marzo 23, 2016 | Industria
(La Tercera) La licitación de suministro eléctrico que parte a fines de julio es la mayor (13.750 GWh/año) desde que se creóen 2006 el sistema de subastas. Por ello, despierta gran interés de actores en generación, entre ellos, Endesa Chile, el mayor actor local.
“¿Vamos a participar? Sí, sin duda, porque es una licitación muy importante, hablamos de casi 14 teravatios al año, así que es importante para cualquier operador”, dijo ayer el gerente general de la compañía, Valter Moro.
El máximo ejecutivo de la filial del holding Enersis añadió que “lo vamos a hacer con un mix óptimo de energía, tanto de planta en construcción, es decir, proyectos futuros, y optimizando la cartera existente, (…) para que seamos más competitivos en el mercado”.
¿Incluirán los activos que le comprarán a Enel Green Power (EGP), por medio del joint venture que firmarán? Según Moro, “si esto es una forma de vender más competitiva nuestra oferta, sí”. Aunque, aclaró, aún no está definido.
Sobre el acuerdo marco con EGP -que surgió de la reestructuración de Enersis-, dijo que están avanzando junto al comité de directores. Sin embargo, fuentes consultadas señalaron que no le han presentado el borrador al comité para conocer su opinión.
[Comisión Nacional de Energía informó que licitación eléctrica se aplaza y queda fijada para fines de julio]
febrero 29, 2016 | Industria
(Diario Financiero) La creciente presencia de la Energía Renovable No Convencional (ERNC) en el mix de generación del país, que el año pasado en el mayor sistema eléctrico del país, el Interconectado Central (SIC), explicó más del 13% de la generación total, en alguna medida ha ocultado el incierto momento que en el plano financiero vive esta industria a nivel local.
La confluencia de factores negativos a nivel local e internacional tiene contra las cuerdas a esta productiva industria, particularmente a aquellas empresas que aún no han construido sus proyectos y que ante la imposibilidad de concretar sus proyectos, optaron por desprenderse de los contratos que se adjudicaron en las dos últimas licitaciones de suministro para distribuidoras.
La autoridad celebró el resultado de esas dos subastas, precisamente, por la alta concurrencia de las ERNC.
La caída en el costo de la energía, que en enero, tanto en el SIC como en la red del Norte Grande (SING) estuvo por debajo de los US$ 50 por MWh, es el factor que tiene en jaque a los actores de las ERNC, aunque no son los únicos afectados.
El director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables, Carlos Finat, explicó que el escenario actual de costos marginales bajos es el resultado de varios factores. Primero los efectos de las restricciones del actual sistema de transmisión y de las limitaciones operativas de centrales convencionales, que provocan situaciones de desacople de costos marginales y que, especialmente en el Norte Chico, llevan a que haya horas con costo marginal cero.
A ello se suma el elemento externo de la fuerte caída de precios de los combustibles fósiles, que en general definen el costo marginal y añade que una normativa aún incompleta para la definición de ciertos costos que informan las generadoras también afecta.
Algunas firmas también se han visto arrastradas por los problemas que sus matrices tienen en otros países, como es el caso de Abenoga, Sunedison o Renovalia.
“La persistencia de estos factores en el futuro presenta distintos grados de incertidumbre”, precisó el timonel de Acera, quien pese a lo anterior descartó que la situación actual sea estructural y se instale de manera permanente en el mercado eléctrico.
Un conocedor de este mercado añade que en estas circunstancias los únicos que están en una posición menos mala son los que tienen instalaciones en operación, pues están en un mejor pie para salir a contratar su energía, que es la única forma de asegurar flujos.
Cambio en el modelo
En lo inmediato, comentó un ejecutivo de una empresa ERNC, la coyuntura obligó a cambiar el modelo de desarrollo de este tipo de proyectos, que en muchos casos se construían apostando a la venta de su producción en el mercado spot que tenía precios más altos.
Esa fórmula ahora es inviable, ya que los bancos, enterados de esta situación desfavorable, elevaron sus requerimientos y si antes para entregar financiamiento pedían tener contratado el 30% de la producción, hoy ese porcentaje no baja del 70%.
Es precisamente esta necesidad de estabilizar los ingresos la que dio sustento a los traspasos de contratos, que en el caso de aquellos adjudicados en las licitaciones de las distribuidoras estaban asociados a proyectos aún en el papel.
En la industria confirman que en este momento están vigentes al menos tres procesos de venta con distintos grados de avance. Si bien la oferta incluye el proyecto a desarrollar y el contrato, en general el interés es sólo por el abastecimiento.
