enero 22, 2015 | Industria
(Pulso) El SING pasó de ser un sistema deficitario -sobre todo después de los cortes de gas argentino- a uno con más capacidad de la que está disponible, contando tanto las centrales construidas como el potencial de crecimiento.
A esto hay que sumar el terminal GNL Mejillones, que abre la opción de desarrollar un gran parque de generación con gas, ampliando aún más la capacidad disponible en ese sistema eléctrico.
“De acuerdo al Informe Técnico Definitivo de octubre del 2014 que fija los precios de nudo en las barras del SING, la capacidad instalada en el año 2030 alcanzaría los 4.616 MW”, señala Valgesta Energía en su último informe sobre el SING, publicado la semana pasada.
Esta proyección, no obstante, no incorpora todos los proyectos disponibles y en desarrollo en el norte del país, por lo que la cifra puede ser potencialmente mucho más alta. Esto se compara con los 2.372 MW que fue el peak de generación del año pasado, cifra muy por debajo de la capacidad proyectada.
Cabe señalar que la proyección de la CNE, además, considera como principal insumo el crecimiento de la demanda, por lo que entre los proyectos y las nuevas instalaciones mineras, el sistema del norte tiene estabilidad garantizada.
El plan de obras del Informe Técnico Definitivo de octubre de 2014 del SING, proyecta 2.190 MW de capacidad adicional a la actual en ERNC al año 2023. Destaca la energía Eólica, y la Solar con un 55% y 41% del total de las centrales ERNC proyectadas por la CNE”, añade Valgesta.
Frente a este escenario, las generadoras están buscando mercado para colocar sus excedentes de capacidad, a espera que la demanda del SING se reactive. Y así como Suez y su filial E-CL escogieron el norte del SIC, AES Gener optó por Argentina.
En septiembre, la generadora solicitó formalmente al Ministerio de Energía la autorización para exportar electricidad a Argentina por un período de diez años, luego que concluyeran satisfactoriamente todas las pruebas técnicas y estudios hechos entre diciembre de 2012 y diciembre de 2013.
En ellas se comprobó que la operación técnica interconectada entre el SING y el SADI argentino era técnicamente factible y que no alteraba el normal funcionamiento del sistema chileno.
Pero a la fecha, AES Gener todavía no recibe una respuesta, a pesar de que el Gobierno se comprometió a hacerlo, a más tardar, a fines de diciembre. Desde el ministerio confirmaron que no hay novedades al respecto.
enero 16, 2015 | Industria
(Diario Financiero) El éxito de la última licitación de suministro eléctrico para clientes regulados del principal sistema eléctrico del país, el interconectado Central (SIC), donde fue adjudicado más del 90% de la energía ofertada, podría quedar en entredicho, luego que uno de los participantes en el proceso impugnó su resultado ante la Justicia.
A fines de la semana pasada, la desarrolladora de energía renovable no convencional AELA Negrete, cuyo gerente general es el ex subsecretario de Energía del gobierno anterior, Sergio del Campo, presentó un recurso de protección ante la Corte de Apelaciones de Santiago, reclamando la marginación de la firma de la subasta eléctrica.
En la acción, dirigida en contra del encargado del proceso que estuvo a cargo de las distribuidoras, el ejecutivo de CGE Distribución Francisco Sánchez, AELA, que es representada por el estudio Pfeffer & Abogados, acusa que una actuación «arbitraria e ilegal» los dejó fuera del citado concurso, ya que a su juicio la instancia no tenía facultades suficientes para ello.
[Presidente de Acciona España afirma que ERNC en Chile no necesitan de subsidios]
El 11 de diciembre pasado, en el marco de la apertura de las ofertas económicas de la licitación, AELA Negrete quedó fuera porque la identificación de la sociedad no se ajustó a las bases del concurso.
«La exclusión se fundó en que alguno de los documentos que son parte de la oferta económica presentada por mi representada, que venía dentro de un sobre sellado con el nombre de AELA Negrete SA, y que fue entregada personalmente por su representante legal, aparecía el nombre de AELA Energía, que corresponde al nombre de la empresa o ‘brand’ con que es conocida nuestra empresa», señala el escrito.
La firma, controlada en un 60% por el fondo de inversiones inglés Actis y en 40% por la irlandesa Mainstream Renewable Power, alega que la causal por la que se les impidió seguir participando del proceso no está contenida en las bases que regulaban la licitación.
