abril 25, 2017 | Industria
La flexibilidad de operación en el sistema eléctrico nacional, que surgirá de la interconexión entre el SIC y SING del próximo año, a través de la complementariedad de fuentes de Energías Renovables No Convencionales (ERNC) con tecnologías convencionales, como el GNL, será uno de los principales aspectos que busca incorporar el reglamento de Servicios Complementarios que trabaja la Comisión Nacional de Energía (CNE).
«Durante este año la Comisión trabajará en el reglamento de servicios complementarios, donde uno de los temas relevantes corresponderá a la flexibilidad de operación del sistema para una adecuada inserción de energías renovables, como la eólica y solar, con distintas tecnologías de generación y otros recursos como los sistemas de almacenamiento», informó Andrés Romero, secretario ejecutivo del organismo regulador.
A su juicio, con el mayor ingreso de tecnologías ERNC en el segmento de generación eléctrica, «las empresas deberán encontrar soluciones de suministro altamente eficientes, mediante modelos de negocios o partnership entre generadores y proveedores de GNL para presentar precios de oferta competitivos en los siguientes procesos de licitaciones de suministro para clientes regulados o libres, acordes a las señales de precio de contratos con una participación cada vez más relevante de los sistemas de generación renovables».
Monitoreo
La autoridad indicó a Revista ELECTRICIDAD que en el corto y mediano plazo «realizará un monitoreo y evaluación de la aplicación de las disposiciones contenidas en la Norma técnica para la programación y coordinación de la operación de unidades que utilicen gas regasificado», publicada en septiembre del año pasado, específicamente en lo que se refiere a «la entrega de información de mercado por parte de las empresas eléctricas, para la labor de programación de la operación que realiza el Coordinador Eléctrico Nacional».
Siempre relacionado con el sector GNL, particularmente con las operaciones de los terminales gasíferos que operan en el país, Romero dijo que «la Comisión se encuentra monitoreando los pasos de la empresa GNL Quintero respecto a la decisión definitiva de ampliación a 20 millones de metros cúbicos diarios; el desarrollo del mercado secundario de transferencia de GNL regasificado entre empresas generadoras e industriales; y las exportaciones mediante gasoductos a Argentina».
«Relevante es mencionar la exportación desde el año pasado de GNL regasificado a Argentina como una prueba de las oportunidades de negocio para el GNL, las que son distintas a su participación en el mercado eléctrico. Adicionalmente, existen otros potenciales nichos de negocio que pueden ser atractivos para el GNL a nivel nacional, como su evaluación para sistemas de transporte urbanos o como insumo para posibles proyectos de plantas de desalación de agua de mar. También es importante el desarrollo del mercado secundario de GNL, en torno a las plantas satelitales de regasificación, tanto para suministrar a la industria a lo largo del país como para la ampliación de las redes de distribución en ciudades donde no existe conexión vía gasoducto, como GasValpo en Coquimbo y La Serena», agregó la autoridad.
[El prometedor futuro del GNL en Chile]
enero 3, 2017 | Industria
(El Mercurio) La Comisión Nacional de Energía (CNE) es la entidad técnica más importante en la política eléctrica del país, donde se definen parámetros que guían la inversión en el sector. Desde esa posición, el titular de ese organismo, Andrés Romero Celedón, sostiene que como Gobierno trabajarán para que la actividad energética siga liderando las inversiones en el país y que los precios de la luz continúen bajando. Desde ya anticipa que en 2017 el esfuerzo regulatorio se centrará en crear un mercado de servicios complementarios que consolide el ingreso de las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) a la matriz y anuncia que probablemente se reduzca en 10% a 20% la cantidad de energía que se licitará a fines de año.
-Ni AES Gener ni Enel Chile ven grandes proyectos para los próximos años. ¿Los habrá o no?
«Entre los proyectos que ya existen, los que están en construcción y los que se han adjudicado en las licitaciones, hoy se ve con relativa holgura en el sistema para el mediano plazo. En el plan de obras que proyecta la CNE cada seis meses, no se proyecta una gran expansión en el parque de generación».
