junio 14, 2016 | Industria
Con la presencia del ministro de Energía, Máximo Pacheco, y autoridades locales, se llevó a cabo la inauguración de la planta fotovoltaica “Altos del Paico”, proyecto desarrollado por la empresa SunEnerGreen en conjunto con Cintac Solar, ubicado en la comuna de El Monte, el cual comprende, en su totalidad, la instalación de una planta solar de 2.1 MW, con una inversión de cuatro millones de dólares.
“Esta planta solar que inauguramos hoy, fruto del trabajo y el empeño de la familia Lagos – Olavarrieta, nos demuestra cómo podemos ir avanzando en infraestructura, a través de distintas escalas. El viento, el sol, el agua, la biomasa, la geotermia son fuentes que no sólo nos permiten tener una energía más económica y sustentable, sino que también nos entregan mayor autonomía, porque automáticamente bajamos nuestra dependencia a la importación de combustibles”, sostuvo el Secretario de Estado.
En una primera etapa, el proyecto “Altos del Paico” contará con una capacidad de 0.5 MW cuya inversión fue de un millón de dólares, siendo financiada por el Banco del Estado y Corfo. La energía producida será conducida por una línea privada de 13,2 kV y entregada al SIC, para posteriormente, ser inyectada en la Subestación El Paico.
“Sabemos que nuestro país carece de energías fósiles como el gas o petróleo; también sabemos que debemos ser responsables con el medio ambiente. Por lo mismo, nuestra planta nos llena de orgullo, ya que estamos impulsando un pequeño proyecto de ERNC sustentable y que nos permitirá satisfacer nuestras necesidades como pequeños empresarios”, señaló Hipólito Lagos, presidente del directorio de SunEnerGreen S.A. y fundador de dicho proyecto.
Este proyecto se caracteriza por ser un Pequeño Medio de Generación Distribuida (PMGD), es decir, de menos de 9 MW, que están conectados a la red de distribución. Este tipo de proyectos aprovecha dichas líneas para generar energía e inyectarla directamente a la red.
junio 9, 2016 | Industria
(df.cl) Ayer se retomó en la Comisión de Energía y Minería del Senado el proyecto de ley que regulará la distribución de gas por redes y establece el sistema para tarificar a aquellas empresas que excedan los niveles de rentabilidad que sean fijados.
En este marco, el Ministerio de Energía repondrá, a través de una indicación que será presentada hacia principios de julio, uno de los puntos que ha centrado el debate: la tasa de costo de capital (TCC) que la autoridad en su propuesta inicial fijó en 6%, porcentaje que fue eliminado durante la discusión de la iniciativa en la Cámara, que aprobó el proyecto en septiembre pasado.
Considerando que el proyecto considera añadir un spread de 3%, finalmente la rentabilidad que pueden tener las distribuidoras del hidrocarburo alcanzará al 9%, nivel inferior al 11% vigente en la actualidad y quien lo exceda será sometido a regulación de sus tarifas.
El titular de Energía, Máximo Pacheco, explicó ante los senadores que la reducción del spread se aplicará en forma gradual, en tramos de 0,5%, con el objetivo de asegurar a futuro la expansión de las redes a otras zonas del país.
“Este proyecto no es sólo para beneficiar a los consumidores, para que se respete el máximo de rentabilidad permitido por la ley para la distribución de gas, sino también para que promueva la inversión en el sector”, dijo.
Asegurar expansión
Las indicaciones del Ejecutivo también consideran la aplicación de un régimen “transitorio” para las nuevas expansiones, para las que se mantendrá la tasa de retorno del 11% que regirá por 15 años para las nuevas zonas de concesión o en las expansiones que estén en ejecución o que vayan a comenzar su construcción en los próximos diez años.
“Nos parece razonable crear un espacio para que eso sea así”, dijo Pacheco.
En la industria habían advertido que una baja muy radical en la tasa de rentabilidad ponía en riesgo el plan del gobierno de “gasificar” el país, aumentando la presencia geográfica de la distribución de gas natural por redes.
