julio 24, 2013 | Industria
(La Tercera) “Esta es la gran licitación, la más importante, que marcará el precio de la energía durante la próxima década”.
Con esas palabras el subsecretario de Energía, Sergio del Campo, define el lanzamiento de la próxima licitación de suministro eléctrico para el período 2019-2032, que cubrirá la demanda de los hogares y del comercio.
Ese proceso -que abarcará los nuevos requerimientos de energía de las distribuidoras- está en fase final de preparación. Considera un total de 305.000 GWh para 13 años, con un promedio anual de entre 20 mil y 25 mil GWh. Para cubrir esa demanda se requerirá de unos 6.000 MW de capacidad adicional, que se sumaría a la actual instalada en el Sistema Interconectado Central (SIC) que llega a 14.000 MW.
“La licitación está saliendo ahora, en las próximas semanas. La adjudicación se realizará hacia mediados de 2014 por el próximo gobierno”, dijo Del Campo.
El subsecretario explicó que el nuevo proceso de licitación representará cerca de 50% de la demanda de energía de la próxima década y de la tarifa. Por eso, agregó que será un elemento decidor de los precios que se presenten durante esos años.
El volumen de energía licitada supera en casi cuatro veces a las dos lanzadas por el Ejecutivo a fines de junio y que comprenden un total de 64 mil GWh (5.367 GWh anuales). Estas consideran los períodos de 2013 a 2024 y de 2016 a 2018. La primera contempla una demanda adicional a cubrir de 362 GWh, que sube a 1.493 GWh en 2014, para cubrir a fines del período suministros de energía sobre 4.500 GWh anuales. La segunda licitación comprende un total anual de 3.020 GWh, 5.647 GWh y 8.473 GWh, respectivamente, en cada año. Ambas consideran un techo de US$ 129 por MWh por la energía que oferten.
Del Campo especificó que la licitación la realizan este año para lograr dar plazo suficiente a las eléctricas para tener en 2019 nuevas centrales que les permitan cubrir los contratos.
Respecto al techo de precios para la nueva licitación, Del Campo indicó que éstos podrían ser más bajos y competitivos, ya que podrían verse favorecidos por una mayor aporte de GNL, que reemplazaría -en parte- al diésel.
Adicionalmente expresó que ya se han detectado algunos grupos internacionales interesados en Chile (E.ON, Duke Energy y Origin). “Hay actores relevantes que están interesados en un mercado como el chileno que es tremendamente atractivo, porque es uno de los países que más crece en América Latina”, dijo.
Del Campo también indicó que todos los actuales operadores locales compraron las bases de las dos licitaciones que ya fueron lanzadas. Entre ellos Endesa, Colbún y AES Gener. En octubre se adjudicarán los procesos.
IMPORTANCIA DEL GNL
Respecto de la cobertura de la demanda eléctrica que se considera para esos períodos, señaló que lo más probable es que sea abastecida por GNL proveniente de la ampliación de GNL Quintero, que en octubre de 2014 tendrá lista su expansión de 10 millones a 15 millones de metros cúbicos diarios de gas natural. Explicó que el proceso lo armaron pensando en hacer coincidir la demanda con la oferta. “Hay una ampliación que se está desarrollando en GNL Quintero por cinco millones de m3/día. Eso da para tres centrales de ciclos combinados de gas natural”, dijo.
Afirmó que ese gas puede servir para que centrales como Nehuenco y Eléctrica Santiago concreten contratos de largo plazo, a 10 años, para obtener GNL y así ampliar sus capacidades de generación. Agregó que si el GNL llega al país a US$ 10 por millón de BTU, se tendría un precio de energía del orden de US$ 90, como costo de desarrollo, lo que está sólo US$ 10 por encima del costo de desarrollo del carbón, y más bajo que el techo que está fijado en las licitaciones por US$ 129 MWh.
Fuente / La Tercera
junio 5, 2013 | Industria
(Diario Financiero)
Finalmente, luego de ocho meses de desavenencias, Endesa Chile y British Gas llegaron a un acuerdo por la renegociación del contrato de suministro de GNL. Según cercanos, la generadora chilena terminó aceptando los mismos términos que ofrecía la británica y que antes acordaron ENAP y Metrogas.
“Endesa Chile, filial del Grupo Enersis, estima que este acuerdo significará un gran aporte para fortalecer sus operaciones con GNL en Chile y Sudamérica, potenciando, al mismo tiempo, sus futuros proyectos de uso de este combustible en la región”, dijo la compañía en un comunicado.