«En todo caso, es altamente probable para los próximos años que sigamos con una expansión dinámica de los proyectos de ERNC, especialmente en energía solar y eólica. Los estudios de los CDEC (que coordinan los despachos de las centrales a la red eléctrica) como de la CNE establecen que con el actual parque generador y las actuales condiciones de operación técnica, el sistema aguanta perfectamente un 30% de inyecciones de ERNC, es decir, unos 13.000 MW adicionales».
-¿Cómo evolucionará la demanda eléctrica en 2017?
«En 2015 y 2016 hemos tenido una demanda eléctrica, de clientes regulados y libres, menor a la proyectada. Las proyecciones que vemos tanto en clientes libres como regulados es que debiéramos crecer en torno a 3% – 3,5% como promedio de los próximos 10 años».
-El Gobierno tiene por meta que al 2050 el 70% de la energía sea renovable. ¿Cómo se logra eso si hay pocos proyectos hidroeléctricos?
«No tenemos una definición a priori respecto del desarrollo tecnológico. Nuestro objetivo de 70% de renovables se puede suplir con hidroelectricidad, con viento, con sol, geotermia e incluso energía mareomotriz en unas décadas más. Ahora, hace poco los especialistas de Bloomberg nos dijeron que las proyecciones son que Chile tenga un 85% de energías renovables hacia el año 2050».
-En ese marco, ¿tiene futuro la hidroelectricidad en la matriz chilena o no?
«La hidroelectricidad no solo tiene futuro, sino que tiene realidad. Tenemos que aprovechar la abundante agua de que disponemos, tanto en centrales de pasada como en centrales de embalse. Hay espacio hoy y en el futuro para el desarrollo hidroeléctrico».
-¿Y en Aysén y, específicamente, HidroAysén?
«Insisto: no tenemos como autoridad una predefinición respecto a los proyectos. Lo que sí me gustaría aclarar es que HidroAysén no es la única opción. Este país tiene un potencial suficiente de agua, viento, sol, mar, geotermia, biomasa, para que el 70% de nuestra energía sea renovable».
-¿Qué tan clave es Alto Maipo?
«Una de las fortalezas de nuestro sistema es que no depende de un único proyecto eléctrico. Esa situación que antes se planteaba de que si no se hace Castilla o HidroAysén quedábamos a oscuras, ha sido superada por nuestro sistema eléctrico. Con el nivel de desarrollo que estamos teniendo, nadie podría afirmar hoy que dependemos de un único proyecto. Sin lugar a dudas, no dependemos de Alto Maipo ni de ningún otro proyecto en particular».
«Dejamos de ser ese país en que era un proyecto o nada, era una interconexión con Perú, Bolivia o Argentina o nos quedábamos a oscuras. La fortaleza de nuestro desarrollo eléctrico es que no dependemos de un país, ni de un proyecto».
-Dada la oposición a Alto Maipo. ¿Ha habido presiones para detenerlo?
«Si hay algo distinto que ha pasado en estos casi tres años de gobierno, es que no ha habido telefonazos en el sector energético y, muy por el contrario, lo que hay es un apoyo completo de parte de la autoridad para el desarrollo de los proyectos. Este apoyo ha sido para Alto Maipo, como para la más pequeña central solar o los proyectos de transmisión. La autoridad está muy comprometida con que la institucionalidad funcione y los proyectos se desarrollen. Para nosotros es muy importante que los proyectos que están en construcción se concreten. Si bien el sistema eléctrico no depende de un único proyecto como Alto Maipo, quiero ser tajante: nosotros apoyamos completamente el desarrollo de una central como Alto Maipo y de todas las centrales que están en construcción porque tienen sus permisos y aportan a un desarrollo diversificado de la matriz eléctrica chilena».
-¿Qué rol tendrán el carbón y el gas natural en la matriz?
«Como reguladores no discriminamos por tecnología, buscamos eficiencia económica, la que hoy la aportan las fuentes renovables, como la solar y la eólica, y la que sigue en competencia por precio es el gas natural. De acuerdo a la última licitación, tanto el carbón como los proyectos hidroeléctricos están quedando fuera de competencia por precio, no por oposición de comunidades o discriminación tecnológica de la autoridad».
