enero 3, 2014
Editorial Revista ELECTRICIDAD.
Hace solo algunos días se conoció que Endesa y Eléctrica Panguipulli fueron las empresas que se adjudicaron la licitación eléctrica SIC 2013/1 (50 sub-bloques) con un valor de US$129 por MWh. Más allá de que el bloque haya sido concedido, permitiendo asegurar el suministro eléctrico para el periodo entre 2013 y 2024 con energía de base y variable (ERNC), lo concreto es que llegar a buen puerto en este proceso no fue una tarea fácil. Ello queda demostrado en el intento de la autoridad, que tuvo que recurrir a elevar el precio de venta del MWh, pasando de los US$80 de la última licitación a los ya mencionados US$129, para hacer atractivo para las empresas este proceso. Este procedimiento –de paso– generará que en el corto plazo el precio de la electricidad para los clientes regulados se encarecerá en torno a un 6% en los próximos dos años según lo han señalado las propias empresas eléctricas y expertos del sector, contradiciendo lo que dijo en una entrevista el presidente Sebastián Piñera. “Los precios de la energía eléctrica no van a subir”, señaló el mandatario, en paralelo a lo que citó recientemente el ministro de Energía Jorge Bunster en torno a que de elevarse los precios, esta alza sería de 0,9% para 2014 y de 2,5% para 2015.
El tema se presenta complejo puesto que las eventuales alzas en las cuentas de la electricidad se materializan por la falta de proyectos en torno a energía de base que permita un suministro seguro y a bajo precio en el futuro. Precisamente vinculado con esto último, es por la falta de esa infraestructura que se encuentra entrampada en procesos judiciales que el país tendrá que recurrir a la energía con la que cuenta actualmente y que es muy probable que a raíz de lo complejo que se presenta la hidrología, sea energía termoeléctrica (desde la más eficiente a la menos). El escenario presentaría un precio de la energía más elevado, toda vez que esa electricidad, el último MW que entre al sistema, será a costo marginal.
Con estos hechos, se avizora un mercado eléctrico complicado. La ciudadanía quiere bajos precios de la energía, pero al mismo tiempo se opone a la materialización de los proyectos que precisamente pueden cumplir con ese anhelo. ¿Qué medidas de corto plazo adoptarán entonces las autoridades que asuman la conducción del nuevo gobierno en marzo próximo? La energía licitada recientemente obedece a cerca del 78% del total, estando hoy en espera la fórmula para el 22% restante. No participaron del proceso Colbún y AES Gener porque reconocieron en la falta de gas el motivo por el cual no adjudicar contratos de largo plazo. También está ad portas la presentación de ofertas (11 de febrero de este año) de la licitación de suministro eléctrico SIC 2013/2 (100 sub-bloques), para el periodo comprendido entre 2016 y 2018, con componente de base de 3.021 GWh para 2016, 5.648 GWh para 2017 y 8.473 GWh para 2018, proceso que puede arrojar un precio mayor al anterior precisamente por la falta de gas. Y también resta la licitación de suministro eléctrico para Metro. Estos procesos desde ya se prevén serán otros dolores de cabeza para la institucionalidad eléctrica.
enero 3, 2014 | Industria
(Diario Financiero) Aunque a nivel político y del mundo privado existe consenso en torno a la idea de aumentar el peso del gas natural licuado (GNL) en la matriz eléctrica local, que actualmente es de alrededor de 15% en promedio, el desarrollo de la infraestructura que requiere ese crecimiento parece no avanzar con el mismo ritmo.
La proyección es que al año 2023 el consumo de gas natural en Chile rondará los 25 millones de metros cúbicos diarios (MM m3/d), un aumento de 125% respecto de los casi 11 MM de m3/d que habría alcanzado el año pasado, según una estimación que hizo Goldman Sachs.
Así, en distintos sectores postulan que la mejor opción para sortear la crisis energética en el corto y mediano plazo es poner en marcha las centrales de gas que no cuentan con abastecimiento, además de aumentar la capacidad de aquellas donde esto es posible e, incluso, se apuesta por la construcción de unidades. Todo lo anterior, sustentado en el desarrollo que exhibe la industria del gas natural licuado (GNL), impulsada especialmente, por el shale gas en Estados Unidos.
