enero 26, 2011 | Industria
Chilectra Chilectra, filial del Grupo Enersis, obtuvo ganancias, atribuibles a la sociedad dominante, por 50.949 millones al término de 2010, cifra que significó una disminución de 2.360 millones respecto a 2009, equivalente a una disminución de 26%.
Por su parte, el margen de contribución alcanzó los 28.953 millones, lo que implica un descenso de 6,2%. Esto obedece, principalmente, a la entrada en vigencia del decreto 320 del 14 de enero de 2009, que fija las tarifas de subtransmisión; y por el decreto N° 1 de 2010, mediante el cual entraron a regir las licitaciones de suministro a clientes regulados.
Los costos fijos aumentaron en 23 millones producto de mayores retribuciones en sueldos y salarios asociados a una mayor plantilla media.
Lo anterior se reflejó en un resultado operacional, respecto de las operaciones locales, de 11.767 millones, cifra que representó un descenso de 7.264 millones, equivalente a una baja de 13,4%.
Las ventas físicas alcanzaron los 13.098 GWh, lo que significó un aumento de 4,1% en comparación al año pasado, reflejo de la reactivación de la actividad industrial y comercial post-terremoto.
Respecto del resultado de las filiales en el extranjero, éste disminuyó en todos los países, totalizando una caída de 2.640 millones, un 27,4% menor en relación al cierre 2009. El menor resultado se explica en mayor medida por Brasil, Argentina y Perú, cuya disminución alcanza en forma conjunta a los 2.375 millones. La diferencia restante está radicada en menores resultados en Colombia.
Fuente / Chilectra
enero 4, 2011 | Industria
Diario Financiero La ex secretaria ejecutiva de la Comisión Nacional de Energía (CNE) y ex directora ejecutiva de la Comisión Nacional de Medio Ambiente (Conama) en entrevista con Diario Financiero, se mostró crítica del sistema de licitaciones de contrato de las grandes generadoras y distribuidoras y aseguró que es difícil el camino para reducir los precios de la energía hacia 2014, tal como se lo ha planteado el gobierno.
Blanlot, que actualmente es socia y gerente general de VBS Consultores y realiza asesorías al sector privado en temas energéticos, además ve beneficios en una posible integración de los sistemas eléctricos en el país.
-¿Cual es el análisis qué hace del manejo del gobierno en materia energética?
-De alguna manera siempre los gobiernos se encuentran con situaciones que se vienen gestando desde antes, y en el caso de Chile, esto sin asignar culpa a ninguna administración, ha ido ocurriendo un fenómeno que era natural que se diera en que la población está exigiendo estándares ambientales crecientemente más estrictos. Por otro lado, venimos saliendo de un período largo de dificultades para el sector eléctrico. Hace sólo seis años tuvimos el shock del gas natural, lo que obligó a cambiar las perspectivas respecto de la expansión de la matriz energética.
-¿Considera factible cumplir con el desafío de bajar los costos de la energía hacia 2014?
-Yo creo que es bastante difícil y la razón es que nuevamente hay tendencias que son contradictorias. La tendencia hacia mayores exigencias ambientales, por ejemplo con la norma para termoeléctricas, hace a mi juicio, que no inmediatamente, haya un efecto (al alza) en los precios, porque los precios hoy están determinados por contratos y esos contratos no todos están amarrados a los costos marginales.
Es muy poco probable, yo no esperaría que haya reducciones, más bien se podrían contener los aumentos, dentro de eso es bien importante para poder contener los aumentos que las próximas licitaciones se diseñen con mucho cuidado.
-¿Qué cambios se deberían hacer a las licitaciones de suministro?
-Hay que evitar licitaciones de las distribuidoras de tan grandes bloques, porque eso hace que los nuevos (generadores) tengan muy pocas oportunidades. En segundo lugar, creo que la fórmula de indexación hay que afinarla. La autoridad tiene mucho que hacer ahí, la fórmula de indexación tiene que estar ajustada al momento en que se licita y efectivamente las proyecciones de lo que puede pasar con precios de los combustibles para más adelante y eso requiere un análisis más fino de lo que se hizo (para las anteriores licitaciones).
