión en 500 kV, corriente alterna”, dice el informe.

La tasa de descuento para efectuar la evaluación económica es relevante: por ejemplo, para el escenario base –con una tasa de descuento de 10%-, una línea de corriente alterna con 1.500 MW de capacidad, genera un valor presente de beneficios netos por US$ 570 millones; mientras que con una tasa de descuento de 7,5%, los beneficios serían de 
US$ 1.471 millones.

El estudio también analizó cuáles serían los beneficios si es que ninguno de los proyectos de Aysén –HidroAysén y Energía Austral- se concretaran. En este caso, “los beneficios para la alternativa de interconexión de 1.500 MW aumentan en US$ 135 millones en relación con los obtenidos en el caso base”.

“En definitiva, el consultor recomienda desarrollar la interconexión SING-SIC en 500 kV corriente alterna, para una capacidad de 1.500 MW”, puntualiza el reporte de 74 páginas, que contó con la asesoría de Mercados Energéticos Consultores.

Trazados y costos


El informe ubica el inicio de la interconexión en la subestación Cardones en el SIC, cercana a Copiapó. Luego, el informe ve dos posibles puntos de conexión con el SING: en las subestaciones Encuentro o El Cobre.

Si se escogiera una línea de corriente alterna, de 1.500 MW de capacidad, una conexión en la subestación El Cobre (de E-CL) demandaría una inversión de 
US$ 487,3 millones, entre la subestación y la línea, mientras que el costo de operación sería de 
US$ 14,62 millones al año.

En el mismo escenario, pero conectándose en Encuentro, la inversión sería US$ 580,6 millones –US$ 84,4 millones serían para la subestación y otros US$ 494,2 millones para la línea-, con un costo de operación de unos US$ 17,42 millones al año.

Con los estudios en la mano, la CNE esperaría los resultados de la licitación de la conexión 
entre Santiago y Cardones, lo que está en proceso, y se adjudicaría 
entre octubre o noviembre. Tras 
ello, los planes son lanzar el concurso para unir ambos sistemas el 
próximo año, para que ello sea 
realidad aproximadamente en 2018.

Fuente: Diario Financiero

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Ministerio de Energía afina "borrador" y detalles del proyecto de carretera eléctrica

>> 30 de julio de 2012


Fuente: El Mercurio

El borrador del proyecto de ley de la carretera eléctrica pública está en gran parte definido y el Presidente Sebastián Piñera ya se encuentra revisando sus principales lineamientos.

Según fuentes conocedoras de la iniciativa, una de las definiciones que tomó el Ministerio de Energía es no establecer una franja territorial por todo el país. Esto implica que no se determinará, como se especulaba en el mercado, una zona previamente delimitada para ubicar las torres de alta tensión del sistema, por lo que el proyecto no entregará una extensión total de la carretera.

Por el contrario, la cartera energética se inclinó finalmente por establecer una figura regulatoria para facilitar el desarrollo de proyectos de transmisión en el país, la cual se podrá aplicar en todo Chile, lo que incluye a la Patagonia.

El modelo contempla la implementación en la ley del término "líneas de utilidad pública". Dicha figura sólo se utilizará en casos en que la Comisión Nacional de Energía (CNE) estime que los tendidos a construirse son de alta importancia para la seguridad y crecimiento del sistema de traslado de la electricidad del país.

Una vez definido este punto, el cual se evaluará año a año en el estudio de expansión troncal, el siguiente paso dentro del modelo de carretera eléctrica -que presentaría el Gobierno la última semana de agosto- será determinar el trazado territorial específico por donde pasará el tendido a levantar, junto con la identificación de los propietarios de los terrenos que serán afectados por dichas líneas de utilidad pública.

Este trabajo será realizado por un consultor privado que será escogido vía licitación por la CNE.
Esta empresa, que contará con cerca de dos años para ejecutar dicho trabajo, también tendría dentro de sus tareas notificar a cada uno de los dueños de los predios a quienes se les intervendrán sus terrenos. Otro punto que definiría el estudio sería la línea base ambiental -proceso preliminar del Estudio de Impacto Ambiental (EIA)- que debe tener por obligación cada proyecto eléctrico. Estos dos últimos puntos aún no están del todo definidos por el Gobierno.

Una vez que el consultor entregue el trabajo final que le fue solicitado por la CNE, éste será evaluado por un comité interministerial, el cual se encargará de dar el visto bueno del trazado. La entidad antes señalada será integrada por los ministerios de Energía, Medio Ambiente e Interior.

Licitación de obras

Tras esta primera etapa se procederá a licitar la construcción del tendido a empresas privadas. Así, las compañías que se adjudiquen las obras y operación de las líneas ya contarán con las servidumbres de paso, el trazado por donde deben construir las torres y, eventualmente, las notificaciones a los propietarios de los terrenos intervenidos.