“La disponibilidad de contratos de largo plazo de GNL a precios competitivos se vislumbra como una condición necesaria, pero no suficiente, para cubrir a costos razonables la demanda del SIC hasta el 2020”, es una de las ideas que un grupo de especialistas del sector eléctrico plasmó en el estudio donde la Confederación de la Producción y el Comercio (CPC) propone una agenda para destrabar e impulsar nuevas inversiones en generación de base.
Nuevo giro en GNLQ
Con todo, los avances son escasos. La capacidad actual de regasificación local alcanza a 15,5 MM de m3/d, y considerando los terminales de Quintero y Mejillones se elevará a 20,5 millones hacia octubre, cuando finalice la primera ampliación de la instalación. Ahora, al mirar los proyectos de GNL que están en carpeta, la capacidad de regasificación podría superar los 35 MM de m3/d.
De todo este potencial sólo una iniciativa muestra algún avance concreto: se trata de la planta de GNL de Quintero, donde además de estar en plena ampliación (de 10 a 15 MM de m3/d) sus dueños -Enagás/Omán Oil, Endesa Chile, Metrogas y Enap- analizan la opción de ampliar el giro del terminal añadiendo el servicio de transporte de GNL por mar a distintos puntos del país, usando barcos de menor capacidad.
Conocedores del tema comentaron que este modelo, denominado como “hub de GNL”, que también está siendo aplicado por GNL Mejillones, es una de las alternativas que se barajan para impulsar la segunda expansión de este complejo, que le permitirá alcanzar su plena capacidad de diseño (20 MM de m3/d), lo que requiere una inversión estimada en unos US$ 230 millones, superior a los US$ 30 millones de la primera, porque requiere construir un tercer estanque de almacenamiento en tierra además de instalar un nuevo vaporizador.
En lo que respecta a los otros proyectos operativos y en carpeta los avances son menores. GNL Mejillones, que hizo un proceso de open season para agregar nueva demanda que gatillara una ampliación de la planta, lo tuvo que posponer hasta 2017, esto debido a que la firma logró comprometer sólo el 50% de su capacidad actual de regasificación.
CAP en stand by
La realidad en los otros proyectos de regasificación no dista mucho de lo anterior.
El proyecto de Grupo CAP exhibe pocos avances respecto de lo que se anunció en mayo de 2012, pese a que la decisión de concretar esta iniciativa se esperaba para mayo pasado.
Conocedores del tema dicen que los estudios de la acerera estarían en stand by. Esto a la espera de que la nueva administración de la compañía, encabezada en la gerencia general por Fernando Reitich, decida si le dará un nuevo y mayor impulso a este plan que es una de las varias alternativas energéticas que barajan.
A esto se suma el retraso del proyecto flotante de Colbún y AES Gener, que no tiene fecha concreta para iniciar el trámite ambiental ni para oficializar el contrato con la noruega Höegh LNG, que construye el barco regasificador. Con todo, esta panta fue retrasada dos años, con una estimación de inicio de operaciones que pasó de 2015 a 2017.
En la misma línea, aunque por motivos del ámbito comercial las plantas proyectadas por las firmas locales GasAtacama y Australis Power tampoco muestran grandes avances.
La primera firma obtuvo el permiso ambiental del terminal en marzo de 2013 pero aún no inicia la construcción porque sigue buscando firmar contratos eléctricos y también está reclutando a otros potenciales consumidores de GNL para agregar demanda y buscar mejores condiciones de abastecimiento en Estados Unidos.
Australis Power, en tanto, retiró el proyecto Octopus de la evaluación ambiental a fin de efectuarle una serie de modificaciones, así como mejorar el proceso de participación y diálogo con las comunidades que han rechazado el proyecto.
enero 2, 2014 | Industria
(Diario Financiero) La participación de la energía térmica en la matriz de generación del Sistema Interconectado Central (SIC) alcanzó en 2013 su máximo histórico al representar el 60,6% de toda la generación de la principal red eléctrica del país, que entre Taltal y Chiloé abastece al 94% de la población nacional.
Según las estadísticas del Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC), la alta participación termoeléctrica en el SIC hizo que la generación hidráulica representara el año pasado apenas un 38,4% del mix, con datos al 25 de diciembre. Este nivel es el más bajo del que se tenga registro, pues en 2012 la presencia del agua fue de 41,02% y en 2011 ésta fuente explicó el 44,56% de la producción eléctrica. Antes de ello el predominio hidroeléctrico era evidente, llegando a representar en los ‘90 sobre el 70% del mix del SIC.