Junto con presentar el recurso, que fue acogido a trámite por la corte, la firma solicitó aplicar una orden de no innovar, a fin de paralizar el proceso hasta que el recurso fuera resuelto por la justicia, lo que fue denegado por el tribunal de alzada.
[Finat: “A quienes desarrollan centrales térmicas o hídricas, no les gusta esta competencia”]
Consultado por el tema, Del Campo, quien previo al incidente declaró que la empresa tenía previsto realizar una inversión en torno a los US$ 860 millones para responder al requerimiento de la licitación, descartó la existencia de algún tipo de acción relacionada con la adjudicación de la licitación o la exclusión de ésta AELA Energía.
¿EDF en peligro?
De prosperar este recurso judicial arriesgaría uno de los resultados de la licitación que el gobierno más ha destacado: la entrada de nuevos actores al mercado eléctrico local.
La salida de AELA Negrete permitió que la francesa EDF, que impulsa la termoeléctrica El Campesino, se adjudicara parte importante del suministro disponible, con lo cual viabilizó la construcción de al menos una unidad de este complejo emplazado en la comuna de Bulnes y el terminal de regasificación Penco-Lirquén.
El arribo al mercado local de un actor de la talla de Electricité de France, fue ampliamente celebrado por el Ministerio de Energía, ya que en el consorcio que impulsa esta iniciativa también está vinculada la estadounidense Cheniere.
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El proceso
Licitación En septiembre del año pasado, la Comisión Nacional de Energía lanzó el proceso de licitación para dotar de contratos de suministro eléctrico de largo plazo a las distribuidoras eléctricas. En total, se ofrecieron a las generadoras 13.000 GWh para ser suministrados a partir de 2015 y 2018.
Bloques horarios En octubre se aprobaron las bases que incluyeron el establecimiento de bloques horarios especiales para que la participación de las empresas de ERNC.
Ofertas A principios de diciembre, 17 generadoras eléctricas presentaron ofertas para adjudicarse una parte o el total de los cuatro bloques en subasta. El día 11 de ese mes se conoció que E-CL (filial de GDF Suez) y EDF fueron las sorpresas, al adjudicarse el 70% de la energía ofrecida al mercado. AELA Negrete quedó fuera del proceso.
Recurso El 9 de enero AELA Negrete presentó un recurso de protección ante la Corte de Apelaciones de Santiago, impugnando el proceso.
Consultora pide nueva prórroga para entregar informe sobre expansión del sistema troncal
Un nuevo retraso, el cuarto consecutivo, tendrá el informe final del Estudio de transmisión troncal (ETT), que determina la forma en que crecerán estas redes.
El consultor a cargo del estudio, el consorcio Mercados Interconectados, compuesto por la chilena KAS Ingeniería y las consultoras Sigla y Mercados, solicitó plazo hasta el próximo 21 de enero para responder las observaciones al documento que efectuaron los diversos actores del sector. Con esto, se retrasa esta importante definición, que determinará la expansión de las redes eléctricas entre 2015 y 2018.
El consorcio ya acumula tres informes preliminares que recibieron opiniones por parte de la Comisión Nacional de Energía (CNE), el comité a cargo de su revisión, el CDEC y las empresas de los diversos segmentos del mercado.
En el último set de comentarios, que data de fines de diciembre, Transelec fue especialmente crítica del trabajo del consorcio, indicando que el estudio no tomaba en cuenta una serie de variables, entre ellas plazos de construcción estimados para la líneas de alta tensión menores a los reales (39 meses frente a los 48 a 60 meses que han demorado las últimas obras); precios desactualizados de los equipos necesarios; subvaloración de obras ya construidas; costos de inversión, personal y otros factores, como la eventualidad de que el proyecto HidroAysén pudiese ser construido en el largo plazo.
Asimismo, se critica el no considerar el escenario de la interconexión de los sistemas Central y del Norte Grande en corriente continua, como lo había planteado la autoridad en el informe de precio nudo y que es una opción que se está evaluando, por lo que solicitó que se considerara también en las modelaciones. Otra falencias de corte técnico fueron destacadas en esa oportunidad.
diciembre 29, 2014 | Industria
Propuestas regulatorias y cambios en el mercado dominaron el quehacer del sector eléctrico en 2014. Además, la industria internalizó el concepto de un Estado con mayor protagonismo. Aquí puedes revisar los temas que destacaron en el año que está a punto de terminar:
Enero – Evaluación de Impacto Ambiental. Los proyectos ingresados a Evaluación de Impacto Ambiental aumentan un 50%.