Según cercanos hace un par de semanas las conversaciones entre las partes habrían entrado en terreno positivo, luego de meses en los que cada uno se parapetó en sus exigencias. En todo caso, faltan entre cuatro a seis semanas para finiquitar ciertos temas y firmar los documentos finales, explican cercanos.
El nuevo acuerdo
Según entendidos, la británica ofreció a Endesa la misma modificación del contrato que ENAP y Metrogas: subir el precio desde US$ 3,5 /MMBtu a US$ 8 /MMBtu, y vender un 50% de GNL adicional a lo que tienen contratado, a un precio en torno a los
US$ 11 /MMBtu.
En todo caso, las cantidades y el precio irán variando cada año ajustándose por distintos indexadores, dicen cercanos. El plazo del contrato, sería para todos el mismo: 20 años, aunque ya quedarían unos 18 años, añaden.
A ello, la filial de Enersis también podría sumar la posibilidad de descargar GNL en un terminal en el norte, dicen cercanos, mismo acuerdo que cerró ENAP. Esto beneficiaría a Endesa, toda vez que en el SING es dueña del 50% de GasAtacama, generadora que está en proceso de búsqueda de suministro de gas para vender a las mineras. Además, Codelco y BHP están próximos a licitar dos centrales a GNL en el SING, abriendo posibilidades para el suministro.
Además de eso, Endesa debió ceder ante sus demandas para que BG pagara por el barco de reemplazo que contrató, tras la falla de BG.
Según entendidos, Endesa terminó aceptando los términos del acuerdo sin variación a lo que ofreció BG debido a dos razones: primero, Metrogas y ENAP no podían darse el lujo de demorar un acuerdo, por la necesidad que tenían de asegurar el suministro; mientras que Endesa tenía algo más de margen.
En segundo lugar, la generadora local decidió ceder ante BG debido a que no podría seguir arriesgándose a nuevas fallas de barcos -con el costo que le traía esto- y tampoco quería seguir deteriorando su relación con la británica.
Además, a la generadora le interesa tener un suministro asegurado, dado su interés de vender gas a industriales.
Un punto que después deberán seguir negociando las partes, porque va por cuerdas separadas, es la autorización que deberá dar Endesa para que British Gas pueda vender el 20% que le queda en el termina GNL Quintero a Enagás.
El conflicto
Hacia fines del año pasado, BG informó a ENAP, Metrogas y Endesa que había posibilidad de incumplir parte del suministro de GNL. Además, comenzaron a renegociar el precio de suministro, que dejó de estar indexado al petróleo Brent y cambió a Henry Hub. ENAP terminó aceptando a las semanas de la amenaza. Meses antes lo había hecho Metrogas.
El pago por el barco
Otro punto donde cedió Endesa fue en el pago por el barco de GNL que la británica falló en abril, tal cual lo había anunciado, aduciendo problemas con su proveedor primario en Egipto. De hecho, fuentes aseguran que existía la posibilidad de que ello se repitiera durante el año.
Endesa pidió que BG pagara por el barco que debió contratar. Sin embargo, en BG no estaban dispuestos. Según cercanos, el contrato considera que en caso de una falla, la británica debe pagar el costo del barco fallado más una multa de 20% del mismo valor de la embarcación. BG estaría dispuesta a cumplir con esta parte, pero a Endesa esto no le agradaba, pues el barco estaba fijado a un precio de unos US$ 3,5 /MMBtu, mientras que ellos debieron contratar otro pagando entre US$ 14,5 y US$ 16,5 /MMBtu.
Fuente / Diario Financiero
mayo 20, 2013 | Industria
(La Tercera) Ojalá llueva. Eso responden los eléctricos cuando se les pregunta por el actual escenario hidrológico del país. Si se mantiene la falta de lluvias, advierten, el país se enfrentará a un cuarto año de sequía. De ser así, plantea el director de Colbún, Bernardo Matte, este año superará a 1968 como “el más seco de la historia”. Pero, a diferencia de lo ocurrido en 2008, en que se aplicó un decreto de racionamiento preventivo para evitar cortes de energía, o a fines de los noventa, donde se restringió el consumo, todo indica que esta vez no habrá un impacto de ese tipo en el suministro eléctrico. Sí vendrán alzas de costos de corto plazo, -fundamentalmente a empresas- debido a la imposibilidad de producir con centrales que usan agua como insumo base. “Es preocupante la falta de lluvias. No se apagará la luz, pero sí va a costar más. Ese es el problema”, sostiene Matte.
