mayo 5, 2020 | Industria
(La Tercera-Pulso) Hace varias semanas que está sonando fuerte un rumor en el sector eléctrico. Se trata de la posibilidad que el gobierno decida extender la vigencia del fondo del estabilización eléctrico, legislación que se pactó luego del estallido social de octubre pasado, como una forma de evitar un alza relevante en las cuentas de la luz y que, debido al impacto del incremento del dólar, su vigencia llegaría solo hasta el año 2021.
El tema lo puso esta semana abiertamente sobre la mesa la consultora Systep, la que en su reporte de abril señala que esta podría ser una alternativa del Ejecutivo para paliar un incremento de las boletas eléctricas durante el próximo año, período en que aún se vivirán los efectos de la crisis económica que está provocando en el país la pandemia por Covid-19.
La firma detalla en su informe que debido a la estabilización de las tarifas de energía y potencia que pagan los clientes regulados, parte de estas generadoras ya han acumulado sobre US$ 375 millones en saldos impagos a diciembre 2019. “Si bien para los clientes dicha estabilización resulta de gran ayuda, esta se aplicará hasta llegar a un límite de saldos impagos de US$ 1.350 millones”, recalca la consultora. Añade que de acuerdo a las cifras publicadas por la Comisión Nacional de Energía (CNE), el 28% de dicho límite ya fue alcanzado en diciembre 2019, “mientras se proyecta que se llegaría al 43% a mediados de este año”.
Pero Systep señala que de acuerdo con sus estimaciones, si el tipo de cambio se mantiene sobre los $850, el límite se alcanzará entre el segundo semestre de 2021 y el primer semestre de 2022. Por lo tanto, “si las secuelas económicas se prolongan hasta el próximo año, la autoridad podría evaluar la extensión de este mecanismo, pero antes deberá considerar cuidadosamente los efectos tanto para las generadoras como para los clientes”, propone la firma.
En el sector eléctrico indican que la consultora -donde el académico de la Universidad Católica Hugh Rudnick es director- es “conservadora” en sus estimaciones. Valgesta, de hecho, estima que los recursos del fondo se agotarán en junio del próximo año. “En caso que el tipo de cambio sea de un promedio de $850 en los próximos meses, el fondo de US$ 1.350 millones del PEC se agotaría en junio de 2021”, señala Andrés Romero, exsecretario ejecutivo de la CNE y actual socio de Valgesta.
Las empresas generadoras indican que “a la fecha, las proyecciones que se manejan es que el fondo alcanzaría a durar al menos todo lo que resta el año 2020, de mantenerse la actual situación del tipo de cambio”, explica Claudio Seebach, presidente ejecutivo de Generadoras de Chile.
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Horizonte lejano
En la industria señalan que hay que diseñar una nueva fórmula para evitar un incremento de las tarifas de los clientes residenciales del país, dado que el fondo de estabilización ha generado un fuerte impacto en el sector privado. “Es obvio que el gobierno no va querer que suban las cuentas el próximo año, entonces la primera alternativa que tendría el gobierno es aumentar el fondo, pero lo que probablemente tendrá que pasar es que el gobierno y las empresas tendrán que trabajar para proponer una alternativa que no sean tan dolorosa como el fondo de estabilización que tiene un costo financiero que no es fácil sobrellevar para las empresas”, indica Romero.
Francisco Leo, de Electroconsultores, va más allá e indica que con este mecanismo no solamente las generadoras fueron impactadas, sino también las distribuidoras y transmisoras. ”Seguir ampliando el fondo más allá del financiamiento transitorio de US$1.350 millones, que ya están poniendo las generadoras con la ley que congeló tarifas, exigiría expandir esa exigencia (obligada) de financiamiento a las empresas transmisoras y a las distribuidoras también”, señala. Esto, porque cuando la dueña de casa paga la cuenta de la luz, “una parte de la cifra paga costos (y rentas) del comercializador, otra del distribuidor, otra del transmisor y finalmente, la parte más importante paga costos del productor (generador)”, explica.
Claudio Seebach es claro, “el mecanismo de estabilización de tarifas fue establecido mediante la ley 21.185 en noviembre de 2019, por lo que cualquier revisión del fondo es materia de una nueva discusión legislativa”.
