octubre 13, 2012 | Industria
(La Segunda) «Estamos viviendo un período de transición». Ese es el análisis que hace el subsecretario de Energía, Sergio del Campo, respecto de los altos costos de la electricidad en el país y lo que se puede esperar a futuro: una baja en los precios cuando se instale la nueva capacidad de gas natural licuado (GNL).
El proceso de «normalización» de la matriz de generación en el Sistema Interconectado Central (SIC) demorará, estima Del Campo, al menos cuatro años, tiempo necesario para la concreción de las nuevas iniciativas a gas que sean capaces de desplazar el uso de diésel, principal factor que impulsa los precios al alza.
«El petróleo diésel es más caro que otras opciones y está marcando un precio al corto plazo, en el spot, alto. Esa situación debiera regularizarse con los nuevos proyectos de GNL».
Así, desde el Ejecutivo apuestan sus fichas a que las iniciativas de GNL anunciadas por Colbún y AES Gener, o GasAtacama lleguen a buen puerto, aprovechando la «fiebre» mundial por el shale gas de Estados Unidos, país que pasará de ser importador de gas a exportador.
Asimismo, dice el subsecretario, la construcción de una central de ciclo combinado es más rápida que una térmica a carbón. «Esperamos que desde el sector privado se pueda capitalizar esta nueva oportunidad», dice.
Advierte, eso sí, que es muy difícil igualar en precios a otros países de la región que cuentan en su territorio con fuentes de generación.
«Tenemos recursos convencionales limitados para la generación eléctrica, a diferencia de nuestros vecinos», dice Del Campo.
Ejemplifica que si en la actualidad el GNL tiene un valor de US5 por millón de BTU, en Perú, se encuentra a US por millón de BTU.
«A las empresas les costó asimilar los nuevos precios de la energía en el mundo».
La autoridad también se hace cargo de las críticas de los sectores productivos respecto al alto valor de la electricidad y no duda en responderles: «El sector empresarial tiene que internalizar estos nuevos precios. Es natural la resistencia del empresario en pensar que están muy elevados, pero la realidad es que en el mundo han aumentado tanto los costos de inversión como los de operación».
Agrega que el valor del carbón aumentó cuatro veces en 10 años, mientras que los fletes marítimos doblaron sus precios, impulsado por la demanda china.
Al alza también han estado los montos de inversión. Del Campo cuenta que si hace 15 años una central de generación termoeléctrica en Chile costaba US50 millones, una central equivalente ahora necesita una inversión de US20 millones.
«(Las empresas) aparentemente tuvieron la esperanza que los precios de la energía pudieran volver a ser lo que fueron a inicios del 2000. Ahí, en contratos a largo plazo, el valor era de US0 a US0 MW/h, hoy están en US0 MW/h, por el alza en el combustible e inversiones en las centrales», sostiene.
Agrega que «hay compañías importantes que no firmaron contratos cuando tuvieron la oportunidad de hacerlo, pensando en que el mercado mundial cambiaría, pero no se volvió a los precios anteriores al 2003», especialmente en la minería.
«Megaproyectos inhiben creación de centrales más pequeñas»
Otro de los factores que impulsa el precio de la energía es, señala Del Campo, el anuncio de mega proyectos de generación que, finalmente, no se concretan, porque inhiben a inversionistas más pequeños llevar adelante su central.
Eso habría pasado con la rechazada Central Castilla, porque «cuando anuncias un proyecto de esa envergadura, todos los otros incumbentes o potenciales entrantes que quieran ingresar al mercado chileno, se encuentran con estos proyectos grandes, con los que no estarían en condiciones de competir y, por tanto, se inhiben de desarrollar el proyecto. Por lo mismo, estas iniciativas más pequeñas no están en condiciones de actuar rápidamente cuando una gran central es desestimada».
Fuente / La Segunda
septiembre 13, 2012 | Industria
(Reuters) La decisión de Brasil de bajar los costos de la electricidad el próximo año debería de aliviar las presiones de precios y ayudar a anclar las expectativas de inflación, dijo el miércoles el presidente del Banco Central, Alexandre Tombini.
