junio 23, 2014 | Industria
(La Tercera) A toda máquina trabajan en el gobierno para tener listo en los próximos meses el proyecto de ley que modificará el sistema de licitaciones de suministro eléctrico para los hogares, que busca reducir los precios de las mismas en 20%, según lo plantea la agenda de energía.
Fuentes del Ministerio de Energía señalan que los expertos convocados por la Comisión Nacional de Energía (CNE), entre los que se encuentran el director ejecutivo de la Asociación de Empresas Eléctricas, Rodrigo Castillo; el académico y consultor Hugh Rudnick; la consultora y ex CNE, María Isabel González; los consultores Claudio Gambardella, Pedro Maldonado y Ramón Galaz, y el director de Systep, Sebastián Mocarquer, ya están trabajando en las propuestas, y que lo más probable es que el proyecto de ley ingrese al Congreso para su discusión en agosto.
A este grupo se unirá también el economista y académico de la Universidad de Chile, Ronald Fischer, recientemente fichado por la cartera.
La idea del gobierno es bajar los precios que se obtuvieron en las últimas licitaciones de suministro de 2013 (en las que de paso no se adjudicó el total de la energía ofertada), de US$ 128 por megawatt, los que fueron 40% más altos que los registrados en el proceso en 2007. Por esta vía se busca reducir el impacto en las tarifas para los clientes regulados en los próximos años.
Los ejes del proyecto
Los expertos están trabajando para hacer más atractivas las licitaciones y lograr que ingresen nuevos actores al sistema, para lo cual la ampliación de plazos y licitaciones diferenciadas podrían ser el camino.
En este sentido, la CNE lanzará una licitación de largo plazo -que involucra una capacidad estimada de unos 5.000 megawatts-, en distintos bloques y plazos. El llamado se haría en 2015, la adjudicación en marzo de 2016 y el suministro partiría en 2021.
Las fuentes señalan que entre los puntos principales que hoy discuten los expertos está la regulación de los suministros sin contrato, para evitar que casos como la quiebra de la central Campanario terminen impactando a todo el sistema. Este tema, por su complejidad técnica, es visto por la autoridad y los actores del sistema como una fuerte barrera de entrada a nuevos operadores, por lo que se buscará una solución de largo plazo.
Asimismo, otro de los puntos que se analizan es que un sólo actor -ya sea el gobierno o las distribuidoras- tome la responsabilidad completa de los procesos de licitación. Hoy, las empresas elaboran las bases de los procesos, las que luego son visadas por la CNE.
Quizás el mayor cambio que podría contener el proyecto de ley sería el de terminar con la “neutralidad” de las licitaciones respecto de las fuentes de generación que se utilizan para cumplir con los contratos, por ejemplo, las Energías Renovables No Convencionales. Acá hay posiciones diversas, pero a lo que se apunta es que converjan con los objetivos de la política energética de largo plazo, dicen las fuentes.
junio 20, 2014 | I+D
El Colegio de Ingenieros de Chile desarrolló, en el marco del Mes de la Energía, el seminario “Innovación Tecnológica en Energía”, en el que se dieron a conocer diferentes proyectos en ejecución que están aportando a la sustentabilidad, energía y cuidado del medio ambiente.
Tal fue el caso de la intervención de Eduardo Mora, gerente de tecnología y desarrollo de Tecnet, quien explicó los beneficios del sistema Automatic Meter Reading (AMR), que tiene la finalidad de realizar una lectura de medición remota, y que es capaz de aplicar tele medida & tele corte y reposición; lectura en casas cerradas, control de pérdidas, control de potencia, control de hurto, control de energía reactiva y cobro de factor de potencia, entre otros.
Este tipo de proyectos se han materializado en zonas como Temuco, Rancagua, Viña del Mar, Talcahuano, Buin, San Bernardo entre otros, incluyendo alumbrado público y sistemas combinados de medición de agua y electricidad.