Pese a la premura, las conversaciones entre las privadas y el gobierno para analizar este escenario, aún no se han concretado, confirma Seebach. Fuentes de gobierno indican que este tema hoy “está en un horizonte más lejano”, pues los esfuerzos están puestos en avanzar en la normativa de servicios básicos que se discute en el congreso y que busca paliar los impactos del Covid-19 en la población más vulnerable.
noviembre 4, 2019 | Industria
(Emol) En su deseo de volcarse al uso de energías limpias, Chile tiene grandes ambiciones depositadas en el sol que golpea el Desierto de Atacama, el viento de su extensa costa o en el agua. Sin embargo, en sus intentos por correr ha tropezado.
El país que hasta hace algunos días acogería la cumbre global sobre cambio climático COP25 a fines de año, quiere transformar su matriz eléctrica, que hoy depende de combustibles fósiles importados y de grandes centrales hidroeléctricas que en la actualidad lidian con una persistente sequía.
Una de esas apuestas es el proyecto Cerro Dominador, de US$1.300 millones. El que si bien estuvo paralizado dos años cuando casi quebró la empresa que lo construía, su continuidad es clave en un país que se comprometió a erradicar al 2040 todas sus centrales térmicas a carbón, hoy su mayor fuente de energía.
Esta planta, la primera de concentración solar de potencia (CSP) a escala industrial en América Latina, se construye en el Desierto de Atacama cerca de grandes minas de cobre en el árido norte de Chile, con una tecnología que permite almacenar el calor del sol para generar electricidad por horas, incluso durante la noche.
Ésa es la principal diferencia y fortaleza respecto a otras energías renovables no convencionales como la eólica o fotovoltaica, ya que puede ofrecer energía de manera tan estable como una planta térmica, más allá de cuánto viento sople o cuánto brille el sol.
Sin embargo, este megaproyecto ya no parece tan prometedor.
Cerro Dominador debe entrar completamente en funciones en la primera mitad de 2020, aunque lo hará sin la competitividad que prometía cuando empezó a desarrollarse hace más de seis años.
El proyecto recibió un espaldarazo en 2014 cuando fue una de las empresas licitadas por el Gobierno para suministrar energía durante 15 años a un precio de US$114 por megavatio, más del triple de los precios actuales, que han caído por la continua introducción de energías renovables más competitivas.
«Recién en 2014 empezó a despegar a gran escala la energía fotovoltaica en Chile. El año anterior ese escenario no estaba, por eso tenía sentido pensar una planta CSP de ese tipo», sostuvo a Reuters Cristián González, coordinador de estudios y proyectos de energía solar en la agencia estatal de fomento Corfo.
«Hoy no tiene sentido económico generar con CSP durante el día, porque para eso está la fotovoltaica y es mucho más barata», añadió el funcionario, que apuesta por plantas CSP menores para periodos más acotados y precisos, lo que también permitiría reducir costos e inversiones.
Según el Ministerio de Energía, actualmente hay unos US$6.700 millones en construcción de plantas eólicas, fotovoltaicas e hidráulicas de pasada, por más de 2.400 megavatios.
Todas esas iniciativas se enmarcan en la meta de Chile de ser carbono neutral al 2050, aunque al no otorgar subsidios directos a las energías renovables se apoya en las decisiones de empresas e inversionistas.
Camino complicado
Los tropiezos se replican en otras grandes iniciativas, como Espejo de Tarapacá de la empresa Valhalla, un proyecto de unos US$1.000 millones en el norte de Chile que combinaría un parque fotovoltaico y una central hidráulica a bombeo de agua de mar para producir energía día y noche.
El inicio de operaciones se esperaba para este año. Hace poco, el proyecto recibió US$60 millones del Fondo Verde del Clima de Naciones Unidas, pero aún continúa buscando recursos para concretarse. «Nuestro proyecto se encuentra en la estructuración financiera. Esperamos finalizar esta etapa en 2020 y partir la construcción ese mismo año», sostuvo a Reuters Juan Andrés Camus, responsable del proyecto.
Corfo, por su parte, indicó que había cinco plantas CSP de entre 70 y 450 megavatios con permisos ambientales aprobados desde 2015 a filiales de la estadounidense SolarReserve y las españolas Elecnor y Enerstar. Sin embargo, según pudo confirmar Reuters los cuatro proyectos de SolarReserve y Elecnor fueron desechados.