De esta forma 2013 se inscribió como el cuarto ejercicio consecutivo de predominio de la componente térmica en la matriz del SIC. En 2010 este tipo de generación representó el 49,95% del total y se impuso por un estrecho margen a la hidroelectricidad que aportó el 49,30%, según consta en el anuario 2012 del CDEC. A partir de ese momento la distancia aumentó y en 2011 y 2012 la generación térmica fue de 54,73% y 58,18%, respectivamente.
“La operación del sistema ha cambiado notoriamente, afectada por condiciones de sequía muy inusuales décadas atrás. En efecto, tras cuatro años de una hidrología seca, el aporte térmico bordeará el 61% al cierre de 2013, comparado con el 35% que representó en 2003. A su vez, en este mismo periodo la energía producida con carbón se elevó de un 9% al actual 33%, porcentaje que en los próximos años se elevaría aún más, tras la puesta en servicio de nuevas centrales ahora en construcción”, dijo Sergio Zapata, analista de CorpResearch.
En la industria destacan que en paralelo a la sequía, el crecimiento del parque térmico y la dificultad para levantar nuevos proyectos ha reducido la presencia hidráulica y son otros elementos que influyen en esta nueva estructura de la matriz. La crisis del gas natural argentino, que obligó a instalar centrales a carbón, más baratas y rápidas de construir, así como unidades diesel para responder a la coyuntura particular de los años 2007 y 2008, también explica el predominio térmico actual.
Impacto en el mercado
En lo que respecta a la participación de las generadoras, al analizar los datos del CDEC -disponibles a noviembre- se observa que el año pasado Endesa Chile produjo el 37,9% de la electricidad del SIC. Más atrás, con un 19,8% y 16,2% del total respectivamente, le siguieron Colbún y AES Gener.
A partir de datos de la consultora Systep, también a noviembre, es posible establecer que con niveles oscilantes el brazo de generación de Enersis inyectó más energía al SIC de la que retiró, prácticamente durante todo el año. No sucedió lo mismo con las otras dos generadoras de mayor tamaño del sistema ya que a partir de marzo del año pasado Colbún figura con un retiro mayor a sus inyecciones, mientras que a AES Gener le pasó lo mismo durante cuatro de los once meses que recoge el reporte de Systep.
Mirar este escenario en términos comerciales requiere ponderar antecedentes como los niveles de contratación de las eléctricas, sus costos de producción y el nivel de los costos marginales, dijo Zapata.
“A Endesa no le conviene un costo marginal bajo porque reduce el margen que obtiene entre este ítem, al cual se valorizan las transferencias de energía entre las generadoras, y sus costos que en general son menores”, explicó el analista, quien también mencionó que esta empresa tiene una política comercial más conservadora, es decir, que compromete en contratos sólo la energía que puede generar en un escenario seco.
Agregó, que en el caso de Colbún, que aún no logra equilibrar sus compromisos con su generación eficiente, un escenario como el actual de bajos precio spot gracias a los deshielos le puede resultar conveniente comprar a costo marginal, mientras que AES Gener, por su estructura térmica y su política comercial, no debería presentar un descalce con su exposición al mercado spot.
diciembre 31, 2013 | Industria
(La Segunda) En un dolor de cabeza se transformó para las distribuidoras el adjudicar la electricidad necesaria para abastecer a clientes residenciales -hogares y pequeñas empresas- para los próximos años; todo esto, en un escenario de estrechez de capacidad de generación de energía.
Si bien en el primer intento les fue mejor de lo que esperaban al adjudicar un 78% de toda la energía licitada, en la industria reconocen que es una incertidumbre lo que pasará en los nuevos procesos.
Con ese panorama las compañías distribuidoras -y tras conversarlo con la Comisión Nacional de Energía (CNE)- optaron por desistir de un nuevo llamado que se suponía adjudicado en febrero. El concurso estaba destinado a abastecer de energía para el lapso 2016-2018.
Ahora, fusionarán estos bloques con el 22% que no fue adjudicado durante el primer proceso realizado en noviembre pasado, entregando un periodo más amplio de contrato, lo que sería más atractivo para las generadoras.
Así, el nuevo llamado buscará adjudicar un bloque de suministro de energía entre el 1 de septiembre de 2014 y el 31 de diciembre de 2025.