Con este tratamiento, las inversiones anunciadas por firmas como Metrogas, GasValpo e Intergas, quedarán bajo este régimen.
Sobre las conversiones, que es el gasto para adecuar los artefactos domésticos, cuya contabilidad como activo enfrentó públicamente al gobierno y a Metrogas, se permitirá que para efectos del chequeo de rentabilidad, las empresas amorticen ese gasto en un período de 10 años.
División de Metrogas
Un elemento que llamó la atención en la presentación de Pacheco y que podría generar polémica es que la iniciativa legal salió al paso de la decisión que recientemente tomaron los accionistas de Metrogas para separar el negocio de aprovisionamiento del de distribución, como una forma de hacer frente a esta normativa.
En este sentido, el proyecto de ley no diferencia entre estos dos niveles en el caso en que se trate de empresas relacionadas y establece un passthrough o traspaso del precio al que la primera accede al hidrocarburo.
PRESIDENTE DE INTERGAS: «ACÁ SE VA A PARAR EL PLAN DE INVERSIONES»
«Acá se va a parar el plan de inversiones, no sigo invirtiendo de esta forma, y ahora voy a tardar años en recuperar mi inversión».
Así de categórico es el presidente de la distribuidora Intergas, que opera en la Región de la Araucanía, el italiano Stefano Garilli, en su evaluación del proyecto de ley que regulará la distribución de gas por redes.
El empresario sostiene que al eliminarse en la iniciativa el papel que el TDLC jugaba en el proceso de tarificación, y «asumir que todas operan como monopolio», la autoridad estableció un cambio a las reglas, el cual califica de grave.
«El proyecto de ley es un desastre para todas las áreas del sur», sostiene Garilli, ya que a su juicio impediría la expansión de las redes al dejar a las empresas en una situación de menoscabo respecto a otros combustibles no regulados, como la leña.
Señaló que ha mantenido reuniones al más alto nivel para «corregir» el proyecto de ley, entre ellas citas con los ministros de Hacienda y Economía, a los que la firma ha pedido interceder en el tema.
«Nos hemos reunido varias veces. También con el embajador italiano, que está muy preocupado por esto. El tema también se habló durante la visita que Matteo Renzi (primer ministro italiano) hizo a la presidenta Bachelet», dijo.
Garilli agregó que está analizando los caminos para impugnar el proyecto y una es recurrir a tribunales. «Vamos a acudir a todas las instancias, tanto en Chile como en Italia», concluyó.
Tarificación
Las indicaciones que presentará el Ejecutivo apuntan al proceso de chequeo anual de rentabilidad de esta industria.
Se utilizarán períodos móviles de tres años, promediando las rentabilidades de las empresas.
En caso de que una empresa exceda la tasa de rentabilidad en un rango de hasta 0,2% podrá optar a no ser tarificada a cambio del pago de una multa equivalente a a la devolución a los clientes del exceso más 50%.
Los clientes residenciales y comerciales accederán a tarifas garantizadas. En el caso de clientes industriales estos podrán optar a ser clientes libres o regulados, a partir de un determinado rango de consumo.
En caso de que una empresa sea tarificada podrá solicitar al TDLC salir de esa categoría, para lo cual tendrá que demostrar una serie de factores.
junio 8, 2016
El aniversario 25 de Revista ELECTRICIDAD coincide con la adolescencia y madurez de la nueva institucionalidad y marco regulatorio diseñados en los años ochenta, aplicados a una industria operada 100% por el sector privado que ha multiplicado por cinco la potencia instalada desde 1990.
En términos generales se puede aseverar que el continuo crecimiento de la demanda ha sido abastecido satisfactoriamente en términos de cobertura, confiabilidad y economía. Notable ha sido la capacidad de adaptación del mercado eléctrico y de sus regulaciones a los distintos shocks y cambios tecnológicos.