En un intento de apostar por proyectos más competitivos, el grupo Cerro Dominador anunció la semana pasada que había adquirido a SolarReserve los derechos de Likana, de 450 megavatios y capacidad de almacenamiento de hasta 13 horas.
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«La experiencia de la primera planta y nuevos factores externos, como baja en valores de tecnología y construcción, nos hace creer que podemos pensar en un segundo desarrollo de este tipo de manera competitiva», señaló una vocera a Reuters.
Para evitar más piedras en el camino, analistas y expertos apuntaron a que Chile debe volcarse a proyectos de menor envergadura, más flexibles y diversos, que combinen generación y distintos tipos de almacenamiento en embalses o baterías para apoyar en conjunto a un sistema que busca solidez y reducir emisiones.
Pero las baterías «están recién en desarrollo y no son cosas que hoy se puedan utilizar a gran escala para el sistema chileno, así que la problemática que hoy tenemos con proyectos como los fotovoltaicos y eólicos es cómo respaldarlos», indicó a Reuters Francisco Aguirre, director de Electroconsultores.
De acuerdo a cifras para 2018 de la asociación de empresas generadoras, la matriz de generación eléctrica de Chile reposa sobre todo en combustibles fósiles como carbón, gas natural y petróleo (55%) y centrales hidroeléctricas (30%). Pero las energías no convencionales crecieron mucho en los últimos años: las plantas fotovoltaicas representaron 6,5% de la generación, las eólicas un 5% y las de biomasa un 2,1%.
Respecto a capacidad total instalada en Chile, las energías renovables no convencionales -eólica, mini centrales hídricas, fotovoltaica, de biomasa y geotérmica- representaron un 21% en 2018, según el Ministerio de Energía.
Chile tiene además la única planta de geotérmica de América del Sur, Cerro Pabellón. Hace poco, una unidad de la italiana Enel y la estatal Enap anunciaron su ampliación para lograr una potencia de 81 megavatios. No hay otros planes en carpeta para este tipo de tecnología, que requiere altas inversiones.
«El desafío (de los proyectos) es que sean capaces de ofrecer energía 24/7 a un costo razonable», afirmó a Reuters el ministro de Energía, Juan Carlos Jobet.
Sales y espejos
La puesta en marcha y finalización de Cerro Dominador hoy está en manos del fondo EIG Global Energy Partners, que junto a un grupo de bancos inyectaron recursos para relanzar la construcción de la planta CSP el año pasado. También hubo un préstamo de la agencia Corfo.
Abengoa, con la también española Acciona, siguen a cargo de la construcción. En el mundo, la energía termosolar con plantas CSP se ha desarrollado casi exclusivamente en España.
Emplazado a más de 1.200 kilómetros al norte de Santiago, Cerro Dominador tiene dos partes: una de paneles fotovoltaicos de 100 megavatios de potencia y el complejo termosolar CSP, de 110 megavatios, que ocupa un área de más de 700 hectáreas.
La sección fotovoltaica ya entró en funciones el año pasado, pero la joya de la corona es la planta CSP planeada para 2020, que cuenta con decenas de miles de espejos dirigiendo la luz del sol hacia una torre donde está el sistema de almacenamiento de calor con tanques de sales licuadas.
«Es cierto que los precios han ido bajando y nuestra expectativa es que las plantas siguientes sean mucho más competitivas, tanto por condiciones de mercado como por evolución de la tecnología», expresó a Reuters el CEO del proyecto, Fernando González, en un recorrido por la planta en julio pasado.
Según el sitio web de Cerro Dominador, sólo la planta CSP significó una inversión de US$1.000 millones, de los US$1.300 totales. Es una obra de mayor envergadura que un parque de paneles fotovoltaicos que, gracias a los desarrollos de la industria china, han caído de precio.
María Isabel González, gerenta de la consultora Energética, señaló a Reuters que la construcción de Cerro Dominador «sólo fue posible gracias al contrato que se hizo con las distribuidoras el año 2014 a un precio bastante alto. Ese proyecto hoy día sería absolutamente inviable».
