octubre 13, 2017 | Industria
(Radio Universidad de Chile) Veinticuatro empresas generadoras, nacionales y extranjeras, presentaron recientemente sus propuestas económicas y administrativas para participar en el proceso de Licitación que abastecerá las necesidades de los clientes regulados de los Sistemas Interconectados Central y Norte Grande (SIC y SING), a partir de 2024, por 20 años.
Para el secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía, Andrés Romero, en esta especie de subasta, se podrían llegar a tener diez veces la cantidad de energía que se está ofertando respecto de lo que se está demandando. Romero, destacó que se esperan precios muy competitivos, lo que repercutirá finalmente en un menor costo al consumidor.
“Contentos de que el mercado eléctrico siga siendo dinámico, hemos podido salir del fango en el que estaba hace cuatro años atrás, donde no se presentaban ofertas, donde las ofertas eran muy caras, hoy día lo que tenemos es un mercado sano, dinámico, que aprovechará las energías renovables, así que buenas noticias para el país”, reafirmó.
Para el académico de la Facultad de Ciencias Físicas y Matemáticas de la Universidad de Chile, Roberto Román, el proceso económico bajará hasta más de la mitad los costos en el consumo, por lo que aseveró, “se terminará con la estafa eléctrica al que hemos sido sometidos los chilenos”.
“Se está licitando entre un U$40 y U$60 megawatts la hora (MW/h), que es menos de la mitad de lo que era hace tres o cuatro años atrás, y está bien que así sea porque antes nos estaban estafando, empresas hidroeléctricas que se habían construido con dinero público, en la época que Endesa era nacional, de instalaciones que estaban súper, archi amortizadas, se estaba vendiendo el megawatts hora a U$110 0 U$120, lo que era un robo”, argumentó.
Roberto Román valoró que en esta nueva licitación de suministro energético, aumenten las propuestas por parte de empresas productoras de energías renovables y sigan bajando las convencionales, como las hidroeléctricas, precisó, debido principalmente a la constante baja en el precio de producción.
Llama la atención el hecho de que dos de las cuatro generadoras más grandes del país, como son Aes Gener y Engie Energía Chile, no presentaron propuestas en la licitación. Desde la filial local de la estadounidense Aes Gener, que mantiene un default técnico por el proyecto Alto Maipo, indicaron que debido a los bajos precios de la electricidad, el alto precio de los proyectos y la cantidad de agresivas ofertas por parte de otras firmas que “ponen en riesgo la sustentabilidad del mercado”, no presentaron ninguna propuesta.
Para Gary González, economista asociado a la fundación medioambiental Terram, la licitación podría dejar obsoletas a partir del 2024 a las empresas generadoras que funcionan a base de carbón.
“Las energías renovables están entrando, pero qué pasa con las otras, tenemos varias que están obsoletas en su vida útil, pero siguen funcionando, entonces esto sirve como una especie de gallito, lo que se espera es una limpieza de la matriz energética, así también tener claro lo que se exportará, energía adicional que no se está usando, entonces al final es una por otra o la renovable llega a sumar a la otra, mientras no haya nada que pueda sacar de circulación a estas empresas termoeléctricas a carbón, lo claro es que en la práctica esto aún no ocurre”, subrayó.
Cabe destacar que el consumo energético total en el país lo lideran las empresas mineras, posteriormente el comercio, grandes proyectos de edificios y centros comerciales, la industria y al final el consumo doméstico.
Entre los participantes se encuentran: Colbún S.A, Parque Eólico Cabo Leones I S.A, Enel Generación Chile S.A, Rakun SPA, Besalco Energía Renovable S.A, entre otras. Desde la comisión nacional de energía precisaron que el detalle de las ofertas se conocerá el próximo 19 de octubre, mientras que las adjudicaciones se realizarán el viernes 3 de noviembre.
Licitación de suministro eléctrico: hoy se presentan las ofertas
octubre 12, 2017 | Industria
(El Mercurio) Interés generó la nueva licitación de suministro para abastecer a las distribuidoras eléctricas. Ayer se recibieron 24 ofertas y se espera que estas superen en hasta 10 veces la cantidad de energía a contratar.
No obstante, si se le compara con el proceso del año pasado, las ofertas representaron menos de un tercio de las propuestas de dicho concurso. Estas últimas totalizaron 84. Aunque, en esa oportunidad, el volumen subastado fue mucho mayor.