Hoy los embalses de generación eléctrica están con bajas reservas y El Laja es el más afectado. Según datos del- Cdec-SIC, entidad que regula la operación del sistema eléctrico de la zona central del país, El Laja tiene una cota de 1.305,6 metros sobre el nivel del mar, prácticamente igual al mínimo, que es cercano a 1.303 metros (ver infografía).
La falta de lluvias ha hecho, además, que en lo que va de mayo la hidroelectricidad sólo sea 27% de la generación total, mucho más bajo que el 41% que representó durante 2012, su menor nivel desde los racionamientos de 1999. Si no llueve, el gas natural y el diésel, según estimaciones de CorpResearch, representarán el 37% de la matriz energética. Hoy esa presencia es cercana al 26%. El carbón, por su parte, podría llegar a 32%. El escenario es muy distinto al que existía en 1996, donde la hidroelectricidad representaba el 65% del mix de generación y el carbón solo 24% (ver gráfico).
Medidas adicionales
De todos modos, para el gerente general de Enersis -dueña de Endesa, la principal generadora local-, Ignacio Antoñanzas, la escasez de lluvias es preocupante. “Nos hubiera gustado tener, a estas alturas, señales más positivas. Todavía no las hay”, dice. Agrega que con esto, “ya estaríamos en el cuarto año de sequía y eso no es bueno”.
Pese a que Endesa aporta energía adicional con Bocamina II (carbón, 350 megawatts, MW), la eléctrica además está consiguiendo más Gas Natural Licuado (GNL) para gasificarlo en la planta de Quintero. “Se ha pedido mucho más gas. Quintero está al 100% de su utilización y creemos que estará así durante todo el año”, cuenta Antoñanzas.
El ejecutivo señala que el año pasado el terminal de GNL Quintero llegó a un peak de operación y estima que este puede ser igual. Según cifras del director ejecutivo de la Asociación de Empresas Distribuidoras de Gas Natural A.G.(AGN), Carlos Cortés, el año pasado Quintero importó 2,3 millones de toneladas de GNL y se gasificaron nueve millones de metros cúbicos.
La eléctrica está conversando con BG, la que le suministra el GNL y con la que mantiene una disputa por diferencias en el valor del combustible. Endesa inicialmente pagaba entre US$ 15 y US$ 17 por millón de BTU (Unidad Térmica Británica, en inglés), y en enero el valor bajó a unos US$ 3,5 por millón de BTU, pues cambió la fórmula de indexación. Debido a esto, la británica no le envió un barco con GNL a Endesa. Las negociaciones, que deberían culminar este primer semestre, se centran en establecer un valor intermedio entre el que paga Endesa y lo que lograron pactar Enap y Metrogas, más gas u otros puntos de descarga.
En Colbún, Ignacio Cruz, gerente general de la firma, señala que una de sus medidas para sortear un cuarto año de sequía es hacer que sus centrales operen bien “para que funcionen cuando se necesiten de forma regular y eficiente”. Además, la eléctrica está buscando nuevos contratos de gas natural. La compañía cerró en enero un acuerdo con Enap para asegurar el suministro de Nehuenco I (ciclo combinado que usa gas y diésel) por cuatro meses.
Año sin cortes
La matriz energética, plantea el subsecretario de Energía, Sergio del Campo, “está a prueba de hidrologías”. Ello, gracias al ingreso de mayor energía termoeléctrica como carbón, gas natural y diésel. “Si nuestra matriz fuera igual a la de 1996, que tenía un fuerte componente hidroeléctrico, probablemente hoy tendríamos un racionamiento”, asegura. Una visión similar tiene el analista senior de CorpResearch, Sergio Zapata.“No vemos riesgos de un blackout (cortes de luz) por falta de energía. La actual matriz sería suficiente para abastecer, sin problemas, la demanda del sistema central”, manifiesta.
Desde 2008 hasta el primer trimestre de este año, dice Del Campo, han ingresado al SIC 1.800 MW adicionales. “Con esto se asegura el suministro, independientemente de la falta de lluvias. En ese sentido no hay riesgos. Pero si se mantiene este cuarto año de sequía podemos tener precios altos de la energía”, explica.