Febrero – Plantas fotovoltaicas. La construcción de plantas fotovoltaicas en Chile creció un 184%, según el informe de PV Insider.
Marzo – Bachelet 2.0. Asume el Gobierno de Michelle Bachelet, con Máximo Pacheco encabezando el Ministerio de Energía. La creación de una unidad de relación con comunidades es el primer cambio que realiza Pacheco en la cartera.
Abril – Tokman a Enap. El economista Marcelo Tokman fue nombrado como gerente general de la Empresa Nacional del Petróleo (Enap).
Mayo – Agenda de Energía. En el palacio de La Moneda la Presidenta Michelle Bachelet presenta la Agenda de Energía, documento que establece una política de Estado para el sector. Entre los ejes principales se encuentra un nuevo rol del Estado para el desarrollo energético y la reducción de precios de la energía con mayor competencia, eficiencia y diversificación.
Junio – HidroAysén. El Comité de Ministros resolvió acoger los recursos de reclamación dejando sin efecto la Resolución de Calificación Ambiental del proyecto HidroAysén de Endesa y Colbún.
Julio – Shale gas. Chile y EE.UU. avanzan en cooperación en shale gas y eficiencia energética, en el marco de la visita que realizó el ministro de Energía Máximo Pacheco al país del norte, junto a empresarios nacionales. Enap también firmó un contrato de largo plazo con British Gas para recibir envíos de gas natural desde Estados Unidos a fines de 2015.
Agosto – Ley de licitaciones. El ministerio de Energía y la Comisión Nacional de Energía (CNE) ingresan proyecto de ley que busca reformar el actual sistema de licitaciones de suministro eléctrico, para asegurar el suministro bajo contrato para clientes regulados, mejorar los precios finales.
Septiembre – Reglamento de generación distribuida. Se publicó el reglamento de la ley de generación distribuida (N°20.571) que regula el pago de las tarifas eléctricas de las generadoras residenciales, conocido como Net Metering o Net Billing.
Octubre – GNF – CGE. Gas Natural Fenosa adquirió el 100% de la propiedad de la Compañía General de Electricidad (CGE) cuyos accionistas mayoritarios estaban constituidos por el Grupo Familia Marín, Grupo Almería y Grupo Familia Pérez Cruz.
Noviembre – Energía eólica. La energía eólica registra la mayor participación de ERNC en 2014, acumulando un total de 574 MW, mientras que se han aprobado iniciativas que suman otros 7.000 MW correspondientes a esta fuente energética, según indicó el Cifes. Revisa el especial web que publicamos sobre energía eólica.
Diciembre – Adjudicaciones SIC. Las empresas Carén, ERNC 1, Chungungo, Cerro El Morado, San Juan SPA, Pelumpén, Santiago Solar, Acciona Energía Chile, E-CL, Central El Campesino se adjudicaron el suministro eléctrico del SIC para el periodo 2016-2019, por un total de 13.000 GWh. Por primera vez ingresan en este proceso proyectos de ERNC.
[Año energético: Todas las portadas de Revista ELECTRICIDAD en 2014]
diciembre 29, 2014 | Industria
(La Tercera) A punto de cumplir tres meses en la gerencia general de la eléctrica Colbún está Thomas Keller. El ex presidente ejecutivo de Codelco arribó a una industria en la que si bien no había trabajado, tampoco le resultaba desconocida. Estando al mando de la cuprera, estuvo al otro lado de la mesa: negociando contratos de suministro para distintas faenas de la minera. “Es una empresa que conocía desde el punto de vista del cliente. Es un sector con un tremendo desafío y grandes oportunidades, un negocio complejo y donde estoy en un proceso de humilde aprendizaje también. Ha sido un tiempo intenso”, comenta el máximo ejecutivo de la generadora del grupo Matte, para quien hoy el sector energético juega un rol clave en el desarrollo del país.
“Es impensable que Chile realmente pueda retomar tasas de crecimiento significativas, a no ser que también se proyecte un escenario de costos de la energía competitivos. Y eso coloca a esta industria en el corazón de esa estrategia de crecimiento país”, subraya.
Para Keller, más que la mudanza de industria, ha sido el cambio de empresa pública a privada donde más ha notado la diferencia en estos meses. “En el caso de las empresas públicas, uno tiene una audiencia un poco más amplia. Por lo mismo, hay mayor exposición y elementos asociados a ello que uno pudiera considerar de más complejidad”, menciona.
