octubre 3, 2013 | Industria
(El Mercurio) Alta incertidumbre existe en el mercado eléctrico sobre el resultado que tendrá el proceso de licitación de contratos para clientes regulados que está llevando adelante la Comisión Nacional de Energía (CNE).
Los altos precios de la energía y la falta de nuevas centrales han provocado dudas entre los generadores, quienes ven que el precio techo de US$ 129 por MWh puede ser riesgoso a la hora de cumplir con suministros de largo plazo.
Esta situación llevó al Gobierno a evaluar que los contratos se indexen al costo marginal -precio de generación de la unidad menos eficiente y la más cara del sistema- como un incentivo para que las eléctricas se presenten al proceso entre 2016 y 2018.
De concretarse esta fórmula, los precios de la energía contratada podrían sufrir una fuerte alza, tal como sucedió entre 2010 y 2011, cuando los contratos de las distribuidoras fueron asociados al costo marginal.
De acuerdo a un análisis de la consultora Systep, durante esos dos años el valor promedio de la energía acumuló alzas de hasta 42%, lo que se tradujo en aumentos en las cuentas de la luz. Así, mientras inicialmente el precio establecido para los contratos era de US$ 71 por MWh, con la indexación a costo marginal dicho valor se encumbró sobre los US$ 101 por MWh.
La diferencia implicó a la postre incrementos cercanos al 30% en las tarifas de clientes residenciales, pues el precio de la energía derivado de sus indexadores representa cerca del 70% del cálculo final de la tarifa de las cuentas de la luz.
Además, Systep sostiene que a partir de 2012 las variaciones de precio fueron en promedio 10%. Esto, porque desde esa fecha fue eliminada la indexación a costo marginal.
Según explica el director ejecutivo de Systep, Hugh Rudnick, el escenario que se vivió entre 2010 y 2011 podría replicarse entre 2016 y 2018, en caso de que el Gobierno decida incluir el marginal en el cálculo del precio de la energía.
Esto último, si se registran valores de la electricidad en el mercado spot cercanos a los US$ 200 por MWh, como ha sucedido en el último año debido a la sequía y la falta de generación eficiente.
A su vez, fuentes del mercado eléctrico confirman que la introducción del costo marginal elevará aún más las tarifas de los clientes si se tiene en cuenta que estas subirán solo considerando el precio techo de US$ 129 por MWh.
Los contratos actuales tienen un valor promedio de US$ 80 por MWh.
Entre las empresas también ven como factible un aumento del 30% en las cuentas de la luz, de introducirse a la fórmula de cálculo del precio de la energía el costo marginal.
Fuente / El Mercurio
octubre 3, 2013 | Industria
(Estrategia) A un total de 4.222 MW llegaron los proyectos de generación en calificación para el SIC en Estudio de Impacto Ambiental (EIA), con una inversión de US.235 millones, según el último informe de Systep.
La consultora comenta que destacaron en el mes de septiembre la aprobación de 183,2 MW de generación solar en la III Región (correspondientes a los proyectos “San Andrés” y “Carrera Pinto”), y de la central hidráulica de pasada “Baquedano” de 17,8 MW en la VIII Región.
Asimismo, agrega el estudio, se presentaron para evaluación ambiental cuatro proyectos de generación: “El Salitral” en la IV Región (solar, 20 MW); “RAVSOE” en la V Región (solar, 9 MW), proyecto de cogeneración “Orafti” en la VIII Región (biomasa, 12 MW) y “El Traro” en la IX Región (pasada, 6,8 MW).
Cabe resaltar también que según el tipo de combustible las mayores inversiones en proyectos de generación en calificación se registran en los proyectos Eólicos con US.839 millones.
En el SING, los proyectos en EIA suman 2.453 MW en calificación, los que totalizan una inversión de US.498 millones. En septiembre, destacaron la aprobación de la ampliación del proyecto solar “Arica I” (8 MW) y planta solar “Arica II” (88 MW).
Por su parte, Systep señala que, ingresaron al sistema de EIA tres proyectos fotovoltaicos por un total de 636 MW de capacidad instalada.
Fuente / Estrategia
septiembre 23, 2013 | Industria
(EL Mercurio) Con uno de los precios eléctricos más altos del mundo, se podría pensar que en Chile se buscan todas las fórmulas posibles para abaratar las tarifas. Pero no. Un ejemplo de eso es que el país pierde al año unos US$ 150 millones por no usar su capacidad instalada en gas natural licuado (GNL). Según la consultora Energética, ese saldo en rojo se produce porque habría más de 400 megawatts (MW) de electricidad que no se generan con GNL solo en la zona central del país, pese a que se podrían utilizar, dada la capacidad disponible en el terminal de regasificación de Quintero.