En una audiencia en la Comisión de Asuntos Económicos del Senado, Tombini reiteró que el alza de los precios al consumidor sigue controlada.
Según el funcionario, una reciente subida de los valores de los alimentos causada por una sequía en Estados Unidos tendría un impacto más leve y breve que un episodio parecido en 2010 y 2011.
«Las políticas que se han anunciado tienen a ayudar a una reducción de los costos de producción y, por lo tanto, a contener las presiones de precios en el mediano plazo», dijo.
Algunos analistas ven en los comentarios de Tombini una señal clara de que los responsables de la política monetaria están dispuestos a mantener la tasa de interés de referencia Selic en mínimos históricos por un tiempo.
El banco central bajó el mes pasado la tasa Selic por novena vez consecutiva, a un 7,5 por ciento, dejando la puerta abierta a una baja adicional en momentos en que la economía se recupera.
«Está transmitiendo la idea de una perspectiva de inflación más favorable en el medio plazo, lo que abre la posibilidad de que la Selic se mantenga en un 7,5% por un largo tiempo», dijo Flavio Serrano, economista jefe de BES Investimento en Sao Paulo.
Según el presidente del banco central, la actividad económica en Brasil está recuperándose gradualmente y será más intensa este segundo semestre.
Tombini explicó que la industria está mostrando señales de aceleración moderada de la producción y que el empleo, los ingresos y el crédito siguen apoyando a la demanda.
Fuente / Reuters
febrero 23, 2012 | Industria
(Andina, Perú) El Poder Ejecutivo publicó un decreto de urgencia que incluye a los petróleos industriales utilizados en actividades de generación eléctrica en sistemas aislados entre los productos que reciben compensaciones del Fondo para la Estabilización de Precios de los Combustibles Derivados del Petróleo.
Según la norma, publicada en una edición extraordinaria del Boletín de Normas Legales del Diario Oficial El Peruano, resulta conveniente dicha medida debido a que la alta volatilidad en los precios de estos combustibles es trasladada a las tarifas de electricidad en dichos sistemas.
Ello afecta principalmente a los usuarios residenciales del servicio de electricidad en los sistemas aislados.
De esta manera, los petróleos industrias utilizados en actividades de generación eléctrica en sistemas aislados se unen al Gas Licuado de Petróleo (GLP), las gasolinas de 84 y 90 octanos, los gasoholes de 84 y 90 octanos y el Diesel BX como productos compensados por el fondo.
Están excluidos de esta lista el GLP, las gasolinas de 84 y 90 octanos, gasoholes de 84 y 90 octanos y el Diesel BX utilizados en las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos y recursos minerales, el procesamiento de recursos hidrobiológicos y la fabricación de cemento.
La modificación de esta lista y la inclusión de productos similares, se hará mediante decreto supremo refrendado por el Ministro de Energía y Minas, y el Ministro de Economía y Finanzas.
El decreto de urgencia del Poder Ejecutivo establece también que para el caso de los petróleos industriales y Diesel BX utilizados en las actividades de generación eléctrica en sistemas aislados, la Banda de Precio del fondo será determinada por el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin).
El regulador aplicará un procedimiento que dé lugar a una variación máxima de 5% por este concepto de los precios en barra efectivos de los sistemas aislados.
El gobierno señaló que el fondo constituye un mecanismo beneficioso para la economía peruana, toda vez que permite absorber la volatilidad de los precios de los combustibles y atenuar el efecto de la volatilidad externa, contribuyendo a que el Perú tenga una inflación moderada.
Sin embargo, mencionó que debido al incremento sostenido del precio internacional promedio del petróleo, este mecanismo ha acumulado progresivamente considerables obligaciones con los productores e importadores de combustibles, por lo que el Estado ha efectuado importantes pagos para atender dichas obligaciones.
“Es necesario adoptar en el más breve plazo medidas para dirigir los beneficios del fondo hacia los sectores más afectados por la volatilidad del precio internacional del petróleo, y a la vez atenuar el impacto generado por las deudas de dicho fondo sobre las cuentas fiscales”, aseveró el Poder Ejecutivo.