Por su parte, Leopoldo Soto, investigador de la Comisión Chilena de Energía Nuclear, se refirió a los alcances de la fusión nuclear, la que para la energía entregada sea mayor que la que se usó para producir el proceso se requiere un compromiso entre la temperatura, el tiempo de vida y la densidad del plasma. Ante esto, indicó que un plasma caliente es inestable, sin embargo para solucionar esto se debería crear confinamiento magnético (tokamak) que es el más viable para ser comercializado.
El especialista agregó que aún queda mucho por hacer, pero igual es importante que ya se ha demostrado que de un plasma se puede extraer energía de fusión, y ya se están realizando los primeros experimentos proyectados para el 2020. Además informó de los resultados a nivel mundial de equipos diseñados y construidos en Chile en tamaños de 2 y 0.1 Joule, imitados por los países del hemisferio norte y que pueden operar como equipos portátiles.
Biogeneración
Otro de los expositores del encuentro fue Manuel Paneque, investigador de la Facultad de Agronomía de la Universidad de Chile, quien se refirió a los proyectos que se están llevando a cabo en el desierto con biomasa para la extracción de energía, destacando el caso de la Atriplex, considerando tres especies: canescens, halimus y nummularia. De ellas la numularia es capaz de obtener una eficiencia energética de 11.7, por lo que la biomasa que se puede obtener de estas especies en el desierto es altamente efectiva para el sistema.
Finalmente, Andrea Irarrázaval, gerenta general de Clean Energy, explicó el proceso de biorefinerías en el que han trabajado, el que está conectado a la chimenea de una central de generación eléctrica a carbón, lo que proporciona la limpieza de los gases de efectos invernadero y es capaz de descontaminar el planeta.
Esta planta de biorefinería promueve el desarrollo sustentable de zonas expuestas a contaminación, puntualizó Irarrázaval y además crea emprendimiento ambiental, transferencia tecnológica y exportación de servicios.
Cabe destacar que esta tecnología tiene patentes aprobadas en varios países y además de Chile opera en México y otros países.
Concurso de innovación
En el marco del seminario, se realizó la premiación del Concurso “Ingenieros Innovando con Energía”, en el que se distinguió a tres grupos de finalistas que se destacaron por el aporte de sus proyectos al ahorro y la eficiencia energética, junto con el cuidado del medio ambiente.
junio 18, 2014 | Industria
(La Tercera) La regulación de las tarifas al gas de redes, planteada en la Agenda de Energía del gobierno, está tomando forma. A la fecha, se han constituido dos mesas y se adjudicó un estudio para determinar si la rentabilidad de las empresas del sector se ajusta a la ley.
Todo lo anterior, con miras al proyecto de ley que presentará el gobierno sobre la materia al Congreso en el primer trimestre de 2015, proceso que incluso se podría adelantar, según el secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Andrés Romero.
“Creemos que este es un proyecto de ley que debería tener una tramitación de, aproximadamente, un año en el Parlamento, así es que debería entrar en vigencia en 2016”, precisó.
Romero detalló que el gobierno formó dos mesas de trabajo paralelas -una con las empresas del sector y otra con expertos y consumidores-, las que realizarán el trabajo “prelegislativo”.
“Las discusiones técnicas no las vamos a hacer entre cuatro paredes. Creemos que hay que hacerlas de cara a los distintos actores, no sólo de las empresas del sector, sino de los consumidores, expertos, académicos, organizaciones sociales. El desafío en todos los cambios regulatorios es que el trabajo prelegislativo sea con mucha participación”, dijo.
El gobierno convocó a expertos en libre competencia, como Juan Pablo Montero, Javier Veloso (ex secretario ejecutivo del TDLC) y Andrea Butelman (ex ministra del TDLC); a los ingenieros Gabriel Bitran y Alejandro Jadresic (ex titular del Panel de Expertos eléctricos), y a la Organización de Defensa de los Consumidores (Odecu), los que serán apoyados por el Centro de Regulación y Competencia de la Universidad de Chile y la Escuela de Ingeniería de la Universidad Adolfo Ibáñez.