David Ruiz de Andrés, CEO de la firma española de energías renovables Grenergy que prevé tener 40 parques fotovoltaicos de pequeño tamaño en Chile hacia fines de año, recalcó que la tecnología CSP es cosa «del pasado».
«Quienes estamos en el sector vemos que el futuro a largo plazo es la energía fotovoltaica y el almacenamiento. La energía termosolar es pasado, no es competitiva», afirmó en un encuentro con periodistas en Santiago.
En busca de mayor inversión
Chile tiene una de las mejores condiciones del planeta para aprovechar la energía solar y es uno de los países que utiliza más renovables en América Latina junto con Brasil. Es por esto que, según palabras de la ministra de Medio Ambiente, Carolina Schmidt, Chile puede ser «la Arabia Saudita de la energía solar».
El mayor productor mundial de cobre tiene más de 600 megavatios en construcción de energía fotovoltaica con una inversión de US$625 millones, según el Ministerio de Energía.
Hay, además, 1.043 megavatios en construcción de energía eólica por US$1.688 millones y 832 megavatios de energía hidráulica -sólo centrales de pasada- por US$4.397 millones.
Juan Carlos Jobet también reveló que Chile buscará atraer inversiones privadas por entre US$13.000 y US$25.000 millones para reemplazar las centrales a carbón con energía renovable, cuyo potencial calificó de «inagotable».
«Podemos abastecer el consumo eléctrico de toda América Latina, pero eso requiere mucha inversión de capital y de innovación. Es por eso que damos la bienvenida a los países, como China», dijo Jobet a mediados de agosto pasado.
El gigante asiático ya ha invertido unos US$2.500 millones en proyectos de generación y transmisión eléctrica en Chile y el Gobierno espera una cifra similar para los próximos años. La asociación chilena de empresas generadoras, que reúne a las mayores compañías del sector como Enel, AES Gener o Colbún, prevé a 2030 una penetración adicional de entre 6.500 y 11.000 megavatios de energía solar, que la convertirían en la mayor fuente renovable, por delante de la hidroelectricidad.
«Es sano que haya diversificación de tecnologías, tanto de generación como de almacenamiento», insistió Cristian González, de Corfo.
agosto 8, 2019 | Industria
Con una exposición de José Venegas, secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), sobre «el papel que deben jugar los clientes libres bajo la mirada de la autoridad», comenzará el Seminario Anual 2019 de la Asociación de Consumidores de Energía No Regulados (Acenor A.G.), donde se abordarán los principales aspectos de la transición energética que se vive en Chile y su impacto para la demanda en el sistema eléctrico.
El evento es producido por Editec Conferencias y Ferias y se realizará el 5 de septiembre en el Hotel Alma Cruz (ex Galerías) de Santiago, donde asistirán autoridades y consultores del sector energético, así como los representantes de las principales empresas consumidoras de energía en el sistema eléctrico local.
Ejes
Rubén Sánchez, director ejecutivo de Acenor, señala a ELECTRICIDAD que los principales ejes que contempla el seminario son:
- El papel actual que le cabe a los clientes libres en el sector eléctrico chileno bajo la actual normativa eléctrica.
- Los desafíos y oportunidades que se le abren a los clientes libres debido a promulgación de nuevas normativas: Ley de Eficiencia Energética, Ley de perfeccionamiento de la transmisión, flexibilidad, servicios complementarios, potencia de suficiencia, y la reforma a la distribución eléctrica.
- Los clientes libres y su futuro accionar ante otras tendencias de cambios del mercado eléctrico, que sin duda afectarán los costos y precios del suministro eléctrico: Descarbonización de la matriz energética, aparición de nuevas tecnologías disruptivas para la industria, como energías renovables variables “ERV”, corriente continua HDVC para la integración eficiente de ERV; almacenamiento energético; integración energética, generación distribuida y electromovilidad, e innovación y emprendimiento en el sector eléctrico.
- Los desafíos y oportunidades para los clientes libres ante cambios que se presentan en el mercado de combustibles.
[VEA TAMBIÉN: Clientes libres verán el papel que cumplirán en fiscalización de nuevas regulaciones]
Módulos
En el primer módulo, Ricardo Domke Meindl, gerente de Operaciones de BO Paper Bío Bío S.A., expondrá sobre las «Dificultades de los clientes libres para abordar el papel esperado», lo que será discutido por Pablo Arriagada, director ejecutivo de Sigma Energía; Iván Saavedra, consultor energético, y Felipe Castellón, delegado de Acenor y ejecutivo de CAP.
