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Precios de la energía para empresas suman dos meses en niveles más bajos desde 2007

Precios de la energía para empresas suman dos meses en niveles más bajos desde 2007

(El Mercurio) Desde mediados de septiembre los precios de la energía que pagan las empresas han registrado un fuerte descenso en relación con la tendencia de 2013.

Así, durante los meses de octubre y noviembre el costo marginal -valor de la electricidad generada por la unidad menos eficiente y más cara del sistema- en el nudo Quillota (representativo de la Región Metropolitana) se posicionó en los US$ 70 por MWh.

El costo es el más bajo desde septiembre de 2009, cuando el marginal marcó US$ 68 por MWh. Sin embargo, estos menores precios no se habían registrado durante dos meses consecutivos desde la temporada 2006 y 2007. En ese entonces, el valor de la energía que pagan las empresas marcó en diciembre y enero niveles de US$ 44 y US$ 57 por MWh, respectivamente.

Este último período coincide con la última etapa de suministro de gas a bajo precio desde Argentina. Ya en 2007 comenzaron los cortes del hidrocarburo proveniente del país trasandino, lo que disparó los marginales a cotizaciones sobre los US$ 100 por MWh, llegando incluso a un peak de US$ 325 por MWh.

Francisco Aguirre, director ejecutivo de Electroconsultores, explica que los bajos precios son la respuesta a una mayor hidrología en la zona central producto del inicio de la temporada de deshielos.

De hecho, en octubre el 46% de la energía generada en el Sistema Interconectado Central (SIC) provino de fuentes hidroeléctricas.

A lo anterior, sostiene la ex secretaria ejecutiva de la Comisión Nacional de Energía (CNE), María Isabel González, se suma el aporte de las centrales carboneras que han ingresado al sistema con costos de producción de electricidad cercanos a los US$ 70 por MWh.

Según indican desde la industria, estos menores precios de la energía afectarán positivamente los resultados de las compañías durante el último trimestre de este año.

María Isabel González ratifica esta visión al señalar que las empresas que tienen sus contratos de electricidad indexados a la variable del costo marginal recibirán un alivio en su ítem de gastos durante el cuarto trimestre.

Efecto momentáneo
Pese a que esta tendencia se repitió en los últimos dos meses, los expertos aseguran que sólo durará hasta fin de año.

Según Francisco Aguirre, una vez que se termine la temporada de deshielo, en enero, volverán a entrar en operación las centrales menos eficientes del sistema -que operan a diésel-, lo que se traducirá en costos marginales superiores a los US$ 100 por MWh.
Desde la industria también coinciden con esta visión, pues esperan que a partir de enero los valores se incrementen. Ejemplo de aquello, agregan, es que las grandes empresas siguen frenando varias de sus inversiones en vista de que los precios se mantendrán altos ante la falta de nuevos proyectos de generación en el país.

Del Campo: «La generación eléctrica siempre será más alta que la de los vecinos»

(La Segunda) Como una victoria en el último minuto apreciaron en el Ejecutivo que, pese a las dudas, dos empresas presentaran ofertas en la licitación para suministrar electricidad a los clientes regulados -hogares y pequeñas empresas- del Sistema Interconectado Central (SIC), que abastece al 93% de la población del país. El escenario era complejo: un cuarto año de sequía y falta de nuevos proyectos de generación competitiva hacían peligrar el proceso que renueva por 10 años la demanda de parte del consumo de las casas entre Taltal y Chiloé.

Pero el miércoles, el «salvavidas» lo lanzó Endesa, la principal generadora del país, que entregó una oferta a la que se sumó Eléctrica Panguipulli. Ambas compañías están ligadas a la gigante italiana Enel.

«Endesa entendió que tenía un rol que cumplir en el abastecimiento de los clientes regulados», dice el subsecretario de Energía, Sergio del Campo, quien fue uno de los encargados de liderar la licitación.

De todas formas, Del Campo sostiene que Chile tendrá precios de generación eléctrica más elevados que países vecinos como Perú que cuentan con amplias reservas de gas natural, al igual que Bolivia, o Paraguay y Brasil que poseen un potencial hidroeléctrico importante.

-Si bien se recibieron dos ofertas, ambas empresas tienen a la italiana Enel como controlador, ¿no debería el modelo de licitación propiciar la competencia entre generadores de distinto dueño?