Ajuste de 10% a 20% en la energía a licitar
La próxima licitación, cuya apertura de ofertas se prevé para octubre de 2017, ha generado expectación por la menor demanda. «Lo más probable es que tengamos que hacer un ajuste, a la baja, en la cantidad de energía que estamos licitando», admite Romero.
-Colbún planteó postergar la licitación. ¿Es factible hacerlo?
«El punto que plantean tiene una limitación legal: la ley obliga a tener, con cinco años de anticipación, contratada la demanda proyectada para ese período. Es muy poco probable que no tengamos que licitar nada, es más probable que sí tengamos que hacer una licitación».
-¿Y cuánto será el ajuste?
«Podríamos estar hablando de un 10% a 20% (de ajuste a la baja en la cantidad a licitar), es difícil que sea más».
-La próxima licitación, ¿convocará a tantos actores como la de 2016?
«Estamos seguros de eso. Vamos a hacer un road show a China, Australia y Canadá para seguir incorporando nuevos actores. Hay hambre por invertir en el sector energético, que será por segundo año consecutivo el sector con mayor inversión en nuestro país».
[Próximo año será clave para el desarrollo del proyecto Alto Maipo]
diciembre 21, 2016 | Industria
(Pulso) Este ha sido un año redondo para el secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Andrés Romero.
Y es que junto con el Ministerio de Energía, han logrado sacar dos proyectos de ley del Congreso -el que modifica el mercado de la transmisión y el que modifica el mercado de gas de redes (actualmente en último trámite legislativo)-, a lo que se suma un exitoso proceso de licitación eléctrica para abastecer a clientes regulados del sistema nacional, donde se recibieron 84 ofertas y los precios de la licitación promediaron US$49/GWh.
Sin embargo, el camino está lejos de terminar. Ahora el organismo está trabajando en los reglamentos de la ley de transmisión, además de poner los esfuerzos en la unión de los dos principales sistemas eléctricos del país, el SIC y SING, la que se concretará a finales del próximo año, una vez que la empresa InterChile concluya la construcción de su línea Cardones-Polpaico.
A continuación, Romero explica -a través de un cuestionario- lo que fueron estos 12 meses y lo que proyecta para 2017, año que no promete ir más lento que el recién pasado.
El 2016 ha sido un año bastante cargado para este sector, ¿Cómo lo evalúan?
-Muy positivamente. Creemos que el 2016 será recordado como el año en que cambió estructuralmente el mercado de la energía en Chile.
Lo que vemos hoy es un mercado eléctrico competitivo y dinámico, con precios en torno a los 50 US$ MWh, lo que es una enorme palanca para la productividad de nuestro país. En materia de gas, las compañías están, después de muchos años, con planes de inversiones millonarios para tender redes de distribución por todo Chile, lo que llevará energía más limpia y económica a los hogares e industrias.
¿Cuáles considera que fueron los hitos que marcaron el año?
-La histórica licitación eléctrica de agosto pasado, tanto por la cantidad de competidores como por el precio final de adjudicación, además la ley de transmisión eléctrica y la creación del Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico, publicada en julio.
A esto se suma la ley de Equidad Tarifaria y Reconocimiento a la Generación local, la que comenzó a aplicarse en las cuentas de 62 comunas en septiembre pasado, y la ley de gas, que está a un paso de salir del Parlamento.
Finalmente, la norma técnica de despacho de centrales en base a GNL.
¿Qué tareas quedan pendientes para el próximo año?
-Más que pendientes, lo que queda es aplicar los cambios regulatorios. En este sentido, lo más relevante son los reglamentos asociados a las nuevas leyes y especialmente la regulación de temas como Servicios Complementarios y el almacenamiento de energía. Adicionalmente, la discusión sobre la nueva ley de distribución, que pretendemos tenerla lista hacia diciembre del 2017.