Posteriormente se realizará el panel «Los clientes libres y la nueva Ley de Transmisión», que estará a cargo de Juan Manuel Contreras, gerente general de CTG Energía, quien también estará en el debate junto a Ramón Galaz, director y socio fundador de Valgesta Energía, y Sergio Barrientos, gerente general de Surenergía y director de Cigre Chile, siendo moderados por Héctor Palacios, presidente de Acenor.
El tercer módulo será liderado por Hugh Rudnick, director de Systep y académico de la Universidad Católica, quien hablará sobre «Los clientes libres y los cambios esperados de la Ley de flexibilidad», donde también estarán Juan Ricardo Inostroza, consultor energético; Francisco Aguirre, director ejecutivo de Electroconsultores, mientras que el moderador será Mario Coddou, director de Acenor.
Por la tarde se realizará el módulo «Los clientes libres frente a otros factores y tendencias de cambios», donde expondrá Andrés Salgado, socio fundador de ENC Energy Consultants, además de Daniel Salazar, socio director de energiE; Javier Bustos, director de Estudios y Regulación de Empresas Eléctricas A.G., quienes serán moderados por Nelson Cuello, director de Acenor.
El último módulo será sobre «Los clientes libres y los cambios del mercado de combustibles», a cargo de Rosa Herrera, directora y socia fundadora de ByH Consultores, donde también estarán Juan Cembrano, consultor energético; Carlos Cortés, director ejecutivo de AGN Chile; Luis Enrique López, gerente general de Efizity, mientras que la moderación será realizada por Rubén Sánchez, director ejecutivo de Acenor.
marzo 11, 2019 | Industria
(El Mercurio) En medio de la polémica que estalló esta semana por la acción combinada de dos factores: la confirmación por parte del Gobierno de que las cuentas de luz tendrán un alza importante, sobre cuya magnitud aún no hay consenso, y las críticas por la implementación de los llamados medidores inteligentes y quién se hará cargo de su costo, comienzan a conocerse nuevas implicancias de las reformas al sector eléctrico implementadas en los últimos años.
Primero fueron las licitaciones de suministro para clientes regulados -los clientes residenciales que en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) representan al 98% de la población del país- , que se implementaron hace más de una década con el fin de reactivar la inversión de las empresas generadoras de energía.
Luego, durante la gestión de Máximo Pacheco en el Ministerio de Energía, a través de estos concursos se buscó elevar la competencia y facilitar la incorporación de las energías renovables.
Claro que al hacer el recuento de lo que será el abastecimiento de los hogares a partir de 2021, cuando estarán en vigencia la mayor parte de los contratos firmados entre generadoras y distribuidoras en el marco de estas subastas, la evaluación es mixta.
Si bien se logró la meta de consolidar la generación en base a viento y sol, en lo referido a la competencia, el resultado muestra que la mayor parte de la energía que recibirán los clientes regulados provendrá de las cuatro firmas que tradicionalmente han dominado en generación, lideradas por la italiana Enel.
De acuerdo con el análisis de los volúmenes adjudicados entre 2006 y mediados de 2017, la ex-Endesa Chile será directa e indirectamente responsable de suministrar casi el 54% de la energía por la que -según las estimaciones de demanda de la autoridad-, pagarán los hogares y otros consumidores regulados del SEN, que va entre las regiones de Arica-Parinacota y Los Lagos.
Según estimaciones de la consultora Synex a las que tuvo acceso «El Mercurio», de los contratos vigentes en 2021, el 77% pertenece a los principales generadores incumbentes, es decir, Colbún, AES Gener y Engie, además de Enel Generación, que en forma directa tiene contratado poco más del 41% de la energía que se ha adjudicado a través de licitaciones.
En la industria hay voces que discrepan de estos números, pues aseguran que la caída en la demanda eléctrica hará que las generadoras no suministren la totalidad de la energía que tienen comprometida y eso podría hacer variar las participaciones de cada compañía.
