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.
junio 2, 2016 | Mundo
(Pulso) El 2015 fue el mejor año para las energías renovables gracias a la puesta en marcha de instalaciones capaces de generar 147 gigavatios de electricidad, el mayor incremento en la historia, indica un informe divulgado hoy.
El informe «Renewables 2016 Global Status Report», de la organización REN21 -una organización vinculada al Programa Medioambiental de las Naciones Unidas (PNUMA)-, señaló que las inversiones en renovables también alcanzaron niveles históricos en 2015: US$286.000 millones.
Esta cifra no contabiliza las inversiones en grandes plantas de energía hidráulica (de más de 50 megavatios).
REN21 explicó que el aumento se produjo en gran parte porque «las energías renovables ahora son competitivas» con combustibles fósiles en muchos mercados.
Además, la inmensa mayoría de países del mundo (146) tiene en marcha políticas para apoyar los objetivos de energía renovable.
A estos dos factores se añaden el mejor acceso a financiación, preocupaciones sobre la seguridad energética y el medio ambiente y «la creciente demanda de servicios modernos de energía en economías desarrolladas y emergentes».
[Colbún adjudica contrato de energía solar por 15 años a Total y SunPower]
mayo 31, 2016 | Industria
(Radio Biobío) Un corte de luz sorprendió a muchas personas en Concepción, Hualpén y Talcahuano, quienes tuvieron que esperar un poco más de una hora para que el suministro de energía volviera a sus hogares y lugares de trabajo.
En un comunicado entregado por la Compañía General de Electricidad (CGE), la empresa señaló que la falla ocurrió a las 13:32 horas, debido a una falla en la línea de transmisión de 154kv, perteneciente a la empresa Transnet, siendo normalizada la situación en un 100% a las 14:43 horas en las tres comunas afectadas.
Tras esta situación, desde la Seremi de Energía señalaron que se realizará una investigación protocolar para dar con las razones que provocaron el corte de luz. Así explicó Carola Venegas, seremi de la cartera
La seremi también señaló que los resultados se presentan a la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, quien resolverá si las causas ameritan sanciones y eventuales compensaciones.
Desde la CGE informaron que seguirán los protocolos correspondientes en coordinación con la Seremi para esclarecer los motivos de este sorpresivo corte de luz.