-¿Cuál es su opinión respecto de la nueva norma de emisiones para termoeléctricas?
-La norma que aprobó el Consejo de Ministros es bastante adecuada, los plazos me parecen razonables. Creo que con plazos más cortos se corre el riesgo de que no se puedan cumplir y que, eventualmente, haya que ampliarlos, lo que no es conveniente. Es mejor poner un plazo realista desde el principio. Creo que en términos de plazos es adecuada y de los niveles (de emisión) de la norma también. Lo único que agregaría es que habría puesto un plazo amplio, pero definido, de cuándo todas las unidades que operan en Chile deberían estar cumpliendo con la nueva norma.
-Otro proyecto que está analizando el gobierno es el que compensaría a las zonas donde haya centrales energéticas. ¿Considera necesario una iniciativa de este tipo?
-Este es un tema complejo, porque a muchos economistas no les gusta establecer ningún gravamen que sea específico a un tipo de actividad, pero también hay una realidad en que los niveles de desarrollo en las distintas regiones son peligrosamente dispares. Cuando hay regiones que tienen recursos naturales que van a ser de beneficio para todo el resto del país, a mí me parece razonable que se legisle y se regule la forma en que parte de ese beneficio económico va a quedar en la región.
-¿Cómo visualiza la posibilidad de integrar el Sistema Interconectado del Norte Grande con el Central?
-Ciertamente que antes de pensar en interconexiones internacionales, hay que pensar en la integración entre nuestro dos sistemas, ya que no tiene complejidades políticas, por lo tanto depende de que el país llegue a la conclusión de que es un buen proyecto. En un esquema donde la capacidad termoeléctrica se puede poner en cualquier parte, sin ninguna restricción, no va a ser un proyecto ventajoso, pero en un esquema donde haya áreas en que se restrinjan un poco más la instalación, evidentemente la interconexión pasa a ser muy importante y estratégica.
-¿Ve cercana la integración de sistemas eléctricos con nuestros vecinos?
-La integración energética regional sin duda que es beneficiosa para todos los involucrados. Los países tienen que aprovechar las ventajas comparativas en una forma en que todos ganen, eso es posible. Existen trabas que tienen que ver con situaciones políticas y que, por lo tanto, hay que pensar mucho. Todas las interconexiones internacionales han tomado muchos años de análisis y negociación entre países.
No se puede pretender que sea algo que madure en tres o cuatro años, porque es como ponerle una bomba al proyecto de largo plazo de integración. Cuando uno espera resultados rápidos cualquier escollo político echa por tierra el proyecto y después hay que volver a empezar. Hay que pensar que esto tal vez es un desarrollo de 10 a 15 años, donde hay que ir de a poco venciendo los escollos y que, cuando algo se tranca, hay que dejarlo de lado y continuar después.
Fuente / Diario Financiero
diciembre 28, 2010 | Industria
El Mercurio Más allá de proyecciones que anticipan una baja en las cuentas de clientes residenciales para los primeros meses de 2011, los usuarios del Sistema Interconectado Central (SIC) tendrán que esperar hasta fines de 2012 para que sus boletas reflejen una caída sustancial y -lo que es mejor- permanente del precio de la energía.
Para esa fecha está previsto que todos los usuarios residenciales del SIC terminen de pagar una deuda que el sistema contrajo con las generadoras que lo abastecen y que comenzó a acumularse en agosto de 2007. Según datos a septiembre, este remanente alcanza nada menos que a US$ 434 millones.
Esta deuda surgió a raíz de una normativa -la Resolución Ministerial 88 (RM 88)- que en 2005 fue instaurada por las autoridades energéticas de la época, para asegurar que las distribuidoras eléctricas (que hoy atienden a más de 4,5 millones de clientes domiciliarios en el SIC) no se quedaran sin abastecimiento.