En la actualidad, estos tres últimos puntos son críticos en el desarrollo de proyectos, pues en algunos casos pueden retrasar por años el levantamiento de las líneas debido a la judicialización de estas etapas.
Así, las compañías en materia de trámites administrativos tendrán que realizar el EIA de la línea a levantar, y negociar con los dueños de los paños las concesiones y compensaciones por el uso de sus tierras.
Según explican fuentes al tanto de estos detalles, este modelo evitará la intervención directa del Estado a través de las expropiaciones, pero a la vez reducirá los riesgos en las compañías que deseen construir líneas.
Esto último se debe en gran medida al trabajo que ejecutará el consultor y que será visado por el comité interministerial.


Plazos
El Gobierno pretende anunciar este proyecto de carretera pública la última semana de agosto.

Fuente: El Mercurio

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Estudio calcula costos por retraso de principales proyectos eléctricos

>> 23 de julio de 2012


Fuente: Revista Electricidad - El Mercurio

La alta oposición que enfrentan los proyectos eléctricos en el país llevó al Ministerio de Energía a cuantificar el valor económico que implica para el sector energético que iniciativas de generación como HidroAysén, Castilla, Alto Maipo o Campiche retrasen en un año su puesta en marcha.

El estudio adjudicado por la mencionada cartera a la Fundación Facultad de Derecho de la Universidad de Chile se titula "Análisis de casos de recursos administrativos y judiciales relacionado con la tramitación de permisos para proyectos del sector eléctrico y sus efectos en las inversiones del sector energía". El informe determina que el retraso de las iniciativas que han enfrentado una mayor oposición por parte de terceros generaría un alto costo económico al Sistema Interconectado Central (SIC) si se demoran un año. Este lapso, contado desde la fecha que estimó la Comisión Nacional de Energía (CNE) para las primeras inyecciones de electricidad de estas centrales.

Así, el estudio señala -tomando como base de cálculo el valor económico presente de las distintas tecnologías y estimando los costos en un horizonte que se extiende hasta el 2030- que el retraso de proyectos como HidroAysén le podrían generar un costo de hasta US$ 388 millones al SIC. La puesta en marcha de la primera unidad de esta iniciativa está planificada para 2022.

Mientras que si Castilla, perteneciente a MPX y E.ON, no comienza a inyectar energía entre 2019 y 2020, el mayor costo para el sistema sería por hasta US$ 54 millones. Otra de las centrales emblemáticas, cuya demora podría afectar al SIC es Alto Maipo de AES Gener.

En este caso el impacto se elevaría a US$ 106 millones.

Las extensiones de plazos afectarían directamente los costos marginales -precio de la electricidad en el mercado spot que se determina por la unidad menos eficiente que despacha energía y que afecta directamente a los clientes libres-, pues habría una menor oferta de energía de centrales hidroeléctricas y carboneras. Estas son las tecnologías más económicas.

Según Pilar Moraga, académica de la Facultad de Derecho de la Universidad de Chile y especialista a cargo del estudio, estos montos son preocupantes. Agrega que el estudio deja de manifiesto las deficiencias que tiene la regulación ambiental.

Por su parte, el gerente general de la Asociación de generadoras de Chile, René Muga, añade que el aumento de los valores de la operación del sistema también afectaría la economía por los puestos de trabajo que no se generan al no concretarse los proyectos. A su vez, porque el país no cuenta con costos energéticos competitivos, respecto de otras economías.

La académica destaca que una de las conclusiones del estudio revela la necesidad de entregar una mayor certeza jurídica en torno al convenio 169 de la OIT, relativo a materias de pueblos indígenas que se vean afectados por proyectos. Esto, agrega, porque parte de los procesos judiciales que enfrentan las compañías se originan en la falta de reglamentación de este artículo.

El estudio también detecta una falta de definición en la legislación ambiental en torno a la determinación de las zonas de influencia de los proyectos eléctricos. "Este tipo de puntos se presta para la interpretación y ambigüedades sobre los efectos que tendrán iniciativas a la hora de ser cuestionadas por terceros", finaliza.

Fuente: Revista Electricidad - El Mercurio

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Firma china va por licitación de US$ 900 mills. en transmisión

>> 22 de junio de 2012


Fuente: El Mercurio

Las compañías chinas preparan su desembarco en Chile. Tras el anuncio de la inminente llegada del Banco de China al país en 2013, se le sumaría el gigante en el desarrollo de infraestructura State Grid.
Según fuentes de la industria, la empresa asiática tiene lista su oferta para participar en la licitación por US$ 900 millones en obras de transmisión del SIC, que volverá a lanzar la Comisión Nacional de Energía (CNE), luego que el anterior proceso se declarara desierto.

La empresa, que en la licitación fallida no alcanzó a participar por dificultades en la presentación de sus ofertas económicas y técnicas por las ocho obras que reforzarán y ampliarán el SIC, espera poder concretar
su anhelo de ingresar a Chile en el sector eléctrico con la obtención de una de estas obras.

A fines del año pasado la mayor compañía de infraestructura del gigante asiático tuvo sus primeros acercamientos con Chile. Ejecutivos de State Grid visitaron el país para sostener una serie de reuniones con autoridades nacionales donde conocieron del proceso de licitación que lanzaría la CNE.

