marzo 5, 2015 | Industria
(Diario Financiero) La entrada durante 2016 de más de 1.300 MW asociados a iniciativas de carbón, gas natural y fuentes renovables no convencionales convertirá al Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) en un exportador neto de energía.
La segunda mayor red eléctrica del país, que va desde la Región de Arica-Parinacota hasta Taltal el sur de la Región de Antofagasta, y donde el 90% del consumo corresponde a mineras e industriales y sólo el 10% restante a usuarios regulados, entre ellos los residenciales, verá incrementada en casi 30% su capacidad de generación, superando los 6.000 MW, según datos del Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC) de esa área.
Lo anterior corresponde a la conexión de la carbonera Cochrane (532 MW), de AES Gener, y la unidad a gas natural Kelar (517 MW), que el consorcio coreano Kospo construye para BHP BiIliton, así como unos 300 MW en base a fuentes de energía renovable no convencional.
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Así, el parque generador superará la demanda máxima del SING, que en la actualidad se acerca a los 2.400 MW, lo que reafirma la necesidad de colocar parte de esa holgura en otros sistemas, ya sea nacionales o de países vecinos, algo que ya está sucediendo, mediante iniciativas como la interconexión con el Sistema Interconectado central (SIC), con el que se espera pudiera concretarse recién hacia 2018 y no un año antes como es la aspiración del gobierno (ver nota relacionada).
Sistema eficiente
En lo inmediato, lo que está viviendo la red nortina es una adaptación del sistema, lo que implica que existe suficiente generación de costo eficiente para cubrir la demanda. Esto implica una importante baja en el costo marginal, que es el indicador que refleja la operación del sistema.
De hecho, en lo que va de 2015 y comparado con igual lapso del año pasado éste ha bajado 48%, ubicándose en US$ 49 por MWh, nivel que el SING no veía desde 2007, previo al corte total en los envíos de gas natural desde Argentina.
En este cuadro incide también la baja de 50% del precio del petróleo,entre febrero de 2014 y el mismo mes de 2013, que se refleja en el costo de generación con diesel e indirectamente por la fórmulas de indexación a ese commodity en aquella con gas natural. Esto hace que en la práctica el costo de operación del SING, según datos de su CDEC, se ubique en US$ 50 por MWh, es decir, el sistema está marcado por el carbón y no por la unidad menos eficiente, que suele ser el diesel. Este fenómeno de desadaptación persiste, por ejemplo, en el SIC, donde la capacidad eficiente no logra cubrir todo el consumo de la red.
El costo seguirá cayendo
La proyección del CDEC es que la mayor capacidad de generación que tendrá el SING desde el próximo año provocará nuevas bajas en el costo marginal, el cual podría ubicarse en torno a los US$ 40 por MWh, donde los costos son más estables a lo largo del año, pues la hidrología no influye.
Mientras a nivel de grandes consumidores, pues los precios regulados están fijados por licitaciones realizadas hace un par de años, este cuadro resulta del todo favorable, considerando que sus contratos están asociados al costo marginal. Quienes no se benefician, dicen en la industria, son los desarrolladores de ERNC.
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Para ellos, explican, este nivel de costos no es favorable y esto explica que en el SING estas iniciativas no sean tan abundantes como en el SIC, donde el costo marginal es superior. De hecho, esto incluso podría llevar a revisar la continuidad de algunas iniciativas en carpeta.
Las inquietudes en torno a la interconexión
La interconexión entre los principales sistemas eléctricos del país es vista como una la salida para contar con energía eficiente y ayudar a reducir los precios en el Sistema Interconectado Central (SIC), abasteciéndolo con generación eficiente desde el Norte Grande, SING, que en la actualidad presenta precios que son muy inferiores a los de la red que va desde Taltal hasta Chiloé y abastece al 94% de la población nacional.
Aunque la intención del gobierno es que esta iniciativa se concrete hacia 2017, según los plazos que ha anunciado el desarrollador de esta iniciativa, TEN, que es una filial de la generadora E-CL, lo cierto es que al respecto impera la incertidumbre.