Ahora, en su primera entrevista desde el sillón en Colbún, Keller hace un análisis del sector energético y detalla sus preocupaciones. Una de ellas, la baja estimación de crecimiento de la demanda eléctrica para los próximos años, lo que podría ralentizar el ingreso de nuevos proyectos, advierte.
Donde sí hay tranquilidad en la compañía es frente a la nueva competencia que impone el ingreso al mercado chileno de la española Gas Natural Fenosa. “Queremos enfocarnos en hacer buenos proyectos y no en pelear por un punto de mercado”, asegura Keller, quien mira con escepticismo el ingreso de la estatal Enap al negocio de la generación. “Hoy, el mercado es suficientemente competitivo”, dice.
¿Cuál fue el mandato que el grupo Matte le encomendó a su arribo a la compañía?
Entre 2006 y 2013, Colbún fue la generadora que más capacidad nueva instaló en generación en el SIC, con cerca de 900 MW. Mi llegada no es un cambio de esa estrategia, pero sí busca darle un nuevo impulso a esta estrategia de crecimiento, la que se desarrollará en un contexto que es distinto al que vimos en el pasado.
Usted llega a una empresa que da por cerrado un fuerte ciclo de inversiones. ¿Qué podemos esperar de esta nueva etapa de Colbún?
Estamos comenzando la construcción de un nuevo proyecto que es La Mina (34 MW), en la Región del Maule. Ya asignamos los contratos principales, así que estamos ya en plena carrera. Y en la cartera es conocido que tenemos dos proyectos importantes: Santa María II (VIII Región) y San Pedro (XIV Región). Estos proyectos tienen un programa bien definido hacia adelante. Esperamos tomar una decisión de inversión en el caso de Santa María II durante el primer trimestre del próximo año y en un período similar estamos planificando reingresar el Estudio de Impacto Ambiental (EIA) de San Pedro. Así que la agenda se sigue moviendo y a un ritmo bastante fuerte.
¿Hay otro tipo de tecnología que quieran privilegiar?
Un aspecto que figura de manera significativa en nuestra agenda es rentabilizar nuestros ciclos combinados. Tenemos una inversión importante en estos equipos, la mayoría son ciclos cerrados (Nehuenco), pero tenemos uno abierto todavía (Candelaria). La decisión de cerrar ese ciclo pasa por definir de qué forma se va a desarrollar el escenario de suministro de gas natural hacia Chile.
¿El GNL tendrá una participación relevante en el mix de generación de Colbún?
Eso dependerá de la evolución que tenga el precio y el resto de las condiciones de suministro del gas natural. Hay varias variables que inciden en eso. En todo caso, por el bien no sólo de Colbún, sino que del país, creo que tan importante como ello es que aumente el porcentaje de la hidroelectricidad dentro de la matriz energética chilena. Las fichas del país debiesen estar en la hidroelectricidad.
¿Cuál es su análisis de lo que se puede esperar del GNL? ¿Es posible alcanzar precios competitivos de este hidrocarburo?
Uno podría pensar que al igual que el resto de los combustibles, el gas natural debiera ajustarse a las condiciones de mercado que estamos viviendo. Pero no olvidemos que en el caso de Chile, tenemos que incluir que gran parte del costo de traer gas natural lo representan también los costos de gasificación, transporte y regasificación. No está claro que esos elementos, que son muy relevantes, respondan necesariamente en la misma magnitud a la caída que estamos viendo en el mercado de los combustibles fósiles propiamente tal.
La Agenda Energética le da un rol relevante al GNL para bajar los precios de la energía. ¿Ese objetivo se puede lograr?
Hay una Agenda Energética que plantea ciertos objetivos, algunos bien ambiciosos, y la lectura que hago es que el cumplimiento de esa agenda energética ambiciosa, sobre todo en materia de precios, pasa por darle un rol muy importante a la hidroelectricidad.
¿Hay sobreexpectativas en el desarrollo del GNL?
Creo que hay que ser realistas y tomar las decisiones en función de todas las variables que están en juego. En el caso del gas natural, una de las variables es ver cómo va a responder el costo de la logística a lo que parece ser un nuevo escenario en materia de combustibles tradicionales.
¿Colbún sigue evaluando construir un terminal flotante de GNL en la zona centro-sur del país?