“La actual señal de costo marginal incentivará a las empresas para buscar cerrar contratos de suministro con clientes regulados (distribuidoras) y con clientes libres. Es una tendencia que se observa desde el año pasado”, dijo Finat. Los cambios a la ley que regula estas subastas permitieron la venta de estas obligaciones, lo que ha sido bien recibido por las empresas que saben que no podrán construir sus centrales, ya que así se evitan el pago de multas (ver nota relacionada).
El mal momento económico del sector ERNC local ha sido reportado por las empresas. Un caso es Etrion que, en su más reciente reporte de resultados, reconoció la fuerte merma de sus ingresos e informó el congelamiento de su plan de inversiones, que consideraba dos proyectos solares adicionales a uno que ya operan y donde tienen de socios a la francesa Total, a la espera de contratar un porcentaje mayoritario de la producción esperada.
CNE modificará sistema de subastas para evitar especulación
Desincentivar la especulación. Con ese objetivo en mente, la Comisión Nacional de Energía (CNE) modificará las bases de la licitación eléctrica que se realizará a mediados de año, y en la cual se ofrecerán contratos a largo plazo para abastecer al sector regulado por unos 13.000 GWh, el mayor volumen desde que existe este mecanismo.
El secretario ejecutivo del organismo, Andrés Romero, explicó que estaban analizando este tema y en paralelo recogieron la inquietud planteada por algunos generadores, respecto a que el diseño de las subastas abría espacio para algún tipo de especulación con lo contratos y la presentación de proyectos «fantasma», con el sólo objetivo de adjudicarse algún bloque de suministro, pero sin tener la intención de desarrollar centrales eléctricas para cubrir esa demanda de energía.
«Lo que intentamos evitar con esto es que se presenten ofertas arriesgadas», dijo Romero. Esta situación ya se ha visto en otros mercados, como Brasil, donde en el pasado empresas ofertaron precios muy por debajo del mercado con el sólo objetivo de ganar el proceso, para finalmente no llevar adelante los proyectos, sino que vender los contratos, transformado el proceso en un negocio financiero.
El titular de la CNE agregó que hoy las boletas de garantía son marginales en relación con las inversiones que involucran los proyectos, por lo que están estudiando triplicar ese monto, que las empresas deben entregar como «seguro» para poder participar del proceso de licitación para abastecer durante un período de 20 años a clientes regulados, entre los cuales figuran los residenciales.
Hoy, las firmas deben entregar como garantía 100 UF por GWh (unos $2,5 millones) y la idea de la autoridad es incrementar ese monto hasta las 300 UF por GWh, unos $ 7,5 millones. Esto ayudaría a desincentivar la especulación financiera en el proceso. «Esta no es una barrera de entrada ni una traba a la competencia, pero nos queremos asegurar que la baja de precios en los contratos eléctricos se haga con empresas reales», sostiene Romero.
Durante el proceso de diseño de las bases de la próxima subasta, señala, la comisión, de la cual depende ahora este procedimiento, ha recibido unas 400 observaciones por parte de las empresas, las que considerará para elaborar los cambios, aunque precisó que las adecuaciones serán «menores».
En las dos últimas licitaciones, de diciembre de 2014 y octubre de 2015, los precios bajaron desde los US$ 130 por MWh a US$ 80 por MWh como promedio. El gobierno ha señalado que espera nuevas disminuciones, aunque en el sector privado estiman que las ofertas deberían ser similares, al tener un mayor componente de generación de base que entrará en la competencia.
[Andrés Romero: “Vamos a aplazar la fecha de la licitación en dos o tres meses”]
febrero 26, 2016 | Industria
(La Tercera) La licitación de suministro eléctrico que está fijada para abril de este año es la más grande desde que comenzó el sistema de subastas, en 2006. Se ofertarán 13.700 GWh y los contratos serán por el período de 2021 a 2041, lo que ha generado grandes expectativas en las empresas que ya están en el mercado, y otras que buscan entrar.
Sin embargo, la Comisión Nacional de Energía (CNE), organismo dependiente del Ministerio de Energía y que lidera los procesos de licitaciones, postergará la subasta en un par de meses. Así lo adelanta el secretario ejecutivo de la CNE, Andrés Romero, quien explica que lo hacen porque las compañías interesadas se lo solicitaron para tener más certeza sobre los cambios que trae el proyecto de ley de transmisión, que en enero pasó al Senado tras ser aprobado por la Cámara de Diputados.
