septiembre 23, 2011 | Industria
(El Mercurio) El ministro de Energía, Rodrigo Álvarez, salió ayer a dar una positiva señal tras el alza de las cuentas de luz para los usuarios regulados y residenciales del principal sistema eléctrico del país: el Interconectado Central (SIC), que desde Taltal a Chiloé abastece al 94% de la población nacional.
Esto, porque ayer, en una entrevista radial, el secretario de Estado anticipó que a partir de noviembre las boletas en el SIC experimentarán una baja en torno a un 7%.
Esta caída será originada, dijo, porque en esa fecha se terminaría el cargo adicional que desde 2005 se aplica en las cuentas de luz, en el marco de la denominada Resolución Ministerial 88 (RM 88) y que representa un recargo en las cuentas en torno al 20%. Este cargo es una deuda que el sistema eléctrico contrajo con las generadoras y que comenzó a acumularse en agosto de 2007 y que según datos a julio totaliza 7.888 millones. La RM 88 fue instaurada en 2005 por la autoridad energética de la época, para asegurar que las distribuidoras (que hoy atienden a más de 4,8 millones de clientes regulados en el SIC) no se quedaran sin abastecimiento por no tener contratos con las generadoras.
A estas últimas no les resultaba rentable vender a las distribuidoras porque el precio regulado era muy inferior a sus costos reales de operación, entre otros factores por el uso de diésel en reemplazo del cada vez más escaso gas argentino.
Álvarez añadió que en enero de 2012 las cuentas de luz del SIC podrían bajar otro 7% adicional, porque algunos contratos de distribuidoras dejarán de estar indexados al costo marginal, que los presiona al alza al representar la operación menos eficiente del sistema.
DEUDA
El sistema le debe más de 7 mil millones a las generadoras a raíz de la RM 88.
Fuente / El Mercurio
septiembre 23, 2011 | Industria
(La Tercera) Una disminución cercana al 50% registrarán los costos energéticos hacia fines del próximo año, según la proyección realizada por la Comisión Nacional de Energía (CNE), en su informe preliminar de precio nudo de octubre.
El descenso será paulatino, ya que de acuerdo con el informe, a lo menos hasta mediados de 2012, el costo de la energía seguirá alto en el Sistema Interconectado Central (SIC). En el documento se establece que los costos marginales de generación -lo que pagan las empresas por comprar energía en el mercado spot- se mantendrán sobre US$ 100 por megawatt (MW) hasta junio.
En lo inmediato, la CNE prevé que en octubre y noviembre el costo marginal promedio será de US$ 108 y US$ 101 por MW, respectivamente, y bajará a US$ 96 por MW en diciembre.
A partir de enero de 2012 y hasta mayo, los costos se moverán entre US$ 117 y US$ 155 por MW, niveles similares al actual.
Las caídas vendrían en junio, con el costo marginal en US$ 94 por MW. Hacia octubre bajaría a US$ 52, para culminar el año en US$ 56. En 2010, el costo marginal promedió US$ 150 por MW.
Este costo se traspasa directamente a las empresas o clientes libres y también, a una parte de los contratos de suministro para los clientes regulados del SIC, sistema que abarca desde Taltal a Chiloé y abastece a más del 90% de la población.
La CNE también revisó a la baja las previsiones de crecimiento en la demanda por energía del SIC para 2011 y 2012. En 2011, la demanda estimada en el informe preliminar de octubre fue de 5,1%, frente a 6,6% de abril pasado.
Para 2012, el crecimiento estimado por la autoridad en el consumo de energía fue de 5,5%, frente al 6,7% previsto en el informe dado a conocer en abril.
Entre 2013 y 2021, la demanda eléctrica crecerá entre 5,5% y 6,5%.
En cuanto a programas de obras de las centrales actualmente en construcción, la CNE estimó que al menos tres de ellas sufrirán retrasos importantes en su incorporación al SIC.
La central a carbón Bocamina II (342 MW), de Endesa, entraría en operaciones en febrero del próximo año. Inicialmente, se había previsto que lo hiciera en noviembre de 2011.
La central Quemchi (3 MW), que debía entrar en operación en junio, lo hará en enero de 2012. La central hidroeléctrica San Pedro (144 MW), de Colbún, sufre el mayor retraso, y sólo ingresaría en diciembre de 2014.
Entre las recomendaciones de la CNE está la fuerte incorporación de proyectos de Energías Renovables No Convencionales (ERNC).