Si tuviéramos que sintetizarlos podríamos destacar cuatro períodos en que se enfrentaron y resolvieron desafíos significativos:
- De 1990 hasta 1997: Se marca la consolidación, por parte del nuevo Gobierno, del marco regulatorio establecido por el Gobierno Militar. Durante este período el desarrollo está guiado por las tecnologías a carbón e hidroelectricidad.
- 1998 a 2004: La llegada de gas argentino a muy bajo costo produce un cambio tecnológico significativo, con el desarrollo de centrales a gas y una baja de alrededor del 50% en los precios mayoristas de electricidad. Esta etapa termina con el inicio de los cortes de gas desde Argentina.
- 2005 a 2013: Se caracteriza por el violento impacto de los cortes de gas en los precios, la consecuente desregulación de los precios de venta a las distribuidoras, e iniciativas público-privadas que permiten la instalación de terminales de regasificación de GNL. Adicionalmente en 2010 se crea el Ministerio de Energía y la CNE asume el rol exclusivamente de regulador. Desde mediados de ese período se vuelve a una matriz de desarrollo basada en carbón e hidroelectricidad, así como al uso de GNL en algunas de las centrales que antes usaban gas argentino. Sin embargo, las oposiciones ambientales y de comunidades, así como la burocracia, llevan a paralizar proyectos emblemáticos a carbón e hidroeléctricos, creando un ambiente de poca oferta frente a la creciente demanda, lo que se traduce en elevados precios de contratos.
- Período actual: Se caracteriza por una conjunción de elementos como la promulgación de regulaciones que bajan el riesgo a nuevos entrantes en generación, mucho menor crecimiento de la demanda, fuerte caída del precio de los combustibles y sobre todo una explosión de proyectos ERNC. Las razones para este desarrollo radican inicialmente en los altos precios spot que prevalecieron hasta 2014, la facilidad para obtener aprobaciones ambientales y los cortísimos plazos de ejecución de los proyectos, y con posterioridad a la baja de precios spot a la creación de ventanas de acceso a las licitaciones de distribuidoras y la baja impresionante de sus costos.
Pensando en el futuro, podemos ver que se vive una nueva revolución tecnológica principalmente en generación solar fotovoltaica y de concentración, energía eólica y sistemas de almacenamiento como baterías, centrales de bombeo o de embalse. Sin lugar a dudas, esto cambiará la matriz energética de nuestro país y Revista ELECTRICIDAD seguirá siendo un testigo fiel de esta evolución.
junio 8, 2016
A comienzos de este año, el directorio del CDEC-SIC adoptó un acuerdo que puede tener impactos relevantes en el tratamiento de los costos declarados para efectos de la determinación del costo marginal.
Mediante acuerdo adoptado por su directorio dispuso que, con el fin de optimizar la operación del sistema, el costo variable combustible de las unidades que utilicen gas disponible bajo el esquema take or pay, será igual a cero durante el período de programación.
El origen de la disposición provendría de la necesidad de que efectivamente el ente coordinador pueda contar con la información correspondiente al costo variable y la disponibilidad de cada central térmica, en forma previa a la operación.
En el mercado de los sistemas eléctricos, los generadores transan energía al costo marginal que el CDEC respectivo calcula en intervalos horarios, los que dependen de las distintas unidades generadoras despachadas centralizadamente por orden de mérito de sus costos variables en orden creciente que informan las mismas empresas generadoras. Esto deriva de uno de los principios fundamentales del sistema eléctrico chileno, conforme al cual las instalaciones eléctricas deben sujetarse a la coordinación de los CDEC.
Los combustibles son el principal insumo de las generadoras eléctricas y son la parte fundamental de sus costos variables. Los costos variables que deben considerarse son aquellos relacionados con la cadena de suministro en que se involucra la firma generadora y los que deriven de las condiciones contractuales. Sin embargo, las empresas que utilizan GNL como combustible, pueden enfrentar una incertidumbre considerable respecto de la proyección del despacho económico de sus unidades. Esto se debe a que los contratos de uso generalizado presentan rigideces importantes en cuanto a la programación anticipada del suministro atendidas las limitaciones de almacenamiento y de logística del transporte y a la inclusión de cláusulas take or pay. En la práctica, lo anterior significa que la valorización de los costos variables que se asigne respecto de los suministros de GNL que se declaren por las empresas generadoras, va a depender de las condiciones contractuales de cada una de ellas y de si las mismas permiten un uso alternativo para el combustible.