Las estimaciones apuntan a que producto de este menor consumo, en el que también incide la migración de clientes desde el mercado regulado al libre -donde contratan directamente con las generadoras- implicará que por ejemplo, el próximo año, se alcance a suministrar sólo el 65% de lo contratado inicialmente.
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«Mercados perfectos, con muchos oferentes, simplemente no existen, siempre hay actores dominantes»
Esta situación deja en evidencia un problema de fondo, a juicio del director ejecutivo de Electroconsultores, Francisco Aguirre. Aunque en Chile hay más de cien generadoras registradas, una fracción mayoritaria de la producción eléctrica sigue estando concentrada en las compañías más grandes, copando parte importante de un mercado que se desarrolló para la instalación de operadores de energías renovables, que incluso están vendiendo su producción a estos grandes actores del mercado.
«La proporción de mercado que ha captado Enel muestra que no se está cumpliendo uno de los objetivos de las licitaciones, que es el incremento de la competencia. Ese es un objetivo que han tenido todas las administraciones en las últimas décadas -desde la privatización de Endesa, cuando la empresa operativa y sus proyectos se vendieron por separado-, pero que ninguna ha logrado, porque no hay forma de evitar que el mercado vuelva a reintegrarse. La teoría económica ratifica que estos mercados perfectos, con muchos oferentes, simplemente no existen, siempre hay actores dominantes», explica el consultor.
Quien modificó el mecanismo de licitaciones para impulsar la competencia fue el exministro de Energía, Máximo Pacheco, quien defiende el resultado obtenido. Explica que los procesos entre 2014 y 2017 permitieron un alza en la cantidad de nuevos generadores dispuestos a ofrecer suministro a precios más bajos, lo que -independiente de la participación que tuvieran en los contratos adjudicados- se tradujo en una caída de 75% en los precios finales.
«Enel tiene cerca del 30% de la capacidad de generación nacional, por lo que es esperable que tenga un alto porcentaje de contratos adjudicados. Además, esta es una empresa que tradicionalmente mantiene contratos con distribuidoras, mientras que otras generadoras mantienen mayormente contratos con clientes libres. Lo que permitieron las reformas realizadas fue que la intensidad en la competencia por clientes regulados fuera tal que las generadoras tradicionales tuvieron que ofrecer precios competitivos mucho más bajos. Sin los cambios realizados, tendríamos los mismos generadores, pero con precios más caros», asegura el actual director de TVN.
En la eléctrica dijeron que históricamente han suministrado un importante porcentaje de la demanda regulada del país, lo que va en directa relación con su mix de generación y el tamaño de la compañía, es decir, cerca de 35% de la generación esperada para el sistema. «En el mediano plazo, este porcentaje podría modificarse con un tren descendente por diferentes factores que están afectando el mercado. En cuanto a los posibles riesgos para el mercado y el sistema, es claro que son particularmente bajos, dado el respaldo que entregan nuestro parque generador eficiente, diversificado y flexible, además de la solidez financiera y experiencia de nuestro grupo», dijo Enel Chile.
Pese a ser consultada, la ministra de Energía, Susana Jiménez, no estuvo disponible para comentar respecto de esta situación.
El «mercado secundario» que eleva el peso de la italiana
Las condiciones estipuladas en algunas de las licitaciones de suministro para clientes regulados, de alguna manera han abierto espacio para la instalación de un mercado secundario, donde empresas que se adjudicaron bloques para abastecer a clientes regulados, se han visto en la necesidad de firmar contratos de respaldo con otras generadoras para cubrir estas obligaciones.
Ese es el caso de Engie y de El Campesino, ligada esta última a la francesa EDF, al fondo EIG y a los locales AME, que se hicieron de importantes bloques de energía en la licitación que se adjudicó a fines de 2014, la última subasta donde los precios superaron los US$ 100 por MWh.
Estos contratos entraron en vigencia en enero de este año y ambas empresas no han podido cubrirlos con generación propia. La primera -que tiene sus centrales en el norte-, se ha visto impedida por el retraso en la entrada de la línea de transmisión Cardones-Polpaico, por lo que suscribió un contrato de largo plazo con Enel para cumplir con la entrega de energía. La segunda, en tanto, lo hizo porque ha enfrentado complicaciones legales que retrasaron la construcción de la central con la que se presentaron a la subasta.