Según se explica en el documento publicado por las generadoras, el bloque contiene una componente base -asociada a la energía anual requerida en cada año- y una variable, la que busca absorber incrementos no esperados en la demanda de energía.
De acuerdo a la misma publicación , la componente base de energía es de 646 GW/h en el período septiembre-diciembre de 2014; 1.238 GW/h el año 2015;4.181 GW/h el año 2016 y 4.545 GW/h para cada año del período 2017-2025.
A su vez, la componente variable constituye el 10% de la energía requerida en cada año por la componente base. El bloque de suministro se dividirá en 100 subbloques, todos de igual tamaño o cantidad de energía anual y con la misma fecha de vencimiento, que será el 31 de diciembre de 2025.
Generadoras podrán cobrar hasta US$120 por MW/h
Pese a que con los cambios las generadoras apuestan a producir mayor interés de las empresas generadoras por participar, el precio fijado como «techo» para ser cobrado por las compañías es de US$120 por MW/h, en promedio, un 50% más elevados que los contratos actuales que deben ser renovados.
Explican en la industria que la falta de oferta de nueva generación competitiva complica la adjudicación de los contratos a precios competitivos. Los acuerdos actuales promedian un valor de US$80 por MW/h.
Ya en el proceso anterior, Colbún y AES Gener -dos de las empresas más grandes del sistema- optaron por no participar de la licitación. En el sector explican que la generación competitiva de estas empresas ya estaba contratada y no tenían nueva capacidad eficiente.
Entre los grandes, fue sólo Endesa la que participó de la licitación, adjudicándose un 70% del total del bloque de suministro.
Desde el Ejecutivo han señalado que las empresas que no participaron anteriormente podrían hacerlo si alcanzan contratos de gas a precios competitivos que les permita utilizar centrales térmicas que hoy funcionan con diésel, combustible menos eficiente.
diciembre 31, 2013 | Industria
(El Mercurio) El lago está en su cota máxima de operación y las turbinas ya se están moviendo. Y aunque aún no hay inyección de energía al Sistema Interconectado Central (SIC), en la central hidroeléctrica Angostura, de Colbún, ensayan y vuelven a ensayar para que los primeros días de enero esta construcción entre a régimen: producirá cerca de 1.500 GWH de energía al año.
De las tres turbinas que tiene esta central de US$ 671 millones, la primera de 135 MW ya está ejecutando pruebas con agua y a inicios de enero empezará a inyectar energía al SIC. Las otras dos -de 135 MW y de 43 MW- realizan pruebas en seco para verificar instrumentación y software , y se espera que para febrero estén las tres en plena operación.
Con ello, esta obra que se levantó en la confluencia de los ríos Biobío y Huequecura, en la precordillera de la Región del Biobío, aportará cerca del 3% del consumo del SIC, que abastece al 90% del país entre Taltal y Chiloé. Angostura, por sí sola, puede iluminar a una ciudad de 200 mil habitantes, o a una comuna como Ñuñoa.
Y no solo los 316 MW de potencia y los 783 mil m {+3} de hormigón que se ocuparon en su construcción -el equivalente a 2,4 Costanera Center- reflejan que es una obra mayor, sino que es la única central hidroeléctrica de su tipo que entrará en operaciones tras su vecina Ralco (640 MW), inaugurada hace nueve años 50 km aguas arriba del río Biobío. Es más, es el único proyecto de estas características que se avista en el próximo quinquenio, tras el freno de Hidroaysén.
El embalse
«Durante la segunda semana de diciembre se completó el llenado del embalse, alcanzando la cota 317 m.s.n.m», explica Leonardo Díaz, el gerente del proyecto. Se acumularon 100 millones de m {+3} de agua, y el lago que se formó sobre 641 hectáreas permitirá el desarrollo del turismo, asegura Díaz.
Para este verano se pretende abrir el parque Angostura, que incluye un mirador, senderos, playas públicas, tres campings y un centro de visitantes.
El embalse se pudo concretar luego de que la Corte de Concepción revirtiera una orden de no innovar, en el marco de un recurso de protección de vecinos que frenó por unos días el llenado. Fue el único impasse de este proyecto, que a diferencia de Ralco no levantó mayor oposición. Acá 46 familias (129 personas) fueron reasentadas y con todas se llegó a acuerdos.