Fuente / Andina, Perú
enero 16, 2012 | Industria
(Estrategia) El gerente general de Enersis, el español Ignacio Antoñanzas, calificó como muy positiva la carta de navegación para el sector eléctrico en 20 años que presentó el Presidente Sebastián Piñera, en el marco de la cena anual de esa industria y que contiene ocho lineamientos básicos: eficiencia energética, más ERNC, más hidrolectricidad, potenciar el GNL, carretera eléctrica, multicarrier eléctrico, integración regional y mejorar la institucionalidad.
El líder de la mayor empresa energética de América Latina, que en Chile controla a Endesa y Chilectra, se mostró muy favorable a la integración eléctrica y valoró la decisión presidencial de inyectarle más competencia al sector, aunque apuntó que ello no necesariamente se traduciría en menores precios, sino más bien que esto ocurriría con mayor generación hidroeléctrica.
—¿Cómo evalúa los lineamientos que entregó el Presidente Sebastián Piñera para el sector eléctrico?
Todos son muy positivos, pues revelan que Chile tiene el claro objetivo de alcanzar el desarrollo, y eso es inviable si no se aumenta la capacidad de producción de energía. Hoy estamos muy por debajo de lo que se necesita para lograr esa meta, y por ello se requiere mejorar los sistemas que autorizan las inversiones.
También estoy muy feliz por todo lo que anunció el Presidente en cuanto a potenciar las Energías Renovables No Convencionales (ERNC), y lo que se refiere a mejorar la competencia en el sector. Ojalá que todo el programa se pueda llevar adelante.
—¿Qué le parece la propuesta de integrar los sistemas SING-SIC?
Cuando llegué a Chile nunca entendí como no estaba integrado un sistema absolutamente térmico (el SING), que además es carísimo, con uno que tiene un potencial hidráulico maravilloso (el SIC). Es factible que la suma de los dos se materialice en una reducción de los precios de la electricidad. Al final, las compañías eléctricas lo que estamos buscando es que cuanto más competitiva sea la industria, mejor le va a ir al país.
—¿Y cómo ve la opción de una integración eléctrica con Argentina?, considerando los antecedentes de cortes de gas que provocaron serios problemas al suministro chileno…
Eso hay que preguntárselo al ministro de Energía (Rodrigo Álvarez)…, pero yo creo en la integración regional, vengo de un país (España) absolutamente integrado. Sin embargo, reconozco que hay dificultades políticas, de lo que no me corresponde opinar. Si hay que hacer las inversiones necesarias, felices las hacemos para llevar adelante la integración.
—¿Que factibilidad le atribuye al desarrollo de la carretera eléctrica que propuso el Presidente?
No sólo la veo viable, sino que además muy importante para el país. Los dos o tres últimos incidentes que hemos tenido (black out) se han producido por temas de transmisión, y por ello es evidente que hay que dotar al sistema de mayor robustez. La carretera eléctrica ayudará en forma jurídica a que se puedan hacer inversiones.
Más competencia
—El Presidente también habló de inyectarle más competencia al sector, tanto a generación como a distribución. ¿Cómo asume la crítica de que la industria está muy concentrada?
La gente tiene que diferenciar el hecho de que hay actores que tienen mucha cuota de mercado, de lo que es ejercer ese poder. Eso se puede hacer cuando uno puede alterar los precios, y en el sistema chileno eso por definición no se puede hacer, porque tiene los costos auditados. Incluso si un actor tuviera una cuota de 95%, tampoco podría hacer nada con los precios. Y por eso el que haya tres actores que manejen mucho (Endesa, Colbún y Gener) no afecta la competencia.
El segundo capítulo son los actores que pueden entrar. En este país hay licitaciones, y por eso el que quiera entrar lo puede hacer con las inversiones que se requieran.
—¿Qué efectos podría tener el desarrollo del multicarrier eléctrico?