Lo anterior, porque en ese momento los costos de operación de las generadoras comenzaban a superar los valores considerados en las tarifas reguladas. Esto hizo que las distribuidoras se quedaran sin contratos con generadoras, porque éstas no estaban dispuestas a vender a un precio menor a sus costos.
Aunque lo que correspondía era que esas distribuidoras sin contrato pagaran precio mayorista o costo marginal por la electricidad que recibieran, la autoridad obligó a las generadoras a cobrar ese suministro a precio regulado.
De esta forma, se buscaba evitar diferencias entre clientes de concesionarias con y sin contrato. Además, se estableció que la diferencia entre el precio spot y el fijado sería prorrateada mensualmente entre todos los usuarios del sistema.
«El problema fue que los costos marginales subieron tanto que el recargo de hasta 20% del precio de nudo, que es la tarifa que calcula la autoridad y que se fijó como tope para saldar ese diferencial, no fue suficiente y se comenzó a acumular hasta ahora», explicó Francisco Aguirre, director ejecutivo de Electroconsultores.
Evolución
En su peor momento, que fue enero de 2009, el saldo de la RM 88 superó los US$ 915 millones, de acuerdo con cifras del Centro de Despacho Económico de Carga (Cdec) del SIC.
Sin embargo, a partir de enero de 2010 (cuando el remanente era de US$ 685 millones), el fondo dejó de acumularse y comenzó a bajar con mayor ritmo por el fin del sistema de venta a distribuidoras sin contrato. Esto, por el inicio del esquema de licitaciones de suministro que reflejan el costo de operación de las generadoras, a diferencia del precio de nudo fijado por la autoridad.
En el sector privado estiman que dada la evolución de los precios de la electricidad, recién a fines de 2012 los usuarios regulados terminarían de pagar esta deuda vigente con 31 de las 36 empresas de generación que operan en el SIC.
Ahí se eliminará el recargo de 20% sobre la componente energía, que equivale al 50% de la boleta mensual de luz.
Montos
Endesa es la generadora que más recursos mantiene retenidos: US$ 154 millones.
US$ 915 millones fue la deuda máxima en enero de 2009.
31 generadoras, de las 36 del SIC, figuran con saldos pendientes en los registros del Centro de Despacho Económico de Carga.
Diferencias entre sistemas
Desde enero de 2010, debutó el nuevo sistema de licitaciones de suministro eléctrico para las distribuidoras.
Este mecanismo consideró subastar entre las generadoras los requerimientos de energía de las distribuidoras durante plazos promedio de 15 años.
El objetivo de este sistema era sincerar en este segmento los costos de operación de las eléctricas, para que las generadoras volvieran a interesarse en él.
A partir de un sistema de indexadores, estos precios podrían variar mensualmente.
Por su parte, el sistema anterior -hoy vigente para un pequeño porcentaje de los contratos- considera la fijación tarifaria por parte de la autoridad.
En abril y octubre, se realiza el cálculo a partir de de factores como el tipo de cambio y los precios que cancelan los grandes consumidores.
Fuente / El Mercurio
octubre 27, 2010 | Industria
(Chilectra) Chilectra, filial del Grupo Enersis, obtuvo ganancias por 09.744 millones al término del tercer trimestre de 2010, cifra que significó una disminución de 8.924 millones respecto a igual periodo de 2009.
Por su parte, el margen de contribución descendió un 12,7%, sumando 67.726 millones. Esto debido principalmente a la entrada en vigencia del decreto 320, el 14 de enero de 2009, que fija las tarifas de subtransmisión, y por el decreto N°1 de 2010, mediante el cual entraron a regir las licitaciones de suministro a clientes regulados.