¿Por qué? Las centrales a gas natural que hay en Chile se empezaron a desarrollar en los 90, porque disponían de gas barato de Argentina. Cuando este país cerró la llave y dejó de enviar el energético, en 2004, las plantas se tuvieron que reconvertir para usar diésel, y solo algunas volvieron a usar gas cuando se inauguró el terminal de gas natural licuado (GNL) en Quintero, en 2009, y el de Mejillones, en 2010.
No todas las plantas que antes eran a gas se reconvirtieron, porque era complejo hacerlo por las condiciones comerciales que se impusieron. Y por eso hoy AES Gener y Colbún buscan hacer su propio terminal flotante y abastecer de GNL sus centrales.
El fin del gas argentino hizo cambiar el mercado eléctrico: hubo más plantas a carbón que antes. Y estas son más baratas que el GNL. El académico de la UC y director de Systep, Hugh Rudnick, dice que hay una diferencia entre ambas tecnologías de unos US$ 17 por MW por hora. Así, mientras el costo de invertir y operar una carbonera va entre US$ 73,8 a US$ 91,1 por MW la hora, usar una planta a GNL cuesta entre US$ 91,5 y US$ 108,4. Aun así, usar gas es más barato que la alternativa más cara, el diésel, cuyos precios pueden llegar a superar los US$ 300 por MW.
GNL: 35% de la matriz
«En el largo plazo hay dos posibles escenarios de expansión de la generación eléctrica: a centrales a carbón o plantas de ciclo combinado a GNL», dice Rudnick. Y si bien las carboneras son más eficientes en precios, son más resistidas desde el punto de vista ambiental. Hoy, la mayoría de los grandes proyectos a carbón se han paralizado o desistido, explica este experto. Se trata de Barrancones (540 MW), Castilla (2.354 MW) y Punta Alcalde (740 MW).
«Pese a su mayor costo y a los mayores precios, se podría dar en el largo plazo un escenario donde la expansión de la generación se desarrollase a través de centrales a GNL», proyecta Hugh Rudnick.
Además del tema ambiental, este experto señala que existe la expectativa de que haya más GNL disponible en el mercado a precios más competitivos, por las exportaciones de gas natural no convencional ( shale gas ) desde Estados Unidos.
«Es más importante el GNL en el Sistema Interconectado Central, porque permite asegurar los suministros y habría contratos con las empresas», dice Sebastián Bernstein, que forma parte del comando de la candidata de la Alianza, Evelyn Matthei, y fue secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE).
María Isabel González, gerenta general de Energética y ex timonel de la CNE, dice que debido al efecto del shale gas de Estados Unidos, «Enap prevé que podría llegar el GNL a US$ 12 por millón de BTU (unidad de medida), y la CNE estima que llegaría a menos de US$ 10, baja que podría ser efectiva desde 2018».
Sebastián Bernstein estima que si no se hace HidroAysén, el GNL abastecería del 35% de la energía del SIC. Pero de hacerse este proyecto, el peso del gas natural licuado cae y solo suministraría el 20% de la luz. Actualmente el 22% de la energía del SIC se genera con GNL.
Fuente / El Mercurio
septiembre 17, 2013 | Industria
(Pulso) Mientras los costos marginales trepan a niveles históricos en los últimos meses, las cuentas que las personas pagan en sus casas a las distintas distribuidoras no han sentido estas variaciones.
Pero esto podría cambiar en el corto plazo.
Dos son los factores que apuntan en esta dirección. En primer lugar, lo que pueda pasar en la Justicia con la resolución emitida por la Comisión Nacional de Energía (CNE) para los sobreconsumos sin contrato de las distribuidoras eléctricas es clave.
La ordenanza por ahora establece que son las generadoras las que deben hacerse cargo de esta energía, pero de cambiar podría obligar a las distribuidoras a aumentar las tarifas, y de manera brusca, pues habría que adecuar los precios de contratos a los nuevos valores de mercado.
Más aún, podría exponer a los clientes dependiente de las distribuidoras a costo marginal, lo que además de elevar las tarifas -los contratos entre distribuidoras y generadoras están en torno a los US0 por MWh, mientras que el marginal supera los US00 por MWh- introduciría un elemento de volatilidad.
Según expertos, la resolución de la CNE va precisamente en esa línea: evitar que sean las personas las que paguen por la falta de inversión en el sector, aunque esta estrategia puede terminar siendo insostenible en el mediano y largo plazo.