Si se considera la energía comprometida por estas dos empresas y por la que los usuarios residenciales comenzaron a pagar este año, Enel tendrá en 2021 el abastecimiento del 54% de los consumos de los hogares de casi todo el país.
En la industria dicen que esta modalidad de contratación entre generadoras es habitual y, por lo general, se produce para cubrirse del potencial impacto del precio mayorista de la energía en situaciones en las que su producción es deficitaria para cubrir sus obligaciones comerciales.
Otras fuentes mencionan que las licitaciones instalaron una plataforma comercial para empresas que buscaban vender sus desarrollos e inversiones, lo que con un contrato de por medio hacía más atractivos sus proyectos.
Hay registros de varias operaciones de este tipo, tanto de contratos aislados o en conjunto con los proyectos, e incluso las empresas completas (cuando las bases de las licitaciones se hicieron más exigentes) que en los últimos años han cambiado de manos.
Una de las generadoras que ha sido más activa en la búsqueda de este tipo de oportunidades es Colbún. De hecho, en los registros proporcionados vía Ley de Transparencia por la Comisión Nacional de Energía, la compañía del grupo Matte figura entre las empresas que sin haberse adjudicado bloques en un proceso original de licitación hoy figuran como propietarios de contratos. Y no es la única compañía en esa situación.
marzo 6, 2019 | Industria
(El Mercurio) Las cuentas de luz subirán este primer semestre para los clientes de electricidad regulados, entre ellos los residenciales. Así lo confirmó ayer el Presidente Sebastián Piñera, quien informó que en promedio las boletas del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) se incrementarán 10,5%.
«Esto se produce porque cuando se licitó la energía el año 2015 los que licitaron en esa época se comprometieron a entregar esa energía en 2019 y esa licitación fue cara. Las nuevas licitaciones han sido mucho más baratas», dijo el mandatario en el programa de televisión «Bienvenidos».
Esto, en un contexto en que expertos calcularon que el aumento podría llegar a 18%.
«El efecto específico en tarifa final dependerá de muchos factores, tales como la ubicación geográfica, opción tarifaria del cliente, entre otros», señala el gerente general de la consultora Systep, Rodrigo Jiménez.
La subida se explica por un mayor Precio de Nudo Promedio (PNP), el nombre que recibe el valor en pesos de la energía pactado en dólares entre distribuidoras y generadoras en las licitaciones de suministro, y al que se suman otros factores, como transmisión y el sistema de equidad tarifaria.
Si bien el alza promedio será de un 10,5%, los cálculos de la consultora Ecom Energía arrojan que en ciudades como Copiapó el incremento llegaría al 18,6%, en Quilicura sería de 19% y en Concepción podría bordear el 21%.
[VEA TAMBIÉN: Gobierno confirma alza en cuentas de luz y expertos calculan que podría llegar hasta 18%]
Estos valores se obtienen respecto de las tarifas actualmente vigentes que corresponden a la fijación de julio de 2018, cuando las cuentas experimentaron una baja importante a raíz de la aplicación del sistema de Ajustes y Recargos, que en esa oportunidad fue favorable a los clientes.
Por su parte, Francisco Aguirre, director de la consultora Electroconsultores, coincide con Jiménez en que entran muchos factores en juego para calcular el porcentaje de alza en cada punto específico del SEN. Sin embargo, sus cálculos apuntan a que el alza será de un 15% para el primer semestre y de 5% para el segundo.
Inicio de bajas
Según el mandatario, estas alzas no serían permanentes. «De aquí en adelante anticipo caída y caídas gracias a que las nuevas licitaciones, basadas en energías limpias y renovables, han sido mucho más económicas», dijo el Presidente. «A fines del próximo año vamos a tener otro precio nudo que va a significar un alivio para los usuarios».
Los expertos consultados coinciden en que a partir de 2021 comenzará una lenta baja de los precios, pero no serán tan alentadores como se había anunciado.
Basado en los resultados de la licitación de 2016, el ministro de Energía de ese entonces, Máximo Pacheco, anunció una caída de 20% en las cuentas a partir de 2021. Sin embargo, Systep calcula que será solo de 4%. La misma consultora estima que recién a partir de 2028 los bajos precios licitados el último tiempo se reflejarían en bajas.