En el mismo viaje, los representantes de la firma china le entregaron una oferta formal a HidroAysén para construir y operar la línea de transmisión de 1.917 kilómetros que requiere el proyecto en la Patagonia, y que hoy se encuentra en estudio tras la recomendación de Colbún de paralizar sus inversiones.

Dicha oferta fue recepcionada por la empresa que controlan Endesa y la eléctrica de los Matte, con la idea de retomar conversaciones una vez que se presente el Estudio de Impacto Ambiental (EIA) del tendido de la iniciativa hidroeléctrica de 2.750 MW de generación.

La llegada a Chile de State Grid y del cuarto banco más grande de China con activos por US$ 1,8 billones (millones de millones), sólo sería el comienzo de una ola de inversiones provenientes de ese país.
Según Matías Mori, vicepresidente ejecutivo del Comité de Inversiones Extranjeras, varias compañías del gigante asiático ya han mostrado su interés por desembarcar en Chile.

Uno de los proyectos que más atracción han generado entre los inversionistas chinos es el proyecto del puente del Chacao que anunció el Gobierno en la última cuenta pública del Presidente Piñera. Esto porque en China ya existen infraestructuras parecidas a la que quiere implementar el Ejecutivo en Puerto Montt.

A eso se sumarían las consultas que han realizado las compañías provenientes de Asia para explorar negocios en el segmento agroindustrial y minero.

Fuente: El Mercurio

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Gobierno estudia regular acceso de eléctricas a terminales de gas natural

>> 13 de junio de 2012


Fuente: La Tercera

A dos años de que comenzaran a operar los terminales de gas natural licuado (GNL) de Quintero -Enagas, que compró su participación a BG, Endesa, Metrogas y Enap- y Mejillones -Suez y Codelco-, el gobierno estudia establecer regulaciones al negocio del gas natural, que permitan asegurar un acceso igualitario de todas las empresas, principalmente eléctricas, a este insumo.

A mediados de 2011, la Comisión Nacional de Energía (CNE) encargó dos estudios a consultores privados para analizar el mercado de GNL. Uno de ellos sobre la estructura de costo de regasificación del GNL, que fue realizado por el Dictuc de la UC, y otro sobre “Diagnóstico, perspectivas y propuestas para la operación de terminales de GNL”, que estuvo a cargo de la consultora Mas Energía. La autoridad se encuentra estudiando las conclusiones de ese documento para ver si introduce regulaciones a un negocio que carece de ellas.

Según señaló la semana pasada el subsecretario de Energía, Sergio del Campo, el gobierno busca determinar de qué manera la regulación puede mejorar la operación de los terminales, pensando en las necesidades del sector eléctrico, principal usuario del GNL que se importa y regasifica en estas instalaciones.

“Hemos terminado ya estudios y estamos analizando los resultados de esos estudios, dado que este es un mercado que no está regulado, queremos ver si la regulación de este mercado puede colaborar a un mejor funcionamiento y participación del gas natural en la matriz del sector eléctrico”, dijo.

Fuentes del gobierno señalan que una opción sería hacer una “cirugía mayor” a la forma en que se opera en la actualidad. Los usuarios de los terminales de Quintero y Mejillones deben hacer contratos de largo plazo -a 20 años- para obtener gas natural, y tienen un número limitado de proveedores, los que han fijado los precios con anterioridad. En el caso de Quintero, los socios del terminal son Endesa, Enap y Metrogas, los que finalmente les venden los excedentes de gas a otras eléctricas. Por ejemplo, la central Nueva Renca de Gener, que abastece de energía principalmente a la Región Metropolitana, ha funcionado continuamente con gas proveniente de Quintero, en contratos trimestrales que se han ido renovando dependiendo de la disponibilidad de gas.

Esto ha llevado a que los precios internos que se pagan por el GNL estén en torno a los US$ 16-18 por millón de BTU, mientras que el índice Henry Hubb - indicador de precios para este combustible en EEUU- está en unos US$ 2 por millón de BTU. Actualmente, los propietarios de GNL Quintero negocian un cambio en los contratos, que permitiría tener una reducción en los precios del GNL. “Las eléctricas no pueden maximizar su posición negociando con distintos actores, no tiene la libertad para hacerlo”, señalan las fuentes.

Una de las recomendaciones que contendrían los estudios es asimilar el acceso a los terminales a lo que actualmente sucede con las líneas de transmisión; esto es, que cualquier actor tenga la posibilidad de solicitar el servicio de regasificación sin necesidad de contar con un contrato con el dueño del terminal. Esto permitiría eliminar las ventajas competitivas con que cuentan los propietarios del terminal frente a sus competidores. Lo que se buscaría es que todas las eléctricas tengan acceso igualitario a las instalaciones, pudiendo traer barcos de GNL de diversos proveedores y a precios más competitivos.

Para esto se tendrían que compensar las inversiones realizadas. En el caso de GNL Quintero, los socios invirtieron unos US$ 1.100 millones en la construcción del terminal y los estanques. Uno de los modelos que manejaría la autoridad es establecer una tasa de retorno de los proyectos, para así pagar la inversión a los actores en un plazo determinado.

Fuente: La Tercera

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