-Sin duda que siempre es muy deseable la competencia, porque ayuda a bajar los precios de la energía, pero no podemos dejar de considerar que estamos en un contexto de desfase de inversiones e hidrología seca.

Nuestro objetivo era incorporar los ciclos combinados o abiertos que hoy operan con petróleo diésel, reemplazándolos por GNL, y Endesa es la empresa que mejor ha enfrentado la incorporación de este combustible en el país con las decisiones que tomó en el pasado en sociedad con Metrogas y Enap. Con estos antecedentes, Endesa tiene una ventaja, pero también muestra un compromiso de la empresa con el abastecimiento de los clientes regulados.

«Durante todo este proceso hubo constantes conversaciones»

-Aun no se conoce la oferta económica, pero debería estar cerca del precio techo, que es 60% superior a los contratos que serán reemplazados. ¿Era este el mejor escenario posible?

-Sí, efectivamente. Esta es una licitación que no implica comenzar a suministrar en tres o cuatro años más, sino que el inicio del suministro es enero de 2014. Era una obligación; por tanto, el desafío era muy relevante y tienen gran valor las ofertas recibidas. Eso sí, esperamos que los ciclos abiertos y combinados que están en manos de otras compañías logren un contrato de GNL de largo plazo que les permita participar de las próximas licitaciones.

-Las empresas grandes que no participaron, Gener y Colbún, ¿se contactaron con ustedes para darles sus razones?

-Durante todo este proceso hubo constantes conversaciones entre la Comisión Nacional de Energía (CNE) y cada uno de los generadores. Nosotros también recibimos a las empresas para hacerles ver la importancia de poder suministrar energía en esta licitación, pero entendíamos que quienes no tenían contrato de gas tenían un desafío importante que significaba buscar cerrar esos contratos en un plazo de unos seis meses, motivo por lo que prorrogamos el proceso de presentación de ofertas con la intención de tener más competencia.

Por la no presentación de estas empresas, uno debería inferir que no alcanzaron esos contratos, o los precios a los que accederían no les permitían presentar oferta competitiva.

-Respecto al precio de la energía, es común compararse con los países vecinos, donde es más barata, ¿habrá que acostumbrarse a que sea más cara?

-Tenemos que entender como chilenos que el precio de nuestra generación de energía va a estar siempre por encima de los países vecinos en la perspectiva del uso de los recursos convencionales. Otra cosa es el precio al cliente final, el que recibe cada chileno en su casa, donde no hay mucha diferencia con un cliente en Brasil o Uruguay, donde las cuentas son similares.

-Pero esa comparación se hace con los contratos que vencen, si se consideran los nuevos contratos los chilenos pagarán más…

-Podría haber una diferencia mayor, pero recordemos que aparte de que nosotros no tenemos recursos convencionales importantes, hemos definido que queremos tener las normas de emisión más exigentes de Latinoamérica, y para las termoeléctricas son las mismas que existen en la Unión Europea (…) para eso hay que hacer inversiones importantes, a lo que se suman los costos de operación de estos equipos, lo que va a precio.

Si agregamos el escenario complejo que tenemos, podría llegar a tener un impacto en el precio final, donde si las ofertas son por el máximo establecido, a lo más implicaría un alza del 10%.

¿Oposición a HidroAysén y Río Cuervo?: «Ninguna tecnología competitiva sobra»
El futuro de grandes centrales hidroelèctricas, como HidroAysén, ha formado parte de la discusión presidencial. Si bien esta tecnología aseguraría menores precios de energía, la oposición ciudadana complica su ejecución. Para el subsecretario Del Campo, desde el punto de vista técnico, Chile no está en condiciones, a priori, de desechar estas opciones.

-Con la oposición a proyectos hidroeléctricos grandes como HidroAysén o Río Cuervo, ¿qué opción queda para generación competitiva?

-Chile no tiene recursos convencionales para la producción de energía eléctrica y necesita importar combustibles en alrededor de 75% para su consumo. En esa línea, ningún tipo de tecnología que sea competitiva y que tenga normas vinculadas con el medio ambiente del más alto nivel sobra en este país, son todas necesarias.

Centrales en obras en el SIC cubrirán menos del 65% de la nueva demanda

(Pulso) Los expertos pronostican que hasta 2015 la demanda de energía en el Sistema Interconectado Central (SIC) estará cubierta con las nuevas centrales que han entrado, además de aquellas que comenzarán a funcionar en los próximos meses. No obstante, de ahí en adelante el panorama es incierto.

