septiembre 25, 2017 | Industria
(El Mercurio) La última licitación eléctrica en 2016 marcó un récord en cuanto a ofertas y precio: se recibieron 84 propuestas y se logró bajar la tarifa a la mitad, con un valor promedio de US$ 47 por megawatts la hora (MW/h). Y esta buena racha se mantendría para la próxima adjudicación, a realizarse en octubre, según proyecta un estudio de Quiroz & Asociados, que estima que el valor de los contratos promediará los US$ 40 MW/h.
La razón de estos menores valores se debe a la disminución de los precios de las Energías Renovables No Convencionales (ERNC), cuya irrupción en el proceso pasado explicó gran parte del descenso en las tarifas. El reporte de Quiroz & Asociados resalta que el precio por MW/h de potencia instalada se ubica hoy bajo un millón de dólares y sigue reduciéndose.
«Tal es la baja de costos de licitaciones recientes en Estados Unidos y en Medio Oriente, que se han visto precios por debajo de los US$ 30 MW/h», señala Felipe Givovich, autor del reporte y experto en el mercado eléctrico. En el anterior concurso de 2016, la oferta más baja la presentó Solarpack (US$ 29 MW/h), y hoy «esos precios no se ven tan exóticos», sostiene Givovich.
La próxima licitación también supone un desafío para los generadores tradicionales. El socio de Quiroz & Asociados señala que tanto Colbún como AES Gener enfrentarán en los próximos años el término de algunos contratos, por lo que participarían en el proceso. Enel ya mencionó su intención de hacerlo.
Además, las expectativas de los clientes libres -grandes usuarios, como empresas mineras e industrias- cambiaron y buscan tarifas más bajas. Y es que tras la licitación de 2016 quedó de manifiesto un exceso de oferta que gatilló renegociaciones de los contratos, lo que ha permitido que los clientes libres opten por precios por debajo de los US$ 60 MW/h.
«Los bajos precios han llegado para quedarse», estiman en Quiroz & Asociados. «Las ERNC siguen disminuyendo precios y acapararon casi la totalidad del despliegue de la nueva infraestructura de generación. Son limpias y la forma más barata de generación disponible», agrega Givovich.
Según la Comisión Nacional de Energía, la licitación eléctrica considera 2.200 GWh al año en total. El 11 de octubre será la presentación de ofertas y el 3 de noviembre se define la adjudicación. Los ganadores del concurso deberán entregar energía en enero de 2024, por los 20 años siguientes.
Menos generación tradicional
Un panorama complejo enfrentan los generadores tradicionales, como Enel Generación, Colbún y AES Gener. La viabilidad de proyectos de este tipo se encuentra fuertemente amenazada por el cambio tecnológico y la reducción de precios, señala el experto.
Agrega que hay activos eléctricos, como las centrales a carbón, que dejarán de funcionar antes de que se cumpla la vida útil que preveían los mismos generadores.
Otro cambio de tendencia viene en el negocio de la distribución, ya que los paneles solares han bajado de precio. Por ejemplo, una instalación residencial en la Región Metropolitana tiene una rentabilidad de 12% anual, con lo cual la inversión se recupera en menos de 10 años.
De hecho, hay empresas que ya están empezando a tomar ventajas de este cambio, detalla Givovich . En concreto, Enel Distribución y Engie, con su filial Sunplicity, venden paneles solares para usuarios residenciales, así como firmas como Punto Solar, Ebro, Ekoazul, Ecolife, entre otras, precisa.
[Secretario ejecutivo de la CNE: “Hemos tenido mucho interés de empresas chinas en la actual licitación”]
septiembre 20, 2017 | Industria
(La Tercera) A mediados de la década pasada, cuando los precios de la energía superaban los US$ 100 por MWh y la demanda crecía fuerte, los recursos hídricos de Aysén aparecieron como alternativa para desarrollar proyectos que permitieran asegurar una cobertura eléctrica al resto del país.
Fue así como surgieron dos proyectos emblemáticos: Hidroaysén (de Colbún y Endesa, hoy Enel Generación), que consideraba una potencia instalada de 2.750 MW y una inversión de US$ 3.200 millones; y Energía Austral que aportaría unos 1.000 MW con tres centrales, la primera de ellas el proyecto Cuervo, que costaría US$ 733 millones y una potencia instalada de 640 MW.
Ambos, prometían ser la solución a los altos precios y a la posible escasez. Sin embargo, la fuerte oposición ambiental, sumado a las restricciones de transmisión -la zona de Aysén está distante unos 1.000 kilómetros de la línea troncal del SIC- fueron poniendo cada vez más problemas a su desarrollo. La masificación de las renovables, que llevaron a la baja los precios, fue la lápida.
En materia ambiental, Hidroaysén fue rechazado a comienzos de 2014, y hoy está en tribunales ambientales con pocas posibilidades de construirse, luego que uno de sus socios, Enel, anunciara que evalúa devolver sus derechos de agua. Cuervo no corrió mejor suerte y luego de una difícil tramitación ambiental, su titular optó por desistir a fines de agosto.