Siempre es muy bueno que el cliente pueda elegir, y en ese sentido estamos encantados con la propuesta. En España funciona así, y lo hacemos en todas partes de Europa. Pero lo que quiero dejar en claro es que se aumenta la capacidad de poder elegir, pero no genera grandes ventajas en cuanto a costos, pues la ecuación no está en los márgenes que se manejan en la comercialización eléctrica.
—Debe reconocer que Chilectra, filial de Enersis, es la distribuidora eléctrica más rentable del país…
Porque somos los más eficientes.
—¿Usted cree?
No le quepa la menor duda. Por eso mismo hemos ganado premios en Chile, Brasil…y en muchos países.
—Y entonces, ¿por qué los costos de la energía en Chile son los más altos de América Latina?
De forma velada el Presidente lo dio a entender en su discurso. Este país abandonó la matriz hidráulica, y la hemos transformado en térmica. Cuando podíamos usar un combustible que es gratis, y que además es limpio y renovable como el agua, decidimos irnos a lo térmico que es mucho más caro.
Fuente / Estrategia
diciembre 16, 2011 | Industria
(Revista ELECTRICIDAD)Desde hace algún tiempo se viene haciendo cada vez más frecuente que el país enfrente situaciones complejas en materia de hidrología, entendido este panorama por efecto del fenómeno de La Niña, donde sabido es que la temperatura del agua decrece lo que impide su evaporación y por consecuencia hace escasear las precipitaciones. Las sequías antiguamente se presentaban cada cierto tiempo, pero es hoy donde ese periodo se ha ido acortando, tanto así que, entre otras cosas, nuestro país vive con un decreto de racionamiento permanente, prorrogable en el tiempo dependiendo de las condiciones que se presenten.
La escasez de agua influye directamente en cuánto cuesta la energía en el corto y en el largo plazo. Esto por el costo marginal, que en definitiva “manda” a la hora de establecer el costo de la electricidad a los clientes finales y que tiene que ver con el valor de producción del último KWh demandado por algún consumidor en el sistema. Con costos marginales promedio cercanos a los US50 por MWh en 2010.
La situación hidrológica, según los últimos reportes elevados por la Dirección General de Aguas (DGA), no dejan de preocupar. A principios de octubre y noviembre, la DGA presentó los últimos dos informes correspondientes a los niveles de los embalses.
El organismo dependiente del Ministerio de Obras Públicas establecía en su documento de octubre, con datos tomados en septiembre de este año, que el país continuaba en una situación deficitaria, pero ha mejorado sustancialmente en relación a los meses anteriores. Así, a nivel de embalses, durante el mes de septiembre, la tendencia fue al aumento de las reservas, llegando a calcularse un crecimiento en torno a un 10,7% en relación con el mes pasado. Pese a esto, la diferencia con el promedio histórico es de un -38,4% y de un -1.2% a igual fecha el año pasado. Además, el volumen disponible representa un 40,6% de la capacidad total de almacenamiento, un 4% más que el mes anterior.
Cabe destacar que, según informaron en la DGA, durante septiembre la mayoría de los embalses mantuvo sus volúmenes o subió levemente. Las únicas excepciones fueron Colbún y Ralco, embalses que presentaron un aumento de un 25%.
“Al igual que en los meses pasados, el comportamiento de los embalses varío según su tipo. Así, mientras los dedicados exclusivamente a la generación aumentaron un 13.7%, los de multiuso (riego y generación) crecieron en un 13,9% y los de riego un 1,2%. Por su parte, en el caso de los embalses de agua potable, no se registró variación”, se señala en el documento de principios de octubre.
Con relación a los caudales, la mayoría aumentó sus niveles con respecto a los meses anteriores gracias a los primeros deshielos de la temporada.
En cuanto a las precipitaciones, en las regiones de Valparaíso y O’Higgins se presenta una situación deficitaria cercana al 35%. Situación aún más crítica es la de la región Metropolitana, dónde la escasez de lluvia alcanza el 50%. Desde Angol al sur, se repite la situación, pero en menor medida, llegando al 15%.