Cuentas caerán 7%
El ministro de Energía, Rodrigo Alvarez, anunció ayer que a partir de noviembre las tarifas eléctricas para los clientes regulados del SIC caerían en torno a 7%. Ello, tras el fin de los cargos extraordinarios aplicados para paliar la crisis del gas argentino. Una nueva reducción en las cuentas se repetiría en enero de 2012.
«Tendremos la disminución de dos cargos, uno en noviembre, que se llama bono cargo, y se cobró a los clientes regulados para superar la crisis energética argentina, lo que se traduce en una baja de la cuenta, según la CNE, de 7% en promedio y, por otro lado, tendremos en enero de 2012 un reajuste de los montos, lo que significa que va a bajar desde un 7% para el período siguiente», aseveró. El miércoles, la CNE dispuso un alza de 1,2% promedio en las cuentas para el mayor sistema eléctrico del país.
Fuente / La Tercera
septiembre 22, 2011 | Industria
Diario Financiero Un alza de 1,2% en promedio, respecto a los valores del mes de abril de 2011, registrarán las cuentas de la luz para los clientes regulados residenciales del Sistema Interconectado Central (SIC) -desde Taltal a Chiloé-.
Esto, luego que el Ministerio de Energía publicara ayer en el Diario Oficial, el Decreto Supremo de Fijación Tarifaria de Precio de Nudo Promedio (PNP), el cual fija los valores con ocasión de la actualización semestral de los precios de los contratos de suministro según sus respectivas fórmulas de indexación.
Dichas actualizaciones de tarifas regirán de manera retroactiva a partir 1 de mayo de 2011.
Así, una cuenta tipo promedio del sistema, con un consumo de 150 kWh mensual, aumenta de $ 17.976 a $ 18.198, según informó la Comisión Nacional de Energía (CNE).
El último cambio tarifario en el SIC fue informado en febrero de este año y correspondió a una baja promedio de 3,6%, correspondiente al periodo transcurrido entre agosto de 2010 y enero de 2011.
Cambios por ciudades
La fijación tarifaria aplica distintas modificaciones en los valores dependiendo de la zona. Los clientes residenciales de Santiago experimentarán un incremento promedio de 1,6%, mientras las tarifas de la luz subirán 0,3% en Concepción.
En Copiapó se anotará un alza de 8%, mientras que en Talca y La Serena los aumentos llegarán a 0,8 y 3%,respectivamente. Tanto en Rancagua como en Temuco las cuentas tendrán un incremento de 0,7%; en Puerto Montt un 0,4% y en Valdivia un 0,3%. Sólo en Valparaíso, se producirá una caída de 0,2%.
Tarifas del gas en Magallanes
El ministro de Energía, Rodrigo Álvarez explicó que el proyecto de ley que fijará las tarifas del gas en la región de Magallanes será permanente y se mantendrán las actuales tarifas. Aseguró que el subsidio que será asumido por el fisco -antes lo hacía ENAP- se incluirá en el presupuesto para el año 2012 y se estima que fluctuará entre los US$ 17 millones y los US$ 18 millones, la ley establecerá como tope US$ 50 millones y contempla el periodo de 2012-2016. Álvarez aseguró que cuando llegue el 2016 el subsidio seguirá permanente y los parámetros para el cálculo también, pero “será en ese momento cuando se tenga que determinar cuáles serán las necesidades y la disponibilidad de gas que exista en la región de acuerdo a los estudios que actualmente se realizan”.
Fuente / Diario Financiero
septiembre 20, 2011 | Industria
La Tercera Dos modelos está evaluando el gobierno para implementar la llamada carretera eléctrica pública, iniciativa que el Presidente Piñera anunció en su mensaje del 21 de mayo, «para permitir a múltiples generadores, también a distribuidoras y consumidores, integrarse al Sistema Interconectado Nacional», según dijo en esa ocasión.
Pasados unos meses, y aunque todavía no define la estructura de la iniciativa, el Ministerio de Energía baraja dos caminos: desarrollar una solución física, adicional al actual tendido, o impulsar un concepto más bien jurídico, incorporado a la red eléctrica existente, explica el titular de la cartera, Rodrigo Alvarez. También, agrega, podría ser una solución mixta.
En el primer caso, se construiría un corredor -de unos 100 metros de ancho- entre Taltal y Puerto Montt, por donde iría una línea. Esta sería de corriente alterna, para permitir a otros proyectos conectarse a ella en puntos intermedios al trayecto. La nueva red se levantaría en forma paralela al actual sistema troncal de transmisión del Sistema Interconectado Central, SIC, de 2.200 kilómetros de largo, que atiende al 94% de la población.