Asimismo, a fines de la semana pasada, adjudicó a las consultoras Valgesta Energía y Mercado Energético un estudio para determinar si la rentabilidad de las empresas se ajusta a la ley, el que estaría listo en octubre.
Romero dijo que la intención del gobierno es que las tarifas que pagan los usuarios residenciales y comerciales de gas natural sean “justas”. Hoy, Metrogas -el principal distribuidor de la Región Metropolitana- paga US$ 12 por millón de BTU por el GNL que llega al terminal de Quintero, y lo vende a los clientes a unos US$ 34 por millón de BTU.
Las empresas reciben una retribución compuesta por dos factores: la tasa de costo de capital y la rentabilidad, las que en conjunto no deben superar el 11%. El gobierno, dice Romero, está abierto a revisar ese mecanismo, aunque la idea es no afectar las inversiones. “Lo que queremos es una retribución justa (para las empresas), que tenga los incentivos necesarios para que las empresas inviertan, pero que tampoco signifique que los consumidores van a sobre-pagar, en una industria que tiene riesgos acotados”, dijo.
junio 16, 2014 | Industria
(Diario Financiero) Elevar la participación del gas natural en la matriz de generación es un eje que cruza la Agenda de Energía y que será decisivo para que el gobierno pueda cumplir el compromiso de bajar los precios de la energía para grandes consumidores (costo marginal) hacia el fin de este período y también para clientes residenciales en la próxima década.
La autoridad ha reconocido que lograr esta mayor presencia del hidrocarburo no es una tarea sencilla, pues en primer lugar requiere una decisión de compra por parte de las generadoras que tienen centrales a gas y no cuentan con suministro, como Colbún y AES Gener.
Con el paso de las semanas, en el Ministerio de Energía notaron que su blanco inicial, el acceso a los terminales de regasificación, no sería la solución para allanar el camino a las eléctricas, sino que en realidad también sería dar certeza a estas firmas de que ese gas natural licuado (GNL) que podrían comprar, efectivamente será utilizado, lo que hoy no es factible debido al criterio económico con el que opera el sistema, en virtud del cual la prioridad de funcionamiento lo tienen las centrales cuyo costo de operación es menor y donde el carbón y el agua tienen prioridad.
Fuentes de la cartera de Energía comentan que el análisis apunta a definir un sistema en virtud del cual el gas opere en base, para lo cual es requisito desplazar al carbón en el despacho que hacen los Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC), que coordinan la operación del sistema a partir de un criterio marginalista, donde el gas, al igual que las centrales a diésel, hoy tienen un rol de respaldo para cubrir las puntas de demanda.
«Se analizará la conveniencia de desarrollar normas técnicas para adecuar los procedimientos de los CDEC para el despacho de centrales GNL y determinación de costo efectivo de contratos GNL ‘take or pay’”, es lo único que la Agenda de Energía dice sobre este punto.
Las alternativas
En el mercado comentan que esta componente del «take or pay» es la que hasta ahora ha complicado el acceso de otras generadoras al GNL, ya que implica un pago a todo evento por un servicio y un suministro que en las condiciones actuales se utilizará eventualmente.
Por otra parte, el despacho que hacen los CDEC se basa en el costo variable que declara las empresas, donde el principal factor está constituido por el precio del combustible, lo que deja al gas sin opciones frente al carbón, cuyo costo es menor. Esto, dicen en el gobierno, podría revertirse si ese componente de pago obligado es considerado en forma constante como un costo fijo y que su declaración como costo hundido, no quede a criterio de cada empresa, como sucede actualmente.
Francisco Aguirre, director de Electroconsultores, explica que una forma de conseguir que una eléctrica pudiera declarar el gas a costo cero sería que un tercero, como un gran cliente de una generadora, compre por su cuenta el GNL y lo ponga a disposición de la generadora o se lo venda con un precio ventajoso frente al carbón, en razón de algún tipo de compensación alternativa.