Cabe recordar que el Panel de Expertos resolvió una discrepancia en 2011 planteada por Codelco sobre este particular, en la cual la principal conclusión del Panel fue que la ley le confiere a la información un valor estratégico y no establece limitaciones para el aporte de la misma a los fines de la coordinación. La importancia del acuerdo del Cdec es que fija una regla aplicable en línea con la práctica más generalizada de mercado, en el sentido que el costo de oportunidad del combustible sería el correcto criterio de su valorización en contratos con condiciones take or pay.
Este tema es abordado en extenso en otra publicación donde se analiza el caso norteamericano y la experiencia en el mercado chileno, la que se encuentra en proceso de edición.
junio 6, 2016 | Industria
(DF.cl) Las pérdidas por $ 841 millones que Gasco informó al cierre del primer trimestre dejaron en evidencia el efecto de la división del negocio de gas natural, que está radicado en Metrogas, firma que en los próximos meses quedará bajo el control de la española Gas Natural Fenosa (GNF).
La firma ratificó esta situación en su análisis razonado, “lo anterior, (la pérdida) explicado principalmente por los efectos de la división de la Sociedad, donde el sector de gas natural, que fue asignado a la sociedad escindida de la división, a partir del 01 de enero de 2016, dejó de contribuir a los resultados de Gasco, sin embargo en el período anterior, este sector aportó una utilidad consolidada de $ 8.981 millones”.
Aunque en la industria explican que en este resultado también influyeron factores estacionales, es decir, que tradicionalmente el primer y el cuatro trimestre, cuando las temperaturas son más altas, los números se resienten.
Además, en esta ocasión también influyó la caída en el resultado de la filial Gasmar, la firma que importa el gas licuado y que hace unos meses dejó de abastecer a Lipigas, el mayor actor de esa industria.
Sin duda, aseguran en el mercado, este desempeño en solitario del negocio de gas licuado lleva a pensar que a partir de los próximos meses Gasco, ahora bajo el control de la familia Pérez Cruz, asumirá la tarea de “seguir creando valor a partir de lo que es”.
Eventualmente, dicen algunos, esa labor podría ser más sencilla con la participación de un socio, algo que según rumores los futuros controladores de la empresa ya estarían buscando, incluso con el apoyo de un banco de inversión.
Gas versus gas
Aunque el negocio del gas natural tiene un peso innegable, las opciones que la distribuidora tiene en el mercado del gas licuado no están agotadas aunque según coinciden especialistas todo apuntará básicamente a una competencia contra el gas natural por redes y no contra otros combustibles. En el sector comentan que afortunadamente para Gasco, este proceso de innovación para incrementar el peso del gas licuado de petróleo (GLP)en las matrices de consumo residencial, industrial y de transporte, se da en un momento en que el precio de ambos hidrocarburos puesto en Chile es prácticamente el mismo y se ubica por debajo de los US$ 10 por millón de BTU.
El costo asociado al tratamiento del gas natural licuado (GNL), es decir, su transporte y regasificación es lo que acerca los precios, ya que a nivel de marcadores, Henry Hub para el GNL y Mont Belvieu para el GLP, los valores se distancian.
Independencia
Se espera que la próxima semana la Superintendencia de Valores y Seguros (SVS) pudiera pronunciarse respecto de la inscripción de Gas Natural Chile, la sociedad que se quedará con el negocio de gas natural de Gasco, lo que activará los plazos para lanzar la OPA cruzada, lo que podría suceder hacia fines de julio. Esto implicará la independencia de Gasco y el inicio de su nueva etapa.