La alternativa dos supone propiciar un concepto jurídico de carretera pública, que no considera construir una red adicional e independiente de la actual. Más bien apunta a incorporar la noción de carretera pública en la expansión futura del sistema de transmisión, abarcando no sólo la ampliación del sistema troncal, sino, además, las líneas transversales (subtransmisión).
En ambas opciones, eso sí, habría un elemento común: el rol del Estado para hacer más expedita la obtención de permisos, similar al que se usa hoy en las obras viales operadas por privados. En este caso, el Estado tramitaría las concesiones eléctricas, definiría las franjas de servidumbre y expropiaría los terrenos. Luego, licitaría las obras de transmisión.
Eso permitiría despejar una de las mayores dificultades que hay en la actualidad: los excesivos plazos de construcción de líneas nuevas. Eso ocurrió con la línea Charrúa-Cautín, que debía construirse en 37 meses, pero se entregó en 56 meses. La línea El Rodeo-Chena, en tanto empresa, fue planificada para 30 meses, pero se extendió por 49. ¿La razón? La difícil negociación de las empresas transmisoras con la comunidad para obtener el paso de las servidumbres y las concesiones eléctricas.
Para el gobierno, la nueva carretera eléctrica, cualquiera sea el esquema que tenga, se traducirá en una considerable ganancia de tiempo. «Licitar las obras teniendo ya los permisos clave permitiría que la construcción de los proyectos, tanto de generación como de transmisión, puedan adelantarse en, al menos dos años, respecto de los plazos de hoy», asegura el ministro Alvarez.
Reducir los tiempos para contar antes con las líneas de transmisión, explica, también posibilitará que las centrales que se construyen puedan conectarse en el momento oportuno al sistema eléctrico. Lo anterior genera tres efectos positivos: atender en mejores condiciones la demanda eléctrica, evitar congestiones en el transporte de la energía y reducir los costos de operación. «En esas condiciones, el sistema estaría mejor preparado para enfrentar contingencias o eventos inesperados», asegura Alvarez.
El tendido es clave para transportar la energía a los centros de consumo, considerando que el país requiere duplicar el parque generador en 10 años. En evaluación ambiental hay unos 10.000 MW que necesitarán nuevas líneas para conectarse al sistema.
Por eso, el gobierno y el sector privado coinciden en que es urgente ampliar la capacidad. Sobre todo, reforzar la conexión entre Copiapó y Santiago, porque los proyectos que se planean instalar en esa zona van a tener restricciones en transmisión. Otros puntos débiles son los tramos de Talca a Concepción y de Temuco a Puerto Montt. «Si no se amplía la capacidad no se podrá agregar nueva oferta», cree Hugh Rudnick, académico UC.
El tema requiere premura, advierte el experto, porque el sistema de transmisión actual se saturaría a partir de 2014. «Podría experimentar cuellos de botella o fallas en la confiabilidad, porque la capacidad del sistema no sería suficiente para responder al crecimiento esperado que tendrá la demanda eléctrica», afirma.
Recientemente, el CDEC-SIC, organismo privado que coordina la operación del sistema, convocó a licitaciones de transmisión por US$ 900 millones. Pero las empresas transmisoras consideran que esas obras son insuficientes y que se requieren US$ 1.000 millones adicionales para ampliar, con criterios de seguridad y confiabilidad, la capacidad de las líneas.
Energía se puso un plazo: en el último trimestre de este año definirá el modelo de la carretera eléctrica pública. Para eso formó un equipo especial que estudia las alternativas viables para dar forma al anuncio presidencial.
En paralelo, encomendó igual análisis a la Comisión para el Desarrollo Eléctrico, que integran 15 expertos y preside Juan Antonio Guzmán. La autoridad espera ese informe para fines de septiembre y entonces refrendará ambas conclusiones. Sobre la base de esos dos reportes, agrega Alvarez, «este año definiremos el modelo de carretera: si será una solución física, que implique construir una línea paralela al troncal, o una opción más conceptual jurídica».
El gobierno está consciente de que trabaja contrarreloj y que en la administración Piñera el proyecto logrará avances parciales. «No alcanzaremos a hacer todo, pero la idea es avanzar al máximo en este gobierno. Queremos generar todo el debate con los actores de la industria, expertos y parlamentarios, y definir la arquitectura legal de la carretera con una visión de largo plazo», indica. Otro tema, señala, es la ejecución. «La construcción de la carretera, el diseño de su trazado, la obtención de los permisos, las expropiaciones y licitaciones son definiciones que probablemente quedarán para después», admite la autoridad.