¿Cómo va la preparación de la licitación de abril?
Estamos analizando la posibilidad de aplazar aproximadamente en unos dos meses el llamado. Esto, debido a los plazos de tramitación del proyecto de ley de transmisión. Como lo hemos señalado, esta iniciativa legal tiene implicancias en los precios que ofertarán las empresas en la licitación y varias compañías nos plantearon en enero que necesitaban por lo menos entre 30 a 45 días para tener una señal regulatoria clara respecto a la transmisión para que eso se pueda materializar en la oferta. ¿Por qué? Porque tienen que ir a directorios en otros países y hay un proceso de toma de decisiones que es complejo.
¿Cuándo estará definida la postergación?
Estamos analizando en atrasar la subasta en no más allá de dos o tres meses, lo que dependerá fundamentalmente de lo que acordemos con la Comisión de Minería y Energía del Senado en relación a la tramitación del proyecto de ley. Por eso, probablemente la próxima semana, una vez que tengamos desarrollada la conversación pertinente con la comisión y acordemos un cronograma de tramitación, vamos a tomar una decisión respecto de la fecha definitiva en que se realizará la licitación.
Quiero remarcar que con bastante certeza vamos a aplazar la fecha de la licitación y el único objeto de esto es que las compañías puedan tomar mejores decisiones de precios, con una señal regulatoria más clara de cómo estará regulado el pago de la transmisión.
Algunos actores han planteado que no se justifica una licitación tan grande dado que la oferta va creciendo más que la demanda.
Para realizar el proceso de licitación, la CNE elabora un informe que es público y se le pueden hacer observaciones, donde no solo proyecta las licitaciones de este año, sino que las que tendremos en los años posteriores. El insumo más importante que tiene este documento es un informe sobre proyección de demanda para los próximos 20 años. En esa proyección ya contemplamos una estimación a la baja en el crecimiento de la demanda para los primeros años, pero obedece a la coyuntura de que el país está viviendo una desaceleración económica. Sin embargo, este país seguirá andando, seguirá creciendo, por lo que no podríamos mirar los siguientes 20 años sólo con la óptica de lo que ha pasado en 2015 y 2016.
¿Además de la fecha, podría haber otros cambios?
Nosotros no estamos reconsiderando nuestras proyecciones de demanda, por lo tanto, no estamos reconsiderando el tamaño de la licitación. Es más, no hemos recibido observaciones o peticiones formales al respecto, por lo que no es algo que esté en nuestra agenda.
¿Qué actores nuevos han expresado interés de participar?
Con toda seguridad, no sólo participarán actores que ya están en el mercado, sino que también actores nuevos de importancia mundial. En este sentido, estamos esperando que más de 30 actores presenten ofertas para este proceso, fundamentalmente porque anunciamos con más un año de anticipación esta subasta, por lo que las compañías tuvieron el tiempo necesario para prepararse.
¿Los precios serán igual de bajos que en el último proceso?
Si los precios que tuvimos en la licitación pasada reflejaron precios de competencia (US$ 79,34 MWh), deberíamos estar alineados con esos precios. En este escenario, estimamos que la coyuntura actual de competencia, de bajos precios de los hidrocarburos y de las ERNC generará un muy interesante nivel de precios para los clientes regulados (hogares y pymes).
febrero 25, 2016 | Mundo
(Portal Retema) APPA Biomasa denuncia que no se cumplirán los objetivos de biomasa previstos a 2020 en el Plan de Acción Nacional de Energías Renovables (PANER) 2011-2020 si no se adjudican 645 MW nuevos de esta tecnología. Para la Sección de Biomasa de APPA, los 200 MW adjudicados en la subasta del pasado mes de enero son claramente insuficientes para llegar a los 1.587 MW, que contempla el PANER. De ellos, 1.187 MW corresponden a biomasa sólida y 400 MW a biogás. En la actualidad, según la CNMC, hay tan solo 742 MW instalados (517 de biomasa sólida y 225 de biogás). En el caso de que se materialicen los 200 MW subastados se contaría con 942 MW.
Por otro lado, la Planificación Energética 2015-2020 del Ministerio de Industria, Energía y Turismo (MINETUR) prevé la instalación de 8.537 MW renovables nuevos, de los que 275 MW, según el documento, corresponden a biomasa, biogás, RSU y otros, en conjunto. Para cumplir los objetivos del PANER, la Planificación, en lugar de los 275 MW previstos, debería haber contemplado la instalación de los 645 MW mencionados, de los que 470 MW serían de biomasa sólida y 175 MW de biogás.