Seguimos trabajando en eso. Está sobre la mesa, pero no tenemos una fecha para tomar una decisión. Hoy estamos evaluando el proceso de Open Season que está desarrollando GNL Quintero. Esta alternativa también entra en la ecuación.
La empresa cuenta con contratos con suministros esporádicos de gas natural hasta 2019. ¿Luego de esa fecha, podrían tomar una decisión sobre el terminal?
Nos da un espacio relevante para evaluar las distintas alternativas. Estas inversiones también tienen su inercia y requieren un tiempo importante para materializarse, por lo tanto, se necesita un período razonable para tomar las decisiones de más largo plazo.
¿Con la oposición que existe hacia el carbón, cree que esta tecnología irá bajando su presencia en los nuevos proyectos?
En la medida en que seamos capaces de hacer más proyectos hidroeléctricos, creo que sí.
¿Y los hidroeléctricos hoy se pueden realizar?
Esperamos que sí. Angostura es un ejemplo de cómo hacer un proyecto hidroeléctrico sin ninguna conflictividad y en armonía con las comunidades. Esa es la forma que tenemos de hacer proyectos hidroeléctricos y es nuestra carta de presentación. Por lo tanto, vamos a privilegiar en nuestro portafolio esos proyectos.
¿HidroAysén no podría generar un efecto negativo?
Cada proyecto tiene que ser evaluado en su mérito y sabemos que en el caso de HidroAysén hubo ciertas oposiciones, pero ese caso no es extrapolable a otras regiones.
¿HidroAysén tiene la lápida puesta?
Realizarlo pasa por una definición país de cómo queremos aprovechar los recursos hídricos de Aysén. Siempre hemos planteado que proyectos de esta complejidad deben enmarcarse en una política energética de largo plazo y en una política de cuencas. A la larga, esos recursos se van a traducir en energía eléctrica, a lo mejor no exactamente de la misma forma que se diseñó originalmente, pero estamos convencidos de que es un recurso que Chile no puede desaprovechar. Hoy, el proyecto no se está desarrollando. Estamos a la espera de lo que decida el Tribunal Ambiental.
¿Qué aprendizajes obtuvo la compañía con este proyecto?
Que la excelencia en las dimensiones sociales, comunitarias y ambientales son tanto o más importantes que la excelencia en materia de operación e integridad técnica. Son todas igualmente importantes.
¿Las megacentrales están en retirada para dar cabida a proyectos medianos?
Claramente son más fáciles de materializar los segundos. Pero no podemos descartar las operaciones más grandes cuando las condiciones así lo ameritan. Si se pueden desarrollar de forma sustentable del punto de vista comunitario y ambiental, no deberían descartarse. Si uno observa países de la región, como Colombia, Perú, Argentina y Ecuador, todos están desarrollando proyectos hidro- eléctricos en un nivel que supera cuatro a cinco veces los MW hídricos que estamos construyendo en Chile. E incluso, países desarrollados, como Canadá, están construyendo hoy grandes centrales hidroeléctricas.
¿El desarrollo futuro de Colbún será hacia centrales de qué tipo?
Los proyectos también están en función de las condiciones objetivas que enfrenta. En La Mina, las condiciones técnicas y ambientales amparan un proyecto relativamente pequeño, pero tenemos San Pedro, que será del orden de 150-170 MW, porque ahí las condiciones son distintas. No se puede prejuzgar el tamaño.
Competencia
El gobierno le ha dado un rol relevante a Enap en generación. ¿Qué le parece, dado que esta industria es administrada por el sector privado?
En tanto cliente de suministro eléctrico y por la dinámica que tiene la aprobación de los proyectos, entiendo que Enap tome un rol más activo en facilitar nuevos proyectos, tal como lo hace una empresa minera como Codelco o BHP Billiton con Kelar. La parte que no entiendo es por qué Enap también va a participar como dueño en la etapa de generación. Creo que tenemos un mercado bastante competitivo. Hemos visto que van a entrar dos nuevos actores relevantes a la industria. La verdad es que no veo la lógica y, es más, veo más desventajas y problemas.
¿Qué tipo de problemas?
Seamos bien francos en esto: el rol del Estado es crear competencia y hoy tenemos competencia. La verdad es que no veo ninguna necesidad de tener a Enap en un rol de generación. Una empresa minera o petroquímica se involucra en promover y en llevar un proyecto energético a su etapa de construcción. Es la única forma, muchas veces, de controlar que los proyectos de suministro eléctrico, que son necesarios para los proyectos mineros o petroquímicos, vayan de la mano para que coincidan los timings.
