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El pulso del carbón en Chile

El pulso del carbón en Chile

(Revista ELECTRICIDAD 192) El carbón seguirá siendo un combustible clave en la matriz energética nacional en el corto y mediano plazo, aunque también debe enfrentar desafíos no menores: la presión que genera la baja en el precio del petróleo, la mayor competencia que supone el ingreso de otras tecnologías como el GNL y las energías renovables, que ya representan más del 12% en el SING y SIC, además de los mayores costos tecnológicos para reducir las emisiones, según sostienen a Revista ELECTRICIDAD especialistas y actores de la industria.

Actualmente esta fuente energética es la más usada después de la hidroelectricidad, totalizando 4.617 MW de capacidad instalada en el SING (2.121 MW) y el SIC (2.496 MW), según indica el reporte de febrero de Generadoras de Chile A.G.

El director de Estudios y Contenidos de este gremio, Rodrigo Solís, afirma que “del total de energía eléctrica generada en Chile en 2015, en el SING y SIC, un 36% provino de centrales a carbón; en el SING representó el 76% y en el SIC el 22%”, precisando que esta participación en la matriz aumentará en el norte grande debido a la entrada en operación de las centrales Cochrane I (primer semestre de 2016) y Cochrane II (segundo semestre de 2016), ambas de 236 MW.

De acuerdo a los datos entregados por AES Gener a este medio “durante los últimos cuatro años el carbón representó, aproximadamente, un 42% de la matriz eléctrica chilena, valor muy similar a la participación mundial del carbón en la generación eléctrica, que el año 2013 alcanzó un 41%”.

Tomando en cuenta estas cifras, Sergio Barrientos, gerente general de Surenergía, destaca que el carbón continuará siendo un combustible clave para los sistemas eléctricos, puesto que “una de sus más importantes características es que entregan un bloque base de energía, que es permanente, confiable y económico”.

Esto es compartido por Hugh Rudnick, director de Systep, quien indica que el carbón “es un combustible que se va a mantener importante en la generación eléctrica, independiente de que se haya reducido el precio del petróleo y del gas, porque el carbón sigue siendo el combustible más económico”.

Cristian Hermansen, presidente del Colegio de Ingenieros, señala que la participación del carbón será relevante en el corto y mediano plazo “por formar parte de una matriz de generación diversificada, que se complementa con la generación renovable”.

Rodrigo Solís añade que el carbón, como uso de combustible primario, “es el que en términos relativos a otros combustibles o fuentes de energía presenta generalmente mejores condiciones de tipo económicas en cuanto a costos, es por eso que ha sido históricamente el combustible de mayor uso a nivel mundial (hoy representa cerca del 30% de la matiz de energía primaria global). Considerando además que, según distintas estimaciones, existen reservas de carbón para más de 100 años de producción, es posible esperar que su uso masivo se mantenga por varios años, más aún si se mantiene la baja en los precios que han experimentado los combustibles fósiles convencionales en los últimos meses”.

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Escenario internacional
La caída en el precio del petróleo en los mercados internacionales arrastró también al carbón. De acuerdo a los datos del Banco Mundial, entre julio y diciembre del año pasado el valor del carbón colombiano bajó de US$52 a US$45 por tonelada métrica. Cabe destacar que el país cafetero es uno de los principales proveedores para Chile de este combustible.

Por otro lado, el último “Informe de mediano plazo del mercado del carbón 2015”, publicado en diciembre pasado por la Agencia Internacional de Energía (AIE) consigna que “los precios siguen estando en niveles bajos. En diciembre los precios del carbón importado en Europa cayeron por debajo de US$50 por tonelada métrica, niveles no vistos en una década. El persistente exceso de oferta y la contracción de la demanda en China y en otros lugares sugieren que los precios se mantendrán bajo presión hasta 2020”.

Sergio Barrientos asegura que la situación del carbón “se ve un tanto complicada, producto de que los grandes mercados (como China) han disminuido la demanda por este combustible fósil. Vemos en Australia efectos grandes como minas cerradas, pero si se mira en el largo plazo el carbón seguirá siendo una alternativa conveniente, así que debiera tener su espacio”.