En todo caso, puntualiza que esta tendencia alcista -que no se transfiere a precios de clientes residenciales- se puede moderar gracias a la menor presencia que tendrá el diésel en la planificación eléctrica de este año. “Eso se está notando en los últimos meses, ya que desde agosto de 2012 han ingresado centrales a carbón como Bocamina II, de Endesa, y Santa María, de Colbún, que junto con Ventanas IV, de AES Gener, suman 980 MW y que desplazaron la generación con diésel”, afirma. Estas carboneras, detalla el subsecretario, están operando con un precio de US$ 50 MWh, lejos de los casi US$ 200 por MWh que margina un motor a diésel y de los US$ 150 MWh que marca una central de ciclo combinado que usa diésel en vez de gas para la producción de energía. En mayo, el costo marginal de la energía promedia US$ 168 por MWh, pero en la última semana el promedio escaló a US$ 198 por MWh.
Holgura del sistema
La entrada de mayor capacidad de generación al sistema hizo que el gobierno decidiera que no era necesario extender la vigencia del decreto preventivo de racionamiento que operó gran parte del 2012, pese a la sequía. Del Campo explica que dentro de la simulación que se hizo con el Cdec-SIC sobre la holgura que existe en la matriz eléctrica, se concluyó que se puede operar con normalidad si una central como Nueva Renca (370 MW) sale del sistema por mantención o presenta otro problema. Sin embargo, el escenario es distinto si son dos las centrales que faltan en el sistema. Hasta ahora, la única planta que estará fuera del sistema será Nuhuenco II de Colbún (398 MW). La unidad de ciclo combinado, que opera con gas y diésel, tuvo una falla en una de sus turbinas, por lo que estará cinco meses sin operar.
Por eso el Cdec-SIC, junto con las empresas, trabaja para coordinar las mantenciones de las centrales con el fin que las salidas que tengan las unidades no se topen. Los pronósticos del gobierno son favorables al grado que, aunque se agudizara la falta de lluvias, desestiman usar los motores de respaldo que utilizan diésel.
Guardar agua
Sergio Zapata explica que, gracias a la mayor capacidad térmica, hoy la autoridad tiene espacio para aplicar una política conservadora y ahorrar la poca agua que pueda caer este año, para recuperar el bajo nivel de los embalses.
Para Endesa, la solución para sortear años críticos por falta de lluvias es la construcción de más embalses interanuales, como El Laja y Maule, que guardan el agua de las lluvias y se usan cuando hay ciclos de baja precipitación. La propuesta es que puedan acumular agua por encima del consumo hidráulico anual. “El bajo caudal es preocupante, porque llevamos cuatro años usando esas reservas. Si hubiesen tres reservas más, El Laja no estaría en sus mínimos históricos”, estima la empresa.
Fuente / La Tercera
mayo 17, 2013 | Industria
(AIA) Propiciar la generación de nuevos negocios con las más importantes empresas mineras e industriales del país, contribuyendo con ello el fortalecimiento de los encadenamientos productivos, son las principales ventajas para los más de 4 mil organismos productivos que conforman la plataforma SICEP.
Para ello este sistema abrió su proceso de actualización de información financiera, legal y curricular para que las empresas proveedoras de bienes y servicios, mantengan su estado general al día ante las 24 compañías mineras e industriales que la utilizan, permitiéndoles a estas últimas contar con la documentación que les permita seleccionar a quienes participaran en sus distintas licitaciones.
“SICEP cuenta con más de 4 mil entidades prestadoras de servicios en sus registros, quienes anualmente deben realizar este proceso de actualización, así como cada dos años revalidar su Auditoría SICEP que evalúa sus competencias básicas, siendo ambos procesos sumamente relevantes al momento de los usuarios del sistema seleccionar con quienes trabajarán”, señaló su Gerente de Operaciones y Negocios, Juan Pablo León.
Ante ello es que León invitó tanto a quienes deben revalidar su información, como aquellas que tienen fecha de vencimiento de su Auditoría SICEP durante el 2013, a realizar estos procesos en forma conjunta, siendo el plazo fatal para ello el 31 de julio y contribuir así al mejoramiento de la productividad del sector minero e industrial.