Y de acuerdo con las últimas proyecciones de la Comisión Nacional de Energía (CNE), este pronóstico es acertado.

Según el último informe de precio de nudo de la CNE, correspondiente a octubre de 2013 -pero dado a conocer recientemente- en el SIC se encuentran en obras centrales que suman una capacidad instalada de 1.884 MW, que permitirán un crecimiento total de casi 14% en la potencia instalada en la zona central.

Es decir, esta es la potencia que ingresará al parque de generación del SIC entre este 2013 y 2018, año en el que entra la última unidad, que corresponde a la etapa final del proyecto Alto Maipo.

Sin embargo, el crecimiento de la demanda superará con creces esa cifra, ubicándose sobre 2.500 MW, considerando un promedio de aumento de la demanda en torno a 5% para el período 2013-2018. Es decir, la demanda crecerá más rápido que la oferta, generando un déficit nada despreciable.

Esto no significa que falte energía, pues la capacidad instalada, considerando las unidades que ingresarán en el período de análisis completará sobre 15.000 MW, mientras que la demanda máxima a 2017 será levemente inferior a los 10.000 MW Sin embargo, parte importante de esa capacidad corresponde a unidades a diésel y, dada la estrechez que tendrá el sistema -a lo que se sumarán cuellos de botella en el segmento transmisión-  los precios podrían dispararse en el período, más si esta situación se ve acompañada de una hidrología seca.

MENOR POTENCIA

A esto se suma otro antecedente. Del parque en construcción, cerca de 500 MW corresponden a centrales eólicas o fotovoltaicas, que tienen un factor de planta bajo. En promedio, una planta eólica opera el 30% del tiempo a su máxima capacidad, mientras que el caso de una fotovoltaica es similar.

Por ello, y según cálculos, el porcentaje de la demanda adicional que efectivamente será cubierto por las nuevas centrales que se instalarán en el SIC es inferior al 65%. Y en caso de que llueva poco la cifra será inferior aún.

Entre las unidades que entrarán en el período destacan Angostura (316 MW), San Pedro (144 MW) y Alto Maipo (531 MW).

Gobierno apuesta por el gas para frenar alzas en las cuentas

Gobierno apuesta por el gas para frenar alzas en las cuentas

(La Segunda) El próximo miércoles es el plazo fatal para que las distribuidoras eléctricas reciban ofertas de las compañías generadoras para el suministro de energía de los clientes regulados, es decir, hogares y pequeñas empresas… si es que alguien las presenta.

Que se declare desierto el primer proceso lanzado por el Ejecutivo es una apuesta generalizada entre los actores de la industria, sembrando la incertidumbre respecto de cómo los distribuidores podrán suplir la electricidad que va a los hogares.

El temor es justificado. Esta primera licitación comprende los consumos entre el período de 2013 y 2024 -cuando el primer año contempla una demanda adicional a cubrir de 362 GWh, que sube a 1.493 GWh en 2014, entre 2015 y el final del contrato tiene que cubrir consumos de 4.500 GWh anuales-, fijándose un techo de precio de US$129 Mwh. Por este mismo valor ninguna generadora participó de un proceso anterior lanzado por la Compañía General de Electricidad (CGE) .

Es más, las seis licitaciones realizadas entre mayo de 2012 y julio pasado por CGE no recibieron ofertas de parte de las empresas generadoras .

«Siempre hay que mantener cierta dosis de optimismo. Esperamos que el próximo 20 de noviembre nos encontremos con una sorpresa grata; sin embargo, al mismo tiempo hay que mantener la calma y considerar las condiciones competitivas del mercado, que no son las óptimas», opina el director ejecutivo de Empresas Eléctricas, Rodrigo Castillo .

Los hechos demuestran que el sistema no vive un escenario favorable para la licitación. Y si bien el techo fijado por la autoridad es 60% por sobre los actuales contratos que deben ser reemplazados, en la industria lo califican como el «mal menor» , porque peor será que no se adjudiquen.

«Tenemos un déficit de inversión para resolver suministros de energía competitivos en el mediano plazo. Acá no hablamos de que existe un potencial riesgo de suministro, pero sí buscamos una fórmula que nos permita reducir los precios», comenta el subsecretario de Energía, Sergio del Campo .