Del modelo que se elija dependerá también la intensidad del debate parlamentario y la velocidad con que avance la implementación de la carretera. Ello, porque algunas materias requerirán sólo cambios reglamentarios para su aplicación, pero otras necesitarán definiciones parlamentarias para modificar la ley, dicen en Energía.
Dos proyectos siguen con atención la definición que tomará el gobierno: HidroAysén, de Endesa y Colbún, y Energía Austral, de Xstrata. Actualmente, ambas trabajan en buscar sinergias para transportar la energía -3.819 MW en conjunto- desde la XI Región a Santiago y Puerto Montt, respectivamente, cuando los complejos estén operando. En las firmas aseguran que están buscando soluciones de transmisión independientes a la propuesta del gobierno. Pero, admiten fuentes consultadas, «cuando conozcamos el proyecto oficial evaluaremos la mejor opción para construir nuestro tendido. Si optamos por la carretera pública o por un trazado particular».
El tiempo es clave. HidroAysén tiene previsto presentar su Estudio de Impacto Ambiental de la línea en marzo del próximo año, según acaba de anunciar. Energía Austral lo hará el primer semestre de 2012. Esos plazos pueden variar, dependiendo de cuánto avance el gobierno en su definición.
La comisión de expertos, en tanto, continúa la discusión sobre la iniciativa. Si bien hasta ahora no hay una posición final, en el grupo se inclinan por aplicar un concepto jurídico de carretera, asociado al desarrollo de la actual red. «Tener un sistema de transmisión más robusto no implica, necesariamente, construir una megacarretera», dice un integrante.
En materia de planificación, trabajan en tres ejes: que el sistema de transmisión tenga la capacidad suficiente para anticipar el crecimiento de la demanda; hacer más expedita la obtención de concesiones y servidumbres, y que la red eléctrica sea capaz de facilitar la conexión de proyectos menores y de energías renovables no convencionales para favorecer la competencia en el mercado. Un área donde hay consenso es que el Estado no financiará la expansión de la carretera y sólo facilitará su construcción. El costo debería ser asumido por los usuarios del sistema que la utilicen.
El efecto en tarifas sería leve, según Rudnick, quien calcula que si se construye una carretera paralela de Taltal a Chiloé, de 2.000 kilómetros, ésta tendría un costo de inversión de US$ 730 mil por kilómetro. El valor adicional que debería asumir el cliente regulado (residencial) «sería de 2%, que podría compensarse si la carretera incorpora mayor oferta de energía eficiente, al sumar nuevos proyectos de generación», indica.
El concepto de un Estado «facilitador» en la tramitación ambiental, en la obtención de concesiones y de servidumbres no es nuevo. Similar modelo se aplicó en EEUU. En 2005 ese país autorizó al Departamento de Energía para designar regiones geográficas como «corredores de transmisión eléctrica de interés nacional», para facilitar la construcción de nuevas líneas, un esquema similar al implementado en Inglaterra, recuerda Rudnick.
Fuente / La Tercera
septiembre 1, 2011 | Industria
La Tercera Las condiciones de costos de la energía mejoraron en agosto, producto de que las mayores lluvias permitieron elevar la generación con centrales hidroeléctricas, que son las más baratas del sistema eléctrico. Según datos del CDEC-SIC -organismo que coordina la operación de las empresas del sector-, en agosto, los costos marginales de generación (lo que pagan las empresas por comprar energía en el mercado spot) cayeron 14% respecto de julio, medidos en el nudo de Quillota.
A comienzos de mes, los costos se ubicaban por sobre los US$ 200 por megawatt, pero a partir del 10 de agosto -producto de las lluvias- comenzaron a caer, llegando a niveles de US$ 140 por MW. El promedio del mes se ubicó en US$ 155 por MW, frente a los US$ 181 por MW de julio.
En los últimos dos meses, los costos marginales acumulan un retroceso de 22%. Esta caída en los costos se traspasa directamente a las empresas que no tienen contratos de suministro con generadoras y compran en el mercado diario.
En agosto, las hidroeléctricas representaron 48,6% del total de la energía generada entre Taltal y Chiloé, un incremento de casi 10 puntos respecto del mismo mes de 2010 (38,9%). En julio representó el 41%. Pese a esto, la generación térmica -gas, diésel y carbón- siguió siendo mayoritaria en el sistema, con una participación de 50,7%, aunque descendió desde julio, cuando representó 58,9%.
El SIC es el principal sistema del país, pues atiende más de 90% de la demanda.
Fuente / La Tercera