En primer término la eléctrica es objeto de una investigación por parte de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) a raíz de una denuncia de un particular que la acusa de haber enregado información falsa respecto del inicio de las obras de este tendido, las que no se habrían iniciado aún, pese a que se comunicó que ello había sucedido a inicios d 2014.
Según comentaron fuentes de sector tampoco estaría claro la empresa que llevará adelante la instalación del tendido, pues pese a existir un acuerdo con Alusa, trascendió que una filial de la constructora peruana Graña y Montero podría asumirla.
Además, se supo que por estos días la eléctrica recién trabaja en la conformación del equipo ejecutivo y técnico de TEN.
febrero 25, 2015 | Industria
(El Mercurio) Ralco, inaugurada en 2004 por Endesa, tiene una capacidad instalada de 690 MW y es considerada hasta hoy la mayor central hidroeléctrica del país.
Este año, todos los proyectos de Energías Renovables No Convencionales (ERNC) que estarán operativos -y que incluyen las centrales solares, eólicas y de biomasa, entre otras- sumarán 2.052 MW, lo que equivale a tres centrales Ralco o al 75% de la capacidad del proyecto HidroAysén.
Incluso, esta cifra no incluye los proyectos de este tipo que estarán en construcción, que suman una potencia adicional de 1.282 MW, según datos de la Asociación Chilena de Energías Renovables A.G. (Acera).
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El año pasado, en tanto, las centrales en operación sumaron 1.117 MW, mientras las iniciativas en construcción 686 MW.
Al asumir la cartera de Energía, el ministro Máximo Pacheco se propuso levantar las barreras existentes para este tipo de fuentes de energías limpias, comprometiendo que el 45% de la capacidad de generación eléctrica que se instalaría en el país entre 2014 y 2025 provendría de ERNC. Lo anterior permitiría cumplir la meta de que, a 2025, el 20% de la matriz eléctrica se explique por ERNC, lo que incluso podría adelantarse en cinco años. Hoy, las energías renovables representa alrededor del 11% de la matriz nacional.
Dentro de las medidas adoptadas por el Gobierno para impulsar las ERNC está la promoción para el desarrollo de este mercado, a través del autoconsumo socialmente eficiente por la vía del netmetering . Pero la propuesta principal del Ejecutivo fue la modificación de las licitaciones de suministro para los clientes regulados.
Este proyecto de ley fue presentado a mediados de agosto y, en poco menos de seis meses, se convirtió en ley. En concreto, apunta a conseguir precios más equilibrados en el mediano plazo y asegurar la competencia dentro del mercado eléctrico nacional, por medio del ingreso de nuevos actores (empresas) y mediante la incorporación de nuevas tecnologías.
Así, por primera vez, en las licitaciones se permitió participar a las centrales de ERNC, y con ello, el número de actores interesados en invertir en este tipo de energías creció y podría seguir incrementándose.
Desafíos del sector
La ley de licitaciones da más facilidad a los proyectos renovables para conseguir contratar su energía, y con ello, muchas veces da más certidumbre al negocio. Esto, porque varias de las iniciativas de inversión en Chile se pensaron vendiendo su energía al mercado desregulado o spot. Los precios de este insumo en el país son altos y, por lo tanto, a las firmas dedicadas a las energías renovables se les hacía rentable vender sin contrato.
Pero el fuerte ingreso de ERNC en algunas zonas del país, como el Norte Chico, complicaron la situación y hoy muchas de estas compañías están buscando contratar su energía.
Por otro lado, para el sistema de transmisión es un desafío colaborar con la promoción de las energías renovables, ya que para eso necesita modernizar los sistemas de despacho y distribución. Es posible incorporarlas de buena manera al sistema, pese a la intermitencia de la mayoría de estas fuentes -la solar o eólica, por ejemplo, operan solo a ciertas horas del día-, pero para eso hay que hacer cambios en el sistema eléctrico.