En el caso de que las nuevas adjudicaciones se hagan mediante subastas, APPA Biomasa pide al nuevo Gobierno que se corrijan los requisitos de adjudicación de la subasta de enero para evitar resultados poco realistas como los que en ella se dieron. El hoy Gobierno en funciones desoyó las recomendaciones de los productores, que pedían entre otras cosas que se limitara la participación a empresas de un mismo grupo para impedir que agentes externos al sector de la biomasa pudiesen distorsionar el resultado y se terminaran adjudicando bloques de potencia que, finalmente, pudieran no ser ejecutados. El mecanismo de adjudicación finalmente adoptado era permeable a la especulación y muy excluyente, especialmente para las pequeñas cogeneraciones con biomasa en industrias y las plantas pequeñas y medianas de biomasa, que no podían competir en la subasta debido a las grandes diferencias en economía de escala.
La situación a la que se vieron abocadas algunas empresas las llevaron a entrar en la subasta a cualquier precio y ofertar reducciones del 100% sobre la retribución a la inversión de salida, a lo que contribuyó el mecanismo marginalista de la subasta.
APPA Biomasa pide un apoyo sostenido al sector por los beneficios energéticos, ambientales y sociales que la generación con esta tecnología renovable conlleva. Más concretamente, demanda que las instalaciones de biomasa no tengan límite máximo de producción de 6.500 horas -como no lo tienen las instalaciones de cogeneración- y que se elimine el impuesto del 7% sobre la producción eléctrica. Ambas reivindicaciones son consideradas claves por los productores para permitir el desarrollo del sector de la biomasa en nuestro país.
enero 8, 2016 | Industria
(AméricaEconomía) La Comisión Federal de Electricidad (CFE) se prepara rumbo al arranque del mercado eléctrico en el país, donde participará como oferente y comprador de energía, para lo cual alista infraestructura con un valor superior a los US$26.000 millones, detalló a
El Economista su director general, Enrique Ochoa Reza.
“Hemos promovido inversiones por US$26.000 millones, son 85 obras de infraestructura en 30 estados de la República; 61 de esos proyectos ya se licitaron a 49 consorcios distintos con una inversión aproximada a los US$11.200 millones”, aseveró.
Además, “15 proyectos se encuentran en procesos de licitación con una inversión estimada en US$11.000 millones y nueve proyectos se licitarán en los próximos meses con una inversión estimada en US$4.000 millones adicionales”, dijo al concluir su participación en el panel “Oportunidades de inversión”, de la XXVII Reunión de Embajadores y Cónsules, en la Secretaría de Relaciones Exteriores.
La CFE participará como oferente de los distintos mercados —a corto plazo, por día y hora, a mediano plazo, con energía generada a través de fuentes fósiles, y a largo plazo, con potencia instalada para horas pico y energía generada con tecnología renovable—, además de que será comprador en las distintas subastas de energía para el suministro básico y de certificados de energía limpia de generadores limpios, para cumplir con la obligación de contar con al menos 5% de su generación mediante fuentes limpias.
División pendiente
En cuanto a la escisión de la empresa como mandato de la reforma energética, Ochoa Reza explicó que será hasta el próximo lunes 11 de enero, luego de la publicación de las disposiciones para este proceso por la Secretaría de Energía en el Diario Oficial de la Federación, en que la CFE podrá posicionarse, una vez que se oficialice esta transición.
Conforme a lo dispuesto por Energía, se crearán cuatro empresas de generación de energía, una de transmisión, una para el suministro básico que seguirá vendiendo electricidad en los hogares, una para el suministro a grandes generadores, las filiales CFE Internacional y CFE Energía, para compraventa de combustibles en los mercados internacionales y una de distribución que a su vez se subdividirá en 16 unidades de negocio regionales. Quedan pendientes las determinaciones en cuanto a dónde se situarán las unidades de negocio que atenderán a los contratistas Productores Independientes de Energía, así como al resto de los privados que tengan contratos legados con la CFE, y a los nuevos contratistas.
Finalmente, Ochoa Reza detalló que la empresa ofrece un incentivo de reconocimiento de contenido nacional a la capacitación a técnicos de la CFE por privados, por lo que cuenta con esquemas de cooperación con la ibérica Iberdrola, tanto en su centro de capacitación ubicado en la planta eólica de Puebla como en España, como con otras europeas como Gamesa, Acciona y Vestas.