Para María Isabel González, directora de Energética, la irrupción de las ERNC ha hecho “innecesarias” a este tipo de centrales. En el corto plazo simplemente no son necesarias, y como hay tanto proyecto eólico y solar, tendrían que ser capaces de competir con esas alternativas, y la verdad que esas alternativas tienen costos que son inalcanzables hoy para las centrales de embalses por ejemplo”, dice.
Una visión similar plantea el secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Andrés Romero, quien considera que los megaproyectos tienen dificultades para competir en precios con las nuevas tecnologías. “Lo que ha pasado es que Chile tiene mucho más recursos que Aysén, y si en algún momento Chile necesita los recursos de Aysén, tendrán que usarse. Pero la energía que hoy se ofrece en el mercado eléctrico es energía con menor impacto y más barata que lo que Aysén estaba ofreciendo”, señala.
El futuro
A juicio de González, pese a que Hidroaysén y Cuervo no lograron concretarse, los proyectos hidroeléctricos grandes en la región no están descartados del todo. “Si bien tenemos una gran capacidad de respaldo para ese tipo de energías que son intermitentes, yo pienso que en algún momento, pero no cercano, vamos a necesitar esa energía de respaldo, y las centrales de embalse se complementan muy bien con la energía solar y eólica”, sostiene.
La consultora agrega que esto también dependerá de cómo se desarrolle la tecnología de almacenamiento, “cuanto baje su precio, pero hasta el momento la forma más económica de guardar energía es con agua”.
Para Romero, es difícil imaginar una central de esas características en la zona en los próximos años: “Hoy no se ve en el corto plazo ni el mediano plazo una central de esa naturaleza. A futuro, quien sabe. A lo mejor el país se fija el objetivo de tener 100% su matriz renovable al 2050, y para lograr ese objetivo el país dice que deberíamos usar el agua que hay en Aysén, pero es otra discusión, es súper distinta a la que había antes”.
Ramón Galaz, director de Valgesta, indica que es relevante que exista consenso a la hora de decidir sobre los recursos hídricos de la región. “El tema de establecer proyectos hidroeléctricos en la zona de Aysén es un tema extremadamente complejo. Cualquier decisión, en favor o en contra, debe venir de una decisión muy consensuada, y para eso creo que se requiere el largo plazo”, señala.
septiembre 12, 2017 | Industria
(Pulso) Un tercer trimestre marcado nuevamente por el déficit hídrico es lo que les depara a las principales generadoras del país.
Y es que a pesar de las últimas lluvias registradas en el centro-sur de Chile, aún los embalses dedicados a la generación se encuentran muy por debajo de sus niveles históricos, o a lo registrado el mismo período de 2016, año que ya fue considerado seco.
En concreto, y según cifras de la Dirección General de Aguas (DGA), a nivel nacional y en términos globales, al cierre de agosto los embalses mantenían un déficit con respecto a sus promedios de 43%, debido principalmente a los embalses mixtos, dedicados a la generación y al riego, los que tienen un déficit de un 69%.
Mientras que si se analizaba en relación con el año pasado, los de sólo generación presentaban una baja de 17,6% y los de generación y riego un 27,3%.
“Sólo los embalses dedicados exclusivamente al riego presentan un superávit de un 32% debido especialmente al aumento de los almacenamientos en los embalses de la zona norte”, se indica en el informe.
En tanto, si se analiza por la acumulación de lluvias en los embalses más relevantes para la generación de energía (ver tabla), algunos de ellos, como es el caso de Colbún o Pehuenche, se encuentran un 30% por debajo de un año normal.
Esto ha generado que la Probabilidad de Excedencia (PE) – índice que cuando es superior al 50%, los años se denominan relativamente secos, mientras que si se registran valores inferiores al 50% sucede lo contrario y se califica el período como relativamente húmedo- se ha mantenido en los últimos tres meses en 91%.
No obstante, los diferenciales entre la energía embalsada del 2016 con 2017 se ha reducido en los últimos dos meses, y la generación hidráulica ha presentado mejores cifras. De acuerdo a información del Coordinador Eléctrico, en los últimos 30 días el promedio de la generación de embalse se ha elevado 8,23%, mientras que la energía de pasada cae casi 2% en relación con 2016.
Sin embargo, el acumulado anual sigue con cifras negativas de 7,6% en embalse y 0,32% en la generación de pasada.
Con todo, actualmente los costos marginales del sistema presentan mejores cifras, ya que si en la barra Quillota en el Sistema Interconectado Central (SIC) se observaron peaks de US$86/MWh, y en agosto cercano a los US$130, los primeros días de septiembre estos se han ubicado cerca de los US$50.