La apuesta que hace el Ejecutivo es clara: al no existir nueva generación que entregue precios competitivos, es decir, hidroelectricidad a gran escala y carboneras, se deberá echar mano al gas natural licuado (GNL). Si bien este combustible debe importarse, es más barato que el petróleo diésel que hoy usan algunas plantes en el país.

Según estimaciones del Ejecutivo, el país cuenta con una capacidad de 2.000 MW en centrales que hoy utilizan diésel, impactando en el precio spot de la energía. «La meta -ya que estos activos están, y no se requiere construir estos ciclos que ahora usan petróleo diésel- es realizar licitaciones que permitan a los generadores dueños de estos activos participar del proceso y adjudicárselas con un contrato de GNL a al menos 10 años».

Esta jugada deja espacio para que sólo las tres empresas más grandes del sistema puedan participar: Endesa, Colbún y Aes Gener. Es más, el Gobierno retrasó en dos meses el proceso para darles espacio a las compañías que puedan negociar nuevos contratos de gas a una década .

Las centrales que usan diésel y que podrían utilizar gas son Nehuenco 1 y 2 y Candelaria (Colbún), Nueva Renca (Aes Gener) y Quintero y Taltal (Endesa) . Del Campo calcula que con el funcionamiento de dos de estas centrales a ciclo combinado se alcanza a abastecer la primera licitación.

«Estaríamos teniendo precios en el mercado spot, por el lado del GNL en ciclo abierto, 37% más barato que si fueran con petróleo diésel. Si ese gas se ocupara en ciclos combinados, rebajaría en más de 50% los precios en comparación con su uso con diésel» , comenta la autoridad.

Añade que estas modificaciones al proceso son suficientes y dan espacio de maniobra a las empresas, por lo que la autoridad rechazó la opción solicitada por las empresas de incluir el costo marginal en estas licitaciones y no un valor fijo. «No tiene mucho sentido la indexación hoy día a marginal, por lo que no está incorporado en la licitación», dice Del Campo.

Las inevitables alzas en las cuentas de la luz

En la industria hay consenso en que este proceso impactará en la cuenta de la luz que pagan los hogares… la diferencia es en cuánto lo hará.

Analistas calculan que un escenario probable es que las cuentas suben entre 10% y 15% por efecto del reemplazo de los contratos actuales a un mayor valor.

«El precio de la energía refleja lo que el país está en condiciones de producir en función a las tecnologías existentes y a las que son aprobadas. Pero también refleja con una coyuntura bastante dura que son los cuatro años de sequía» , explica el subsecretario.

De todas formas, la autoridad apuesta porque cualquier alza en las cuentas de la electricidad será sentida de manera marginal por los clientes regulados del Sistema Interconectado Central (SIC).

«El desafío de nuestro país para respaldar el crecimiento de la economía parte con un problema estructural de falta de recursos convencionales para la generación de energía eléctrica de manera estable, lo que tiene un impacto en el precio».

¿Cuánto subirá la cuenta? Del Campo dice que la energía licitada en este proceso ronda los 5.000 Gwh anuales y el consumo total de los clientes regulados en el SIC está en el orden de 30.000 Gwh a 35.000 Gwh; «por tanto, la proporción es poco más de 10% de participación relativa en el total». «El impacto de ese precio en el total no es significativo. Igual será un incremento, pero no en las magnitudes que se habla» , detalla.

El llamado para la generación nueva

El segundo llamado de licitación -que irá a cubrir suministros entre 2016 y 2018- vivirá las mismas complicaciones que el proceso que terminará el 20 de noviembre. Sin embargo, el Ejecutivo prepara un tercer llamado (que podría ir a cubrir las bloques de energía entre 2019-2020 a 2032), donde las ofertas serían presentadas a fines de 2014 para que las empresas, tanto las existentes como nuevos entrantes , tengan un año para decidir si se van a presentar o no a las licitaciones

Esa es la opción para que ingresen centrales de tecnologías competitivas que permitan amortiguar los contratos más caros que se alcanzarán en las primeras dos licitaciones.

Un riesgo para esta fórmula será que, de ser adjudicada por nuevas compañías, las empresas efectivamente puedan construir los proyectos y no queden trabados en la justicia o en conflictos con las comunidades. «Esa será parte del diseño de las bases de licitación y tendremos que analizar si ese riesgo impide la presentación de ofertas para entrega de energía para el año 2019 o 2020», dice Del Campo.