¿Es un retroceso para el mercado que ingrese una empresa estatal a generar mayor competencia?
Sé que la intención primordial de la autoridad es asegurar un buen timing. No vería con buenos ojos el tema de tener a una empresa estatal en el mercado de generación, cuando hay claramente suficiente competencia y esa competencia está aumentando con el ingreso de nuevos actores.
¿Y si Enap los llamara a participar de sus proyectos?
Eso no ha ocurrido y prefiero no ponerme en una situación hipotética.
¿Les preocupa el ingreso de nuevos actores al mercado y los fectos en la participación de Colbún?
Siempre ha habido competencia, y si ésta aumenta, bienvenida sea. Mucho más importante que tener un punto más o un punto menos en la participación de mercado, es hacer buenos proyectos. A la larga, eso es lo que esperan nuestros accionistas y lo que necesita el país. Más que perseguir a cualquier costo una participación de mercado, lo que queremos hacer son buenos proyectos.
Reformas y nuevos proyectos
El gobierno está impulsando varias reformas, una de ellas la laboral. ¿Cómo ve Colbún este escenario?
Al igual que el resto de la sociedad y el mundo empresarial, estamos muy atentos a las reformas. Esto conlleva incertidumbre y nosotros abogamos para que se despeje esta incertidumbre lo antes posible.
El lunes se da a conocer la reforma laboral. ¿Esa mirada atenta se puede transformar en inquietud?
Veamos qué dice el proyecto.
¿Estas incertidumbres podrían afectar los nuevos proyectos?
Quisiéramos que se dé la nueva fase de inversiones. Nosotros tenemos Santa María II y San Pedro en carpeta. Si hipotéticamente el tema país cambiara mucho, esos proyectos se van a revaluar, porque cuando las cosas cambian mucho, por supuesto que uno revalúa. Pero hoy no estamos en ese escenario.
¿Qué hace que hoy sea factible impulsar Santa María II?
Estamos optimistas respecto de Santa María II, pero todavía no hemos tomado una decisión. Para hacerlo hay que ver el aspecto social, porque tenemos que llegar al convencimiento de que tal como lo hemos hecho en los otros casos, estamos entrando por la puerta ancha y no de espaldas a la comunidad. Tenemos todos los permisos, hemos enfrentado más de 90 fiscalizaciones sin ninguna multa o sanción, no hemos tenido fallos judiciales adversos y la central ha mostrado un muy buen desempeño ambiental. Por último, hemos demostrado que cumplimos con nuestros compromisos y que privilegiamos las buenas relaciones con nuestros vecinos. Eso nos hace ser optimistas.
¿Lo que está sucediendo con Bocamina no mancha esos logros?
Seguimos con interés el tema de Bocamina, pero cada empresa tiene sus características. Nosotros no opinamos sobre las actividades de otras empresas.
Pero sin emitir juicios, ¿podrían verse dañados esos avances?
En general, las plantas termoeléctricas enfrentan desafíos importantes en esta materia y nosotros no somos una excepción.
¿Qué otro aspecto están viendo para materializar la inversión?
También la visión comercial. Uno de los aspectos que han cambiado en el último tiempo son las proyecciones de demanda eléctrica, las que han ido a la baja. Estamos terminando de evaluar cuál es el impacto de ese nuevo escenario, el cual a todos nos ha sorprendido. Hay una baja preocupante en la estimación de demanda de parte de la CNE, no solamente para el futuro inmediato, sino que también para el mediano y largo plazo.
¿Eso puede ralentizar la incorporación de proyectos.
Claro, como pasaría en cualquier industria. No podemos generar una situación de sobreoferta.
¿Qué tan complejo están viendo el 2015?
El año 2014 fue un año menos malo que los anteriores en materia de lluvias y eso tiene su correlato en los deshielos y, por último, en el precio. Esto genera una buena expectativa para los primeros meses de 2015. Ahora, la baja demanda eléctrica ayuda, entre comillas, pero es una mala ayuda. Me resisto a aceptar esta lógica de que vamos a estresar menos al sistema eléctrico, porque el país va a crecer menos. No es una buena novedad. Estamos enfrentados, en el corto plazo, a una demanda que crece bastante menos de lo que teníamos proyectado un año atrás y tenemos que ver cómo evoluciona dicha demanda hacia adelante. No olvidemos que una planta como Santa María II tiene un tiempo de ejecución de 43 meses. Si este fenómeno de menor demanda no es transitorio, sino más bien permanente, es algo que incide sobre la rentabilidad de este proyecto. En eso hay que ser bien francos y ese es el análisis que estamos haciendo.