Otra opción que comentan en el mercado sería que se obligara a declarar al carbón con un costo mayor, de manera que lo deje en desventaja frente al gas, lo que podría lograrse bajo un esquema de «Cap and trade». El problema de esto, advierten, es que implicaría encarecer los costos de la energía.
«Usar gas que en realidad no es más económico que el carbón, forzando el sistema es una locura, no tiene sentido económico, porque se baja el precio pero en función de una alteración artificial del orden de despacho de las centrales, (por lo tanto) el costo podría terminar siendo mayor porque los costos siempre aparecen por alguna parte», explicó un ejecutivo de una generadora.
Cambios a licitaciones
La Comisión Nacional de Energía (CNE) entregó algunos detalles del nuevo diseño que tendrán las licitaciones de suministro para las distribuidoras eléctricas, instrumento con el cual buscan lograr precios de energía más bajos que los US$ 128 por MWh recibidos en el último proceso realizado en 2013. El titular del organismo, Andrés Romero, explicó ante la Comisión de Energía y Minería de la Cámara de Diputados que en las próximas licitaciones de largo plazo, las que involucran del orden de 5.000 MW de capacidad, considerarán periodos de abastecimiento de distinta duración y bloques de energía de diversos tamaños. En lo que respecta a plazos, dijo, la idea es lanzar un llamado en marzo de 2015, el cual recibirá ofertas un año después, en marzo de 2016, para iniciar suministro en enero de 2021. Esto permitirá que muchos más generadores dispongan de tiempo suficiente para desarrollar sus proyectos y así puedan participar, a diferencia de lo que sucede actualmente.
junio 13, 2014 | Industria
(El Mercurio) «Hay que reconocer que hay un problema de falta de liderazgo político. Los últimos gobiernos han ido detrayendo de fijar un camino claro hacia donde se quiere ir. La situación que hemos vivido con el proyecto HidroAysén o con Barrancones y Castilla, son reflejo de eso», sostuvo Alejandro Jadresic, ex secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (de rango ministerial) y actual decano de la Facultad de Ingeniería y Ciencias de la Universidad Adolfo Ibáñez, en el World Energy Council.
Agregó que el proyecto impulsado por Endesa y Colbún, recientemente rechazado por el Comité de Ministros, es una excelente iniciativa desde el punto de vista técnico y ambiental, pero que estaba condenado al fracaso, en parte, por problemas de «gestación», pero también porque las empresas se dieron cuenta tarde que el escenario había cambiado. «Hay un desafío mucho más amplio que desarrollar proyectos solo de ingeniería dura, y es convencer a la sociedad».
También resaltó que el problema tanto de HidroAysén como de otros proyectos es que no han tenido un apoyo claro de la autoridad. «Si no hay un compromiso del Gobierno es muy difícil que estos proyectos se puedan concretar», advirtió.
«Desde la perspectiva técnica lamento la decisión sobre HidroAysén porque nos obligará a hacer proyectos más caros y contaminantes», manifestó Jadresic. Pero rescató que con esto el Gobierno se va a ver obligado a plantear qué propone como alternativa para lograr las metas planteadas en la Agenda de Energía.
Respecto de la industria energética en general, destacó la necesidad de que haya «un cambio copernicano» en la manera en cómo las empresas realizan sus inversiones, ya que los proyectos deben nacer con el apoyo de las comunidades.
También llamó al Gobierno a apoyar proyectos adicionales a los que integran el plan de obras de la CNE para fomentar la competencia. Además, criticó que el sistema eléctrico esté constantemente tratando de optimizar los recursos. «Deberíamos tener 20% o 30% de exceso de capacidad en generación o transmisión. No puede existir competencia en un mercado en que la demanda está justamente diseñada, eso es un contrasentido tremendo. Aquí hay que ponerse metas más ambiciosas», finalizó el experto.