PROCESO
Así quienes deban realizar este trámite, pueden acceder a toda la información necesaria para ello a través de las web http://www.sicep.cl/actualizacion.html. Así mismo en caso de tener alguna duda o consulta pueden comunicarse a los teléfonos (+56 55) 2454318, 2454345, 2454349 ó 2454347, además de los email actualiza1@sicep.cl, actualiza2@sicep.cl, actualiza3@sicep.cl y actualiza4@sicep.cl.
SICEP, plataforma de búsqueda y selección de proveedores, es usado por las mineras BHP Billiton con sus unidades Minera Escondida y Pampa Norte (Spence y Cerro Colorado); Xstrata Copper Lomas Bayas y Fundición Altonorte; Teck Quebrada Blanca y Minera Carmen de Andacollo; Antofagasta Minerals y sus faenas de Minera El Tesoro, Minera Michilla y Minera Los Pelambres; Barrick Zaldívar; Yamana Gold-Minera Meridian; Minera Franke; Minera Doña Inés de Collahuasi; Sociedad Chilena de Litio; y SQM. A ellos se suman E-CL, GNL Quintero, Finning Chile, Komatsu Cummins, Metso Minerals y FLSmidth.
Fuente / AIA
mayo 15, 2013 | Industria
(Diario Financiero) No serán dos los bloques de energía para clientes regulados los que licitará el gobierno, sino tres, según explicó ayer el subsecretario de Energía, Sergio del Campo.
El primero de ellos, dijo, tendrá un volumen de 5 mil GWh, será lanzado durante este mes y contempla contratos para suministros entre 2015 a 2019. El segundo, considera suministros de largo plazo, para servir la demanda entre 2019-2032, y se licitará en 2014.
A lo anterior, se sumaría un tercer proceso que estaría ligado a excedentes de las generadoras que podrían interesarse en tener un contexto de más largo plazo. “Las licitaciones de las distribuidoras compiten hoy con los proyectos mineros. Por tanto, se debe diseñar una licitación que compita con esa minera. (…) Hay que diseñar una licitación con un plazo para poder competir”, dijo del Campo.
En síntesis, lo que hará el gobierno es que junto con las licitaciones de corto plazo que se lanzan en las próximas semanas, ofrecerá a las generadoras y distribuidoras la posibilidad de contratar suministro de largo plazo desde ahora, considerando sus excedentes de generación.
El bloque de largo plazo, que se ofrecerá el próximo año, en tanto, estará destinado no sólo a las eléctricas que están en el país, sino que también a nuevos actores, pues considera un período de cinco años para instalar nueva capacidad.
Según Del Campo, esta modalidad permitirá reducir los costos de la energía en el país en el mediano plazo. Los concursos, dijo el subsecretario, “serán muy importantes para reactivar e incrementar la competencia del sector de generación (..) hacia fines de la década (…) de manera tal que esperamos menores costos para esa fecha”.
Proyectos en el Congreso
El subsecretario también se refirió a las iniciativas legales que están en trámite en el Congreso: ley de concesiones y de carretera eléctrica. Respecto del primero, dijo que esperan, idealmente, su aprobación dentro de los próximos 30 días.
Para el gobierno este proyecto permitirá disminuir los tiempos de otorgamiento de concesiones. Además, tendrá impacto en los precios. “Los análisis realizados muestran que el atraso de un año en la ejecución de líneas de transmisión tiene un impacto de alrededor de un 30% en el precio de corto plazo”, dijo el subsecretario.
Añadió que siguen trabajando en el texto que establece la carretera eléctrica y precisó que en los próximos días enviarán el proyecto de ley que faculta a la Comisión Nacional de Energía para incluir la interconexión de los sistemas SING-SIC en los Estudios de Transmisión Troncal, algo que fue rechazado hace unos meses por el Panel de Expertos. “El gobierno está trabajando en la elaboración del proyecto de ley. Estamos en las discusiones finales y esperamos ingresar prontamente al Congreso”, indicó.
Otros temas
Del Campo también se refirió a los procesos de judicialización que enfrentan los proyectos de energía. El subsecretario indicó que “la interpretación, a nuestro juicio, de lo que debieran ser los cuestionamientos medioambientales, debieran radicar en el Poder Ejecutivo y éste resolver las discrepancias y por eso será importante el buen funcionamiento de los tribunales ambientales y de la Superintendencia del Medio Ambiente”.
Adicionalmente, el gobierno espera que la generación en base a GNL aumente, gracias a la ampliación del terminal GNL Quintero y el anuncio de nuevos desarrollos en base
Fuente / Diario Financiero