Licitación: «Se logró un punto de inflexión en los precios»
Una buena evaluación hace el gerente general de Colbún del reciente proceso de licitación eléctrica. Para Thomas Keller, se logró generar un punto de inflexión en términos de precios, sobre todo con la energía de los bloques tradicionales, los que, a su juicio, lograron valores 16% más bajos que en las últimas licitaciones, pero siguen un 20% más altos que los precios promedio adjudicados en el período 2006-2013. Aunque destaca que en ese entonces el contexto era distinto, ya que en esos años existía un mayor número de proyectos eléctricos y, además, se tuvo mayor presencia de iniciativas hidroeléctricas.
El ingreso de proyectos renovables no convencionales no sorprendió al ejecutivo, pues este tipo de tecnologías requieren contratos en el mercado regulado para asegurar su rentabilidad. Pero sí es cauteloso respecto del impacto que tendrá en el sistema el fuerte ingreso de las ERNC, debido al alto costo que podría generar la intermitencia que caracteriza a estas operaciones y también por sus requerimientos de transmisión, debido a que se trata de centrales ubicadas lejos de los centros de consumo. “Tenemos una especie de laboratorio en el norte del Sistema Interconectado Central, donde estamos viendo lo que está ocurriendo con las energías renovables no convencionales, que por las limitaciones en transmisión existentes no se puede evacuar toda la energía que se está generando y eso lleva a problemas, ya que las carboneras se tienen que ajustar y operar al mínimo técnico. Eso tiene un costo que alguien tiene que pagar”, dice Keller.
Ante este escenario, el ejecutivo indica que se debe avanzar en forma rápida en regular los llamados servicios complementarios. “Cómo se remunera la capacidad de responder de forma rápida a la oferta y demanda de energía tiene que ver mucho con esta intermitencia. Sé que la autoridad lo está viendo, pero con el ingreso de las energías renovables no convencionales esto se hace más urgente”, señala.
Otro tema que destaca el nuevo gerente general de Colbún es el avance que se está logrando en materia de asociatividad. El gobierno trabaja en la confección de un proyecto de ley en la materia, lo que, a juicio de Keller, es una gran oportunidad para contar con un instrumento que haga más fácil la relación con las comunidades.
“Ese es el gran propósito: facilitar la creación de vínculos de confianza con las comunidades, de institucionalizar esas relaciones y darles un cauce a las inquietudes que son genuinas de las comunidades y separarlas de algunas inquietudes que hoy hacen mucho ruido y que están apoyadas por instituciones que tienen muchos recursos, pero que no está claro a quién representan”, indica.
diciembre 23, 2014 | Industria
(Pulso) Desde que asumió su cargo, el 11 de marzo, el ministro de Energía, Máximo Pacheco, aclaró cuál sería su principal objetivo: detener la escalada alcista de los precios de la electricidad -en un verdadero rally desde que se desató la crisis del gas, en 2006- y reducir los precios de las licitaciones de energía, para morigerar las anunciadas y temidas alzas de las cuentas domiciliarias.
Pacheco nunca habló de bajar las tarifas, pues en el actual escenario eso no es posible.
En la Agenda Energética, documento presentado en mayo, Pacheco fue más allá y se comprometió a reducir los costos marginales en 30% a 2017, lo que incluso fue cuestionado desde la propia industria que veía que esa meta, en un escenario de fomento al más caro GNL -no se preveía por entonces el derrumbe de los precios del petróleo- sería inalcanzable.
Pero hasta ahora las cifras le han ido dando la razón a Pacheco y a su equipo. La primera buena noticia fue el resultado de la última licitación de suministro para las distribuidoras del SIC, en la que los precios se redujeron un 20% considerando los US$130 por MWh versus US$107 por MWh del último proceso de 2013, a lo que sumó que se llegó a cubrir casi el 90% de los requerimientos.
La segunda buena noticia la darán, apenas termine 2014, los costos marginales.