Esta licitación contratará 2.200 GWh/año de energía a generadores y apunta a satisfacer las necesidades de electricidad de los clientes regulados del Sistema Eléctrico Nacional por 20 años, a partir de 2024.
El secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Andrés Romero, comentó que la recepción de propuestas demuestra que «tenemos un mercado en competencia, dinámico, sano, en donde, probablemente, tengamos precios muy competitivos para esta licitación».
Aunque la autoridad declinó aventurarse a apostar por un precio esperado para este nuevo concurso, al interior del Gobierno existe optimismo, tanto así que apuestan que pueda ser incluso menor que en 2016, cuando promedió US$ 47,5 por MWh.
«Dado el nivel de oferta en esta licitación, vamos a tener mucha más cantidad de energía ofertada que en la anterior, en relación con la demanda. Probablemente, vamos a tener más de 10 veces la cantidad ofertada respecto de lo demandado. En el anterior proceso fueron siete veces», apuntó Romero.
Colbún y Enel Generación aparecieron entre las grandes compañías. También se presentaron variados proyectos solares, eólicos y centrales hidráulicas de pasada. Asimismo, participaron centrales a gas, como el proyecto Los Rulos, quienes ofertaron a través de Cerro El Plomo.
Visión del mercado
Expertos de la industria señalan que sí es posible que los precios sean más bajos, aunque marginalmente. La gerenta de Energética, María Isabel González, comenta que «es posible que pueda ser más bajo que el promedio de la licitación anterior, pero no tanto más bajo».
Opina que esto dependerá de cuán dispuestas estarán las empresas con activos construidos, pero sin contratos, a castigar sus márgenes. Si ello ocurre, sostiene, se podría llegar a un precio promedio algo menor.
Desde Electroconsultores, Francisco Aguirre opina que «si hay algún desesperado que quiera tomar el último carro del tren, por llamarlo de alguna manera, puede ofrecer una cifra modesta».
octubre 4, 2017 | Industria
(Pulso) Dos reuniones sostuvieron el presidente de Enel Herman Chadwick, y el fiscal de la compañía Domingo Valdés, con los reguladores de Valores y Seguros y de Pensiones. La intención de los ejecutivos fue explicar el nuevo plan de reestructuración de la compañía, conocido como Plan Elqui.
De todos modos, el superintendente de Valores y Seguros, Carlos Pavez, precisó que en la cita los ejecutivos le plantearon los distintos escenarios que manejan. “Ellos nos han pedido una reunión para contarnos en qué están, cuáles son los distintos escenarios que están viendo, en términos muy generales porque son decisiones que están siendo sometidas a los órganos de la administración de la misma compañía involucrada”, comentó al término de su participación en la inauguración en el World Investor Week realizado en la Bolsa de Comercio.
En esa misma línea, el regulador precisó que se encuentran “a la espera de que nos llegue la información oficial sobre cuáles van a ser los contenidos específicos de esas operaciones para evaluarla a la luz de las disposiciones”.
En cuanto a la postura de la SVS frente a la operación, Pavez indicó que se encuentran realizando un seguimiento de la información. “Verificamos, sobre todo este tipo de operaciones relevantes, a la luz de una serie de disposiciones, hemos visto, por ejemplo, a la luz de las disposiciones del título 16 de la ley de sociedades anónimas (operación entre partes relacionadas), entre otras materias que uno revisa de la normativa sobre fusiones y adquisiciones”.
Plan Elqui
A fines de agosto, la firma de capitales italianos sorprendió al mercado anunciando una nueva reestructuración.
Esta vez, se trataba de una fusión por adquisición de los activos de Enel Green Power por parte de Enel Chile; lo que está condicionado a una OPA que lanzará Enel Chile para adquirir hasta el 100% de las acciones emitidas por Enel Generación y que sean de propiedad de los accionistas minoritarios de ésta última.
Se estima que dicha empresa tiene una capacidad instalada de 1.196 MW (564 MW eólicos, 492 MW fotovoltaicos, 92 MW hidroeléctricos y 48 MW geotérmicos), con PPAs a precios atractivos cercanos a los US$100MWh y una serie de proyectos a desarrollar.
La capacidad de la compañía es clave. Aún faltan los informes de valorización y que se establezcan los costos de la transacción para todas las partes, factor clave para conocer la posición de los minoritarios.
septiembre 25, 2017 | Industria
(El Mercurio) La última licitación eléctrica en 2016 marcó un récord en cuanto a ofertas y precio: se recibieron 84 propuestas y se logró bajar la tarifa a la mitad, con un valor promedio de US$ 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.