El análisis entregado desde AES Gener sostiene que las curvas de precios futuros de carbón internacional “evidencian que la baja experimentada en los últimos dos años continuará por los siguientes meses, influenciada principalmente por la diferencia entre niveles de oferta y demanda proyectados, al igual que en la mayoría de los combustibles”.

“Como resultado de esta tendencia, los distintos países exportadores de carbón han modificado su posición relativa respecto de su competitividad en Chile. En consecuencia, se espera en 2016 una mayor diversidad de orígenes con participación de carbón australiano, colombiano y estadounidense”, agrega el informe de la empresa.

Para Guillermo Hernández, gerente regional de Mina Invierno, el exceso de oferta y la baja de precios del carbón se explica por “el aumento de producción por el ingreso de nuevas operaciones mineras en los últimos años y el fenómeno del shale gas en Estados Unidos, que ha incrementado la oferta de gas en ese país, reduciendo la demanda por carbón y generando excedentes para la exportación”.

El ejecutivo precisa que la menor demanda china se debe a la reducción de importaciones de carbón “con una serie de medidas orientadas a fortalecer su producción interna. Esto último fue fuertemente observado durante todo 2015, afectando en mayor medida a los productores de Indonesia (el mayor exportador de este mineral a nivel mundial), pero sus efectos tienen incidencia en los precios a nivel global”.

“El escenario de precios continuará deprimido y no se advierten señales de una recuperación en el mediano plazo. Esta situación nos ha llevado a trabajar con menores niveles de producción respecto de nuestra capacidad instalada, buscando minimizar los impactos financieros que son consecuencia de un prolongado escenario de bajos precios”, agrega Hernández.

El ejecutivo asevera que, en este escenario, el desafío para Mina Invierno “es ganar eficiencia, productividad y reducir costos para ser capaces de enfrentar el escenario de crisis”, por lo que han realizado medidas estructurales, “como la maximización del relleno interior de la mina, el control de las infiltraciones de agua y, por supuesto, la incorporación de la tronadura como método complementario a la extracción de estéril”.

Esto último es de vital importancia para evitar el deterioro de nuestros equipos de extracción de estéril, ya que no están diseñadas para excavar roca de alta dureza que se presenta en algunos niveles de la mina, lo que requiere de la aprobación de una declaración de impacto ambiental actualmente en curso.

Si bien el cuadro es complejo, en el corto plazo Guillermo Jiménez, director del Centro de Energía de la Universidad de Chile, señala que el carbón seguirá teniendo una cuota importante en el mercado mundial.

“China y Estados Unidos todavía tienen una capacidad bastante significativa en base a carbón y es complejo pensar que en el corto plazo ellos vayan a migrar hacia otra matriz, así que el mercado internacional está marcado por estos dos grandes consumidores como una alternativa estable para la generación eléctrica”, precisa.

Desafíos

A juicio de los especialistas el principal desafío a largo plazo que enfrenta el carbón es la adaptación tecnológica debido a las presiones internacionales para reducir las emisiones, como se estableció en los acuerdos de la Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (COP 21), realizada en diciembre pasado en París, donde se planteó la necesidad de emprender mejoras tecnológicas para bajar la emisión de gases invernadero en el sector energético.

En esta línea, Rodrigo Solís plantea que “los compromisos anunciados en la COP21, bajo este nuevo escenario de precios de los combustibles fósiles, se realizó también apostando a mayores gastos en investigación e innovación de modo de lograr lo más pronto posible el desarrollo comercial, seguro y competitivo de la tecnología de mitigación de emisiones aplicada a la generación eléctrica en base a combustibles fósiles, de modo de conciliar su uso con las aspiraciones de menores emisiones”.

Ramón Galaz, gerente general de Valgesta, sostiene que “lo que vamos a ver en los próximos diez años es mucho desarrollo tecnológico para que estas plantas a carbón entren a precio competitivo a este mercado o vamos a ir viendo que estas energías puedan ir desapareciendo. Estamos en un punto de inflexión en que este combustible está siendo cuestionado a nivel mundial y debe reinventarse o incorporar desarrollo tecnológico para poder seguir participando como lo ha hecho hasta hoy”.