Hoy, la Comisión Nacional de Energía (CNE), junto a los Centros de Despacho Económico de Carga (CDEC) y el gremio de renovables, están analizando cuál es la mejor manera de enfrentar este desafío.
febrero 20, 2015 | Industria
Un escenario de nuevas bajas en el precio de la electricidad para clientes regulados es lo que mostraría la próxima licitación de suministro eléctrico, a realizarse en marzo, de acuerdo a las estimaciones del Gobierno, a partir de los resultados obtenidos en diciembre pasado, donde el promedio fluctuó en US$107 MWh, debido a las ofertas hechas por generadores ERNC.
Andrés Romero, secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), plantea que la incorporación de ERNC debería presionar a la baja en las tarifas eléctricas al sector regulado en las próximas licitaciones. “Desde 2016 vamos a revertir la tendencia al alza que estamos observando, con precios más económicos”, señala la autoridad.
Una visión similar sostiene Ramón Galaz, gerente general de Valgesta Energía, quien afirma a Revista ELECTRICIDAD que “en la medida en que tengamos más actores se genera una mayor sensación de competencia y, por lo tanto, uno podría esperar que en los proceso futuros podamos ver resultados similares o esperar que los precios pudieran seguir bajando”, afirma.
María Isabel González, gerente general de Energética, concuerda que los precios de adjudicación de las licitaciones debieran seguir bajando, aunque aclara que “los precios a los usuarios van a subir, ya que las licitaciones adjudicadas en los últimos años han resultado a precios muy por encima de los que hoy pagamos y aquellos comenzarán a aplicarse en los próximos años”.
Rodrigo Castillo, secretario ejecutivo de Empresas Eléctricas A.G., destaca a este medio que “los cambios que están planificados para el sistema de licitaciones, el perfeccionamiento al sistema de transmisión y la interconexión de los sistemas son elementos que deberían colaborar para tener un ambiente aún más competitivos y con mejores precios”.
Sin embargo, Francisco Aguirre, director de Electroconsultores, es más cauto en el tema, advirtiendo que “hoy hay un veranito de San Juan transitorio de bajas de precios por efecto de combustibles carbón y diésel pero en el largo plazo no se espera que ello sea perdurable”.
“Los procesos licitados históricamente dependen en su mayor proporción de indexaciones con IPC (Índice de Precio al Consumidor), lo que implica que los precios finales tienen tendencia a un alza altamente influenciada por aproximadamente un 2,5% anual”, concluye Aguirre.
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febrero 17, 2015 | Industria
(El Mercurio) Uno de los principales desafíos que enfrenta hoy el país es bajar los precios de la electricidad. Pero en la última década las centrales que aportan energía de base, o de manera continua y a un costo eficiente -esto es termoeléctricas (carbón y gas), hidroeléctricas (incluyendo minihidro) y biomasa- pasaron de representar el 90% del total de centrales del Sistema Interconectado Central (SIC) al 65%, de acuerdo con un análisis según megawatts instalados realizado por Colbún con datos de la Comisión Nacional de Energía (CNE).
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Lo restante lo representan, principalmente, centrales a diésel, eólicas y solares, puesto que ellas abastecen al sistema de manera intermitente. Actualmente hay 2.052 MW de Energías Renovables No Convencionales (ERNC) operando en Chile y existen proyectos por 1.282 MW en construcción. Se espera que la cifra vaya en aumento con los años, considerando que Chile cuenta con el nivel más alto de radiación solar del mundo, lo que lo hace sumamente atractivo para este tipo de inversiones.
En la industria eléctrica concuerdan que la baja en energía de base se debe al retraso de proyectos eléctricos de envergadura. Obstáculos ambientales y sobre todo comunitarios han trabado el desarrollo de muchas de estas iniciativas, como las centrales Castilla y Barrancones, y más recientemente, Punta Alcalde e HidroAysén.