Al mismo tiempo, se produjo un aumento del ítem otros gastos fijos de explotación por .906 millones, equivalente a un incremento de 6,5%, debido al alza en las actividades de mantenimiento, reparación y conservación, en su mayoría asociados a la normalización de los daños causados por el terremoto del 27 de febrero pasado, los cuales fueron compensados, en parte, por menores costos en publicidad, propaganda y servicios profesionales.
Lo anterior, se reflejó en un resultado operacional, asociado a las operaciones locales, de 1.581 millones, cifra que representó un descenso de 9.567 millones, representando una baja de 26,6%.
Las ventas físicas alcanzaron los 9.744 GWh, lo que significó un aumento de 3,8%, en comparación al tercer trimestre del año pasado, reflejando, principalmente, la reactivación de la actividad industrial y comercial.
Respecto del resultado de las filiales en el extranjero este disminuyó en todos los países, totalizando una caída de .939 millones, 13,7% respecto a los primeros nueve meses del año pasado. El menor resultado está dado, en mayor medida por Argentina, Perú y Brasil, cuya disminución alcanza en forma conjunta .240 millones, y el resto de la diferencia obedece a menores resultados en Colombia.
En relación al impuesto a la renta, se produjo un aumento de .314 millones, por reconocimiento de impuestos diferidos del periodo anterior.
Chilectra atiende a 33 comunas de la Región Metropolitana
Chilectra es una de las principales distribuidoras de energía eléctrica del país, con 1,6 millón de clientes. Su área de concesión es de 2.037 km2, que abarca 33 comunas ubicadas exclusivamente en la Región Metropolitana: Cerrillos, Cerro Navia, Conchalí, Estación Central, Independencia, La Cisterna, La Florida, La Granja, La Reina, Las Condes, Lo Espejo, Lo Prado, Macul, Maipú, Ñuñoa, Pedro Aguirre Cerda, Peñalolén, Pudahuel, Quinta Normal, Recoleta, Renca, San Joaquín, San Miguel, San Ramón, Vitacura, Santiago, Providencia, Huechuraba, Quilicura, Lo Barnechea, Colina, Lampa y Til Til.
Fuente / Chilectra
octubre 25, 2010 | Industria
El Mercurio Los contratos que las distribuidoras eléctricas firmaron con generadoras, bajo el modelo de licitaciones de suministro, han subido en promedio 43% a nueve meses de operación de este nuevo sistema, vigente desde el 1 de enero de 2010.
A septiembre, esta evolución, que incide en las cuentas de luz que pagan los clientes residenciales, quedó de manifiesto pues los contratos actualmente en operación promediaron US$ 103,6 por megawatt hora (MWh), mientras que al momento de su adjudicación este valor fue de US$ 72 por MWh.
De acuerdo con datos de la consultora Systep, esta evolución se explica por el impacto de los costos marginales a los que está indexada una parte de estos contratos. El costo marginal corresponde a la unidad más cara del sistema y está dado por diésel, combustible que hoy tiene un mayor uso dentro de un año seco.
Las licitaciones de suministro de las distribuidoras consideran períodos de 15 a 20 años y se realizaron en tres procesos entre 2006 y 2009. Este último fue el que quedó indexado al costo marginal.
Alza sostenida
El resultado a septiembre evidencia la profundización de una tendencia alcista, pues al primer semestre y en promedio estos contratos habían incrementado su valor en 20%.
La energía representa cerca del 60% de la cuenta eléctrica de un cliente residencial y, por ende, el incremento de los contratos entre distribuidoras y generadoras incide en la tarifa residencial.
Sin embargo, aún no es posible determinar el impacto real que este factor tiene sobre ésta, pues persisten los desfases en las tramitaciones de los decretos respectivos que hacen efectivas las variaciones.
De hecho, la última variación oficial de tarifas se informó en julio con efecto retroactivo a los meses de abril y mayo y fue un alza de 8,1%. Con todo, se estima que 2010 cerraría con alzas de 30%, las cuales sólo podrían verse moderadas por la caída en el tipo de cambio.
Fuente / El Mercurio