Por último, en materia de nieve acumulada, la DGA señaló en octubre que lo acumulado se mantiene debajo de los promedios históricos, con excepción de la Región del Biobío, donde la que presenta un superávit de un 36%.
En ese contexto el costo marginal de energía promedio correspondiente al mes, y medido en la barra Quillota 220 kV (nudo básico del SIC), se situó en US61,9 por MWh, lo que representa un alza de 5% respecto a agosto, y un alza de 27,4% en relación a septiembre de 2010. Según se constata en un informe elevado por la empresa Electroconsultores, ligada a Francisco Aguirre, se mantiene la tendencia general a la baja en el costo marginal que se ha presentado desde mayo, esto gracias a la mayor disponibilidad de recursos hídricos, que permite disminuir el despacho de unidades diésel en el sistema.
En el que representa el último informe conocido hasta el momento, y a modo de contraste con el mes anterior, la DGA a principios de noviembre informó que si bien durante los últimos meses la situación hídrica del país había mejorado, recalcó que continúa siendo deficitaria.
En ese sentido, el organismo establece que el agua embalsada había aumentado un 9,4% respecto a septiembre. Pese a esto, se mantiene la diferencia con el promedio histórico, la cual llega a un -44,4%. Además, en comparación a igual fecha al año pasado la diferencia es mínima (-1,5).
“A nivel general, el volumen de los embalses se mantuvo, siendo las únicas excepciones las variaciones de los embalses Colbún, Lago Laja y Ralco, cuyas reservas crecieron un 15%”, señaló la DGA. En ese contexto, si bien el organismo destacó que la mayoría de los embalses se presentan este año, en comparación con 2010, en mejores condiciones desde la Región de O’Higgins hacia el sur, el problema está en los niveles de las importantísimas Laguna del Maule y Lago Laja, que tienen un déficit cercano a un 47% y 16% respectivamente.
Los embalses exclusivos para la generación aumentaron un 4,7%, mientras que los de multiuso (riego y generación) crecieron en un 16,3%
Respecto a la situación nival, la acumulación registrada es mínima dada la época del año. Sin embargo, cabe consignar que el país está ad portas de iniciar la época de “deshielos cordilleranos” debido al incremento progresivo de las temperaturas, lo que debiese dar paso al período anual de mayor disponibilidad hídrica para generación y al consiguiente desplazamiento de energía térmica de alto costo de producción.
El análisis hacia 2012
La condición de deshielo que usualmente ocurre en este periodo refleja finalmente, lo que será contabilizado preliminarmente durante el verano en 2012, del agua con que se cuenta para enfrentar la primera parte del año, antes que se inicie la época de precipitaciones.
El ejercicio que están llevando a cabo tanto los expertos como las empresas del rubro es el de proyectar cómo será, hidrológicamente hablando, el año, para tratar de definir el promedio del costo marginal que imperará. Y si bien existe consenso por parte de algunas empresas en que los antecedentes previos arrojan que sería 2012 un año húmedo, las últimas proyecciones de largo plazo realizadas no han sido todo lo correctas que hubiesen querido. Por ello, no se confían.
Para la Comisión Nacional de Energía (CNE), los costos energéticos debieran tener una caída cercana al 50%. En su informe preliminar de precio de nudo de octubre de este año, el organismo señala que el descenso será paulatino, por lo menos hasta mediados de 2012, por lo que el costo de la energía seguirá alto en el Sistema Interconectado Central (SIC). En ese contexto, se establece que los costos marginales de generación se mantendrán por sobre los US00 por MWh hasta mediados de año.
Los cambios sustanciales se comenzarán a notar a partir de 2012. La CNE estima que a partir de enero del próximo año y hasta mayo los costos se moverán entre US17 y US55 por MWh, precios muy similares a los que hoy se ven en el sistema. Sin embargo, es a partir de junio que se comienza a ver una tendencia hacia la baja, situando el costo marginal en US4 por MWh en el sexto mes del año. Mientras que en octubre bajaría a US2, para culminar en US6 en diciembre.
Fuente /Revista ELECTRICIDAD