«Hay un desafío para los generadores y las empresas que realizan los Estudios de Impacto Ambiental (EIA), en cuanto nos enfrentamos a una comunidad que cada día solicita una mayor participación, por lo que como gobierno y sector privado vayan mejorándose los estudios y se incorpore a la comunidad habrá menos dificultad para la materialización de los proyectos de inversión», sostiene.

Añade que «sin duda que la oposición a proyectos tanto en base a combustibles competitivos e hidroelectricidad impacta el precio de la energía y eso, al final, lo terminan pagando todos los chilenos».

La voz de los expertos

Poca es la confianza que tienen los expertos de este proceso. La ex secretaria ejecutiva de la CNE y gerenta de la consultora Energética, María Isabel González, opina que «esta licitación fue postergada desde septiembre a ahora para tratar de hacer algunas gestiones por parte del Gobierno y ayudar con más gas natural; sin embargo, pareciera que estos intentos no fueron fructíferos» .

«Veo que el proceso será muy complejo. Una parte importante de lo que se debiera adjudicar quedaría sin suministro y habrá que convocar a otra licitación. Lo que prevé la ley es que los precios se puedan servir».

Para el director ejecutivo de Electroconsultores, Francisco Aguirre, «no ha cambiado en nada el escenario, el único esfuerzo que una de las empresas grandes puede hacer, para no pasar un mal rato, es hacerse presente con una fracción del suministro cumpliendo, para decirlo de alguna manera, el ‘servicio militar'».

«No existen empresas generadoras hoy que se arriesguen a tomar contratos de gas natural a muy largo plazo para expandir el sistema. El único esfuerzo es tratar de conseguirlo para reemplazar el petróleo diésel que ocupan algunas de sus centrales», finaliza.

¿Cuánto pagan los países vecinos?
El costo de la energía pagado por las grandes empresas en Chile es tres veces superior al de Perú. Sin embargo, para clientes regulados, y con los actuales contratos, el panorama se equilibra respecto de la región.

Si bien en Santiago las tarifas están muy por sobre las registradas en Buenos Aires, son menores a las de ciudades de Brasil, Uruguay o República Dominicana, según un informe de la consultora argentina Montamat & Asociados.

ARGENTINA . El estudio compara los cobros por distribuidora de varias ciudades de Argentina con otras del continente. Es así que para un consumo mensual de 300 KWh, las empresas Edenor o Edesur tienen una tarifa de 17,1 milésimas de dólar por KWh en el Gran Buenos Aires, mientras que para igual consumo en Santiago los valores de Chilectra son de 182,3 milésimas de dólar por KWh.

ECUADOR . Otro país latinoamericano que tiene una tarifa menor a la nacional es Ecuador, donde la Empresa Eléctrica de Quito (EEQ) posee una tarifa de 91 milésimas de dólar por KWh para un consumo mensual de 300 KWh, lo que equivale al doble cobrado en Santiago.

BRASIL . En contraste, hay otras ciudades en la región donde las tarifas eléctricas residenciales son superiores a las de Santiago. Tal es el caso de Río de Janeiro, donde la distribuidora Light cobra 192,7 milésimas de dólar por KWh.

URUGUAY . Más elevado todavía son los registrados en Montevideo, Uruguay, donde la empresa UTE tiene una tarifa de 224,9 milésimas de dólar por KWh.

Blanlot: Propuesta de Bachelet sobre GNL «no se entendió»

Blanlot: Propuesta de Bachelet sobre GNL «no se entendió»

(La Tercera) “No se entendió muy bien”. Así, la ex secretaria ejecutiva de la Comisión Nacional de Energía (CNE) en el gobierno de Ricardo Lagos, Vivianne Blanlot, se refirió a las críticas que ha recibido la propuesta de la candidata a la presidencia Michelle Bachelet, sobre un mayor uso de GNL.

“La idea es aprovechar al máximo la capacidad instalada que tenemos de centrales que están hoy día operando con diésel o con ciclos abiertos y cerrar los ciclos. Para eso se requiere una mayor capacidad de regasificación, hacer más contratos de compra GNL, lo cual implica mayor volumen de almacenamiento en el terminal de Quintero”, explicó. Sostuvo que frente al desarrollo futuro, Bachelet no se ha manifestado. “Lo que se ha propuesto, es que haya un ejercicio de planificación estratégica en la que se llegue a consenso sobre cuáles serán las fuentes a futuro y desarrollar políticas apropiadas para eso”, dijo.

Fuente / La Tercera