“Este es uno de los temas más delicados hoy en la industria. La ausencia de contratos licitados está, en los hechos, ocasionando la supervivencia de una modalidad de repartición de las diferencias de precios de una forma similar a lo regulado mediante la RM 88/2001. Lo distinto es que hoy se hace mediante una resolución de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) y las diferencias de precios entre los medios de los contratos licitados y el costo marginal los están absorbiendo las empresas generadoras a prorrata de sus inyecciones”, señala el abogado de Fermandois & Evans, Arturo Fermandois.
No obstante, también hay quienes creen que el más beneficiado con todo esto no es precisamente el segmento consumidor, sino que las distribuidoras, que manejan un negocio con prácticamente cero riesgos.
“El pronunciamiento de la SEC confirma que las estrategias de contratación de las distribuidoras no están mayormente afectas al riesgo de mercado. Se evidencia la falta de incentivo a las distribuidoras para mejorar su rol comercializador, y la necesidad de contar con herramientas que incentiven la toma de decisiones responsables, acordes con la realidad del sistema”, plantea en su informe mensual la consultora Systep.
“La instrucción gubernamental busca una solución administrativa al problema de fondo que atraviesa Chile: la imposibilidad de realizar inversiones en centrales de base que permitan reducir la estrechez entre oferta eficiente y demanda, facilitando la formulación de ofertas de energía a precios competitivos”, agrega el documento.
Ante esta resolución, las generadoras ya acudieron a Tribunales, señalando entre otros argumentos que se trata de una medida arbitraria e ilegal y que genera un importante perjuicio económico, que ya a agosto las generadoras contabilizaban en US0 millones y subiendo.
LAS LICITACIONES
El esquema propuesto para evitar este descalce entre energía contratada por las distribuidoras y la efectivamente consumida por sus clientes son las licitaciones de suministro, actualmente en curso.
Esta establece un precio de reserva de US29 por MWh, que se aleja de los cerca de US0 establecido en los contratos que se pretende renovar. Es decir, en el caso de que se alcance este precio, el alza tarifaria podría ser de hasta 60% para los contratos que se van a renovar a partir de 2014.
“Cabe preguntarse si la situación actual es producto de una coyuntura o un cambio estructural. ¿Es la falta de acuerdo sobre las necesidades energéticas del país un cambio estructural? Al parecer la coyuntura se estaría haciendo permanente, y por lo tanto, estaría dejando de ser coyuntura. De ser así, los ciudadanos, consumidores y/o manifestantes deberían comenzar a pagar los precios reales de la energía, percibiendo los costos efectivos de la crisis, y así promover los cambios regulatorios necesarios para volver al sector a su curva de desarrollo de largo plazo”, remata el director del Centro de Innovación en Energía de la Universidad Adolfo Ibáñez, Carlos Silva.
Fuente / Pulso
septiembre 17, 2013 | Industria
(Estrategia) Un retroceso de seis puntos porcentuales registró Colbún en su participación como generador del Sistema Interconectado Central (SIC) durante agosto. La eléctrica controlada por el grupo Matte produjo el 20% de la energía del sistema el mes pasado, unos 858 GWh, lo que contrasta con el 26% que anotó en el mismo período correspondiente a 2012 cuando generó 1.093 GWh.
De acuerdo a datos entregados por Systep, la compañía experimentó un menor aporte en todos sus segmentos, pero la caída fue especialmente significativa en producción en base a GNL e hidroelectricidad (centrales de embalse y pasada), áreas que sufrieron retrocesos de un 25% y un 24% en relación al año 2012. Siguieron esta tendencia la generación en base a diésel, con una baja del 22%, y carbón, con una baja del 12%.
Otra de las grandes que también inyectaron menos durante agosto fue Endesa. La generadora del grupo Enersis, más su filial Pehuenche, produjo el 40% de la energía del SIC, cinco puntos porcentuales menos que en igual lapso del ejercicio anterior. E sto estuvo dado, principalmente, por las disminuciones de un 20% y un 11% en el aporte de los segmentos hidroelectricidad y GNL, respectivamente. Pese a estos descensos, destacó el incremento del 100% en electricidad inyectada en base a carbón.
La menor participación de estas compañías significó el aumento de Gener, Guacolda y otros generadores de menor tamaño, los que –en conjunto- representaron un 40% del sistema. En el caso de Gener el alza se tradujo en la subida de tres puntos porcentuales en comparación a agosto de 2012, alcanzando una cuota de mercado del 16% (sin considerar Guacolda) gracias a una mayor inyección en base a carbón.
Fuente / Estrategia