Un año complejo
La escasez hídrica presentada en los últimos dos meses está en línea con lo divisado en la primera mitad del año, con un menor nivel de afluentes y caudales en las principales cuencas hidrológicas del SIC con respecto al período anterior. Esto incluso fue recordado por las principales generadoras en sus estados financieros correspondientes al segundo trimestre del año.
“El agua caída durante el segundo trimestre de 2017 no ha sido suficiente para subsanar el déficit hídrico en centrales de embalse y pasada del sistema. Lo anterior ha resultado en una menor generación hidráulica con respecto a igual período del año 2016 y en un aumento en los costos marginales del sistema”, comentó Colbún.
En tanto, por parte de Enel Generación -ex Endesa Chile- acusó una caída en la generación neta por una menor generación hidroeléctrica, producto de la sequía que ha afectado al sur del país.
septiembre 12, 2017 | Industria
(El Mercurio) Una visita relámpago es la que realiza el CEO de Enel, Francesco Starace. Si bien el objetivo principal de la estadía del número uno de la italiana es asistir a la inauguración de la central geotérmica Cerro Pabellón, el ejecutivo aprovechó de abordar el proceso de reorganización que vive la firma en Chile.
El italiano se reunió ayer con el presidente de Enel Chile, Herman Chadwick, para hablar sobre el plan Elqui, propuesta de la empresa chilena para adquirir los activos de Enel Green Power (EGP) en el país. Esto, condicionado al éxito de una OPA sobre Enel Generación. También se reunió con los equipos gerenciales de la firma.
La estadía de Starace se extiende hasta hoy, tras la inauguración de Cerro Pabellón, primera planta geotérmica de Sudamérica y uno de los activos que posee EGP en Chile. En esta central son socios con Enap.
septiembre 11, 2017 | Industria
(Pulso) Ya es oficial: la inversión en energía está perdiendo el impulso que la ha caracterizado durante los últimos tres años, período en el que incluso desplazó por meses al sector minero como el primer receptor de flujos de dinero desde el extranjero.
Uno de los segmentos en que dicho fenómeno se ha notado con mayor fuerza es precisamente en aquellas energías intermitentes, como las basadas en tecnología eólica y solar, y que forman parte de las llamadas Energías Renovables No Convencionales (ERNC).
Según una recopilación de cifras provenientes de la Comisión Nacional de Energía (CNE), si se toma en cuenta la capacidad de los proyectos en construcción, estos se han desplomado. Si en 2015 se llegó a un peak cercano a los 5.500 MW en proyectos tanto renovables como tradicionales en desarrollo, esta cifra ahora alcanza cerca de la mitad de ello: 2.370 MW.
La tecnología que más ha descendido en cuanto a MW en ejecución es la ERNC. Hace un año este sector lideraba en construcción de iniciativas tanto en el Sistema Interconectado Central (SIC), como en el Norte Grande (SING) con 37% y 44% de los proyectos totales (2.500 MW). Sin embargo, hoy el consolidado de desarrollos eólicos y solares se ha reducido a unos 700 MW, el nivel más bajo en tres años, con una presencia del 20% sobre el total de proyectos en construcción.
Adicionalmente, y según constata el reporte mensual correspondiente a agosto de la CNE, el sector renovable ya no lidera la construcción por tecnologías. Ahora, las centrales hidráulicas de pasada tienen el trono, con 40% del total de MW en construcción.
A la fecha hay unas seis centrales hidroeléctricas de pasada sobre las 120 MW en obra, entre las que destaca las dos centrales del proyecto Alto Maipo de AES Gener y Los Cóndores de Enel Generación.
¿Cómo se explica la baja del boom de las renovables? Parte de ello, respondería a la baja en la inversión eléctrica general, ante el estancamiento de la demanda y la sobreoferta.
Así explica Hugh Rudnick, director de Systep y académico UC. “Los dos sistemas eléctricos, que se interconectan el próximo año, están con una capacidad instalada más que suficiente -incluyendo los proyectos que están asignados bajo las licitaciones de las distribuidoras, es decir, los que están en construcción o están por construirse- y entregan una suficiente capacidad como para que no se requiera inversión por varios años”, explica.
A esto se suma que hay una importante reducción del crecimiento de la demanda, agrega Rudnick, en parte por menos proyectos industriales y mineros.
En este contexto, desde Systep proyectan que, una vez que se construya todo lo que está en carpeta, a Chile le deparan más de cinco años sin que se concreten nuevos proyectos. Esto, considerando que desde el coordinador ya anticipan que las licitaciones -entre otros- impulsarán proyectos por 5.600 MW, de los que en su mayor parte corresponderán a energía eólica con 2.700 MW.
“Más allá del 2023 debería detenerse la inversión en generación y debería haber un período largo, hacia el 2027-2029 en que no debería haber nuevas centrales generadoras; salvo que haya un repunte muy importante en la demanda lo que no creo que sea el caso. En la práctica vamos a tener una sequía de proyectos importantes entre el 2024 y el 2028-2029, ya que no habría requerimiento de nuevas inversiones”, dijo Rudnick.