Este indicador, que refleja el costo de la producción de la última unidad de electricidad en el sistema -y que es el valor al que se transa la energía entre generadoras y al que se indexan varios contratos entre generadoras y clientes libres- se redujo en 12,2% entre 2013 y lo que va de 2014, quedando apenas nueve días para completar la estadística, por lo que no debería haber mayor variación.
Entre el 1 de enero y el 20 de diciembre de 2014, el promedio de los costos marginales en la barra Quillota 220 kV llega a US$130,5 por MWh, versus los US$148,6 por MWh del año anterior, cuestión que se explica, entre otras razones, por el aumento de la producción hidroeléctrica -que es una de las más baratas del sistema- y la arremetida de la producción renovable eólica y solar.
Se trata, además, de una cifra baja para lo que se venía observando en los últimos años, y la menor desde que se desató la crisis del gas hace ya ocho años.
Entre los expertos eléctricos hay optimismo no sólo por estos resultados, sino que también porque observan un cambio de clima entre los inversionistas, que están planteando nuevos proyectos.
Sin embargo, varios de ellos están en etapas muy preliminares y sobre nuevas centrales de potencia firme las noticias son escasas: en el SIC sólo se está construyendo la central Los Cóndores (150 MW), Alto Maipo (531 MW) y Guacolda V (152 MW). Poco, si se considera que el país requerirá unos 800 MW adicionales cada año para hacer frente al aumento de la demanda. Es este déficit el desafío que, se espera, el Ejecutivo enfrente en 2015 para derribar las trabas a la inversión y permitir que surjan nuevas iniciativas de este tipo.
[E-CL pronostica colocar el 36% de su energía en el SIC en cinco años]
Balance positivo
“2014 fue un año muy bueno. El resultado de las licitaciones es bastante positivo, porque se logró bajar el precio de las ofertas que se recibieron. En primer término gracias a la incorporación de las ERNC, aunque es una baja proporción, pero igual ayuda. También en lo que destaca es la presencia de nuevos actores, como la gente del proyecto Bío Bío Genera, y el grupo Suez que incursiona con mayor fuerza en el SIC. Eso es súper bueno desde la perspectiva de la competencia, lo que a la larga hace bajar los precios”, explica María Isabel González, ex secretaria ejecutiva de la CNE y gerenta general de la consultora Energética.
En relación con la baja de los costos marginales, agrega que esto se relaciona directamente con los niveles hidrológicos y el menor uso de petróleo diésel, que marca los peak de costos en el sistema.
“Si es un año hidrológico bueno no hay necesidad de usar las centrales a diésel, que encarecen la operación del sistema. En ese contexto es importante que sean centrales eficientes las que den el último KWh. Sin embargo, también vamos a tener un efecto positivo con los precios del petróleo. Si alguien va a usar diésel o petróleo pesado igual será más barato, eso es lo que se prevé”, añade.
“En general, la apreciación que existe es buena. Esto principalmente por la licitación reciente y la entrada de nuevos actores con los proyectos que vienen. Me parece que esto es muy positivo. Creo que se debe principalmente a mayor confianza que tienen los actores o inversionistas del sector respecto a señales que han estado viendo de parte de la autoridad. En general, esa confianza se debe al apoyo que aparece detrás de determinados proyectos que son importantes, como Alto Maipo”, complementa el socio de Synex, Renato Agurto.
¿Qué se espera para 2015?
El director del Centro de Innovación en Energía de la U. Adolfo Ibáñez, Carlos Silva, plantea que el sector energético continuará consolidando su recuperación en base a los objetivos de la Agenda Energética, con un incremento de la oferta tanto de la mano de proyectos convencionales como de renovables.
Sin embargo, cree que es necesario moderar las expectativas. “Este incremento continuará presionando a la baja los precios. Sin embargo, no se espera que esta baja se traduzca en menores precios a los consumidores en el corto plazo, debido a la inercia que tiene el sector por los mecanismos de licitaciones”.
Aún con ello, Silva ve espacio para que los costos marginales sigan bajando. “Sin duda que aun hay mucho espacio para bajar los costos marginales, en especial en el SIC, que tiene una base de comparación muy alta. Hay que recordar que el SING tiene costos mucho más moderados. En este punto existe un desafío adicional para el ejecutivo. En duda existe el convencimiento de que es positivo para el sistema la inclusión de mayores porcentaje de ERNC, sin embargo, los precios altos fueron el gran motor para el desarrollo de las renovables, sobretodo en el norte del SIC”, puntualiza.