Un estudio realizado en 2014 por el economista Vittorio Corbo y Agustín Hurtado, del Centro de Estudios Públicos (CEP), advierte que, si el retraso en los proyectos eléctricos se prolonga, afectará el crecimiento económico en cerca de un 6% en el período comprendido entre 2012 y 2019. Esto significa que en ese lapso Chile dejaría de percibir US$ 27.743 millones solo por la situación que enfrenta el sector energía. Según se concluyó, el mayor impacto en el crecimiento se producirá este año, cuando el efecto anual alcanzará un 1,07% del Producto Interno Bruto (PIB), esto es, más de la mitad de lo que espera recaudar la reforma tributaria anualmente.
La CNE espera una oferta total de 7.231 MW en el SIC a 2029, pero en esa estimación la generación de base eficiente proyectada contratable solo cubriría el 53% del requerimiento eléctrico. La interconexión de los sistemas y el fuerte ingreso de intermitentes generará desafíos en los Centros de Despacho Económicos de Cargas (CDEC), por lo que actualmente se analiza reformar su estructura.
febrero 17, 2015 | Industria
(Pulso) El director de Systep, Hugh Rudnick plantea que debe observarse con detención el ingreso de ERNC en las licitaciones, además de los requerimientos de respaldo de estas unidades. El también académico de la Universidad Católica sostiene que suplir la energía de las centrales ERNC podría encarecer los costos a niveles más altos de los que se exhiben hoy en el mercado spot. Sin embargo, agrega como un aspecto positivo que Chile sigue siendo un mercado atractivo para el inversionista extranjero.
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¿Qué tan relevante es la licitación que comienza en marzo?
Todas las licitaciones que vienen son relevantes por los volúmenes de energías que están dispuestos a ofrecer los incumbentes y los niveles de precio que se puedan alcanzar. Hubo mucha fiesta porque bajamos los precios en la licitación anterior, pero igual seguimos pagando montos muy altos.
¿Qué valor tiene que sea la primera bajo el nuevo proyecto de ley de Licitaciones?
Ya con la última licitación que se hizo en diciembre se utilizaron una serie de elementos que están en la nueva ley. Hay algunos elementos nuevos como las energías no contratadas que van al spot. Una de las gracias que tiene la última licitación, como es lo que ocurrió con la empresa EDF con la central El Campesino, es que son operaciones de largo plazo con entrega de energía a varios años plazo que permite que ingresen nuevos inversionistas. Además permite salidas en caso de problemas serios, la misma Central Campesino que ni siquiera se ha ingresado su Estudio de Impacto Ambiental ya tiene un contrato firmado. A pesar de los problemas Chile sigue siendo un mercado muy atractivo para el inversionista extranjero, sobre todo europeo, coreano, japonés y norteamericano.
¿Ve posible que participen los generadores convencionales de manera masiva con centrales de base?
Esos generadores en general ya están muy contratados. Uno de los temas que se discute es por qué no se presentan esos generadores. Lo que pasa es que un generador, dependiendo de su tecnología, no puede contratarse a toda su capacidad instalada. A modo de ejemplo es una central a hidroelectricidad que en un año muy seco no puede producir a cabalidad. Ellos tienen ciertas restricciones que no les permiten contratar más allá de un cierto nivel. En la medida que vayan terminando sus contratos hay nuevos espacios, pero no hay mucha energía contratable a nivel de los generadores existentes.
¿Cómo se interpreta que los grandes generadores (Colbún, Endesa y Gener) no participaran de la anterior licitación?
Ellos están a niveles de contratación altos, y si quieren ofrecer más energía lo ven riesgoso, porque pueden eventualmente no generar y comprar esa energía a un precio más alto en el mercado spot.
¿Estarán dispuestos los generadores convencionales a participar en bloques horarios, obligándoseles a apagar las centrales en horarios con mucho viento?
Esa es otra dimensión de la discusión. Es que se ve con preocupación el que comience a entrar mucha energía durante el día y que no tenga respaldo en la noche. Hay toda una discusión que está teniendo lugar a nivel de mercado por cómo se va a resolver este problema, porque si bien las energías renovables como la eólica están saliendo muy baratas para generar durante el día igual tienes energía de respaldo. ¿Quién va a dar ese respaldo? Esa es una interrogante que está siendo discutida por el sector.