¿Cómo proyectan el próximo año? ¿Cuáles serán los hitos que marcarán la agenda?
-En términos de operación del sistema eléctrico, sin problemas de seguridad ni abastecimiento, pero si tenemos un año seco como se está proyectando, tendremos algún alza en los costos marginales. En cuanto a transmisión, en el segundo semestre se materializará la interconexión SIC – SING y publicaremos nuestro primer plan de expansión con la nueva normativa. En relación al mercado eléctrico, recibiremos ofertas por el proceso de licitación de 3.800 GWh que estamos comenzando a desarrollar, y proyectamos precios similares o inferiores a los vistos en la pasada licitación. Finalmente, en materia de gas, vamos a ver el comienzo de planes de inversión para la instalación de redes de distribución muy importantes por parte de varias compañías.
[Licitaciones eléctricas: CNE inicia nuevo proceso y eleva energía a subastar]
agosto 18, 2016 | Industria
(Pulso) Un cambio dramático proyecta el secretario ejecutivo de la CNE, Andrés Romero, que se dará en el mercado eléctrico tras los resultados de la licitación más competitiva desde que se tiene registro .
Para Romero, quien fue especial y públicamente felicitado por el ministro de Energía, Máximo Pacheco, el impacto trascenderá el mercado de los clientes regulados y afectará directamente el mercado de los grandes consumidores eléctricos.
Agrega que podría haber reducciones en las cuentas de hasta 35% a futuro, lo que sería muy positivo.
Usted planteó que era relevante que los contratos estén anexados a la inflación en EEUU. ¿Por qué?
La importancia de que los contratos estén anexados a CPI es que es el indicador más estable en cuanto a la proyección de crecimiento, esto habla de la inflación norteamericana por lo tanto es que nos podría asegurar que si uno hace la proyección de US$47, se podría a US$48-49. Es decir cambios muy poco significativos por lo tanto la promesa de reducción de tarifas que estamos haciendo es real. Distinto sería que hubiéramos adjudicado a proyectos que tienen otro tipo de indexadores porque no sabemos cómo se van a comportar el precios internacional de los combustibles, al alza o a la baja. Hoy día lo que podemos decir es que estos precios se van a mantener estables.
Es la primera vez en la historia de las licitaciones que se adjudica un precio tan bajo y totalmente indexado a CPI, lo que es una mejor perspectiva para los consumidores.
¿Se podría decir que si esta tendencia se mantiene los precios caerán un 50% hacia el 2025?
No. Si todos los contratos al año 2025 tuvieran precios de este orden podríamos ver reducciones más cercana al 30-35%, pero dependería que todos los contratos tuvieran el mismo precio y la verdad es que para el 2025 vamos a tener una combinación de contratos, algunos más caros que otros y por eso hablamos de “entorno al 20%”.
¿Qué podría pasar el mercado de los clientes no regulados tras estas licitaciones?
Esta es una tremenda oportunidad para el mercado de los clientes libres porque si tienen que comprar energía saben que tienen 70.000 GWh disponible en el mercado a precios muy convenientes. Es una tremenda posibilidad para renegociar contratos, por lo tanto creo que es una buena noticia para la economía porque ayuda a la competitividad de la industria.
julio 29, 2016 | Industria
(CNN Chile) «Nunca habíamos tenido una licitación tan grande en la historia, esto ha sido un trabajo de hace mucho tiempo» comentó el ejecutivo, y agregó que «tenemos una alta oferta de energía no renovable, no dependemos de recursos importados, probablemente veremos precios muy convenientes para nuestras familias».
Respecto a los beneficios dijo que «en cinco años más, clientes regulados podrían ver una baja en sus cuentas de luz cercana a 20%, esto quiere decir que si una familia pagaba $20.000 pronto pagará $16.000». La principal causa según explicó es la competencia, ya que hasta el momento se trabaja con 84 generadoras.
Además mencionó que «veremos los precios más eficientes del mercado, podemos aprovecha de mejor manera recursos como el sol, el agua y el viento».
[Licitación de suministro eléctrico marcó histórico récord de 84 ofertas recibidas]