Similar visión tiene Cristian Hermansen, quien asegura que el desafío más relevante actualmente para la generación a carbón “es responder económicamente a las regulaciones de las emisiones contaminantes, en particular para las unidades generadoras más antiguas, por lo que el trabajo de los ingenieros en torno al sector carbón, es mantenerse debidamente actualizados de los cambios tecnológicos y operativos en el proceso productivo del mineral y de la generación de electricidad”.

Francisco Leiva, gerente Mercado Eléctrico e Ingeniería y Sistemas de KAS Ingeniería indica que el futuro de Chile lo veo con alta penetración ERNC con una política de mercado correcta, e incluso sin subsidio, reduciendo drásticamente la generación a carbón favoreciendo termo-solares, geotérmica y otras que desplazarán al carbón por sus menores costos variables de operación”.

Como desafío local Guillermo Jiménez señala que “en el escenario de la interconexión SIC-SING se debe ver cómo competir con las diversas tecnologías, aunque el carbón seguirá estando presente en el corto y mediano plazo porque es una tecnología de base probada”.

Conclusiones

  • El carbón continúa siendo una tecnología relevante en la generación eléctrica del país, especialmente en el SING, donde alcanzó una participación de 76% en 2015.
  • La baja demanda de China y la producción de shale gas en Estados Unidos han generado un exceso de oferta a nivel mundial, manteniendo a la baja los precios del carbón, lo que genera un cuadro más complejo para su producción.
  • El desafío de la industria carbonífera es avanzar hacia la conversión tecnológica para reducir las emisiones de gases invernadero, especialmente frente a la presión de otras fuentes como el GNL y las ERNC.

Verdes hasta ahí no más: caída del petróleo golpea a empresas ERNC

(Diario Financiero) A pesar de las alzas -bastante moderadas-, que ha registrado el petróleo en las últimas jornadas, lo cierto es que sus valores se mantienen en niveles históricamente bajos. Y bastó eso para que las tan en boga acciones de empresas enfocadas en Energías Renovables no Convencionales (ERNC) sintieran el impacto.

De esta forma, el sector pasó a vivir un verdadero boom desde comienzos de 2015, por la mayor necesidad de infraestructura para nuevos proyectos, además de los subsidios que varios estados en EEUU otorgaban para que sus habitantes se cambiaran a energías verdes.

Pero nada hacía presagiar el desplome del petróleo. Ni que los subsidios, en varios casos, fueran eliminados por recortes presupuestarios.

Así, en lo que va de 2016, el S&P Global Clean Energy -índice que agrupa a las 30 compañías productoras de energías renovables no convencionales más importantes a nivel global-, ha caído 14,05%, mientras que en capitalización bursátil han perdido US$ 15.012,81 millones durante los dos primeros meses del año.

Las tres empresas que lideran las bajas son norteamericanas, y caen más de 40% en este periodo. Se trata de Solarcity Corp, Terraform Global inc y Rec Silicon Asa, las que retroceden 62,73%, 46,78% y 40,05%, respectivamente.

Por su parte, las que se salvan de las pérdidas son la neozelandesa Meridian Energy, la española Gamesa Corp Tecnologica y la estadounidense First Solar Inc. Las tres logran aumentos en su capitalización bursátil en lo que va del año, de 0,11%, 10,34% y 12,18%, cada una.

Coletazos de los commodities

No es novedad que los principales competidores de las plantas solares y eólicas son precisamente las energías convencionales, como lo es el crudo y el gas, cuyas caídas en los precios están complicando sus pares alternativas.

De acuerdo a un analista del mercado, la caída de los precios de los commodities no sólo las ha complicado en términos de disminuir su uso, “sino que también porque ha provocado una reducción en el potencial de crecimiento futuro de estas compañías, el cual se ha ido diluyendo luego de este cambio en el panorama de precio”.

Y es que, hasta ese cambio de panorama, uno de los principales atractivos que el mercado veía en los papeles de las compañías de energías renovables no convencionales era su alto potencial de crecimiento.

Pero por qué las estadounidenses son las más afectadas. En el país del norte hace años que no se produce energía a base de derivados del petróleo. Sin embargo, las plantas de gas natural sí son muy relevantes, señala otra fuente del mercado. Y la caída en el precio de ese commodity ha hecho lo suyo.

Eso no es todo, las compañías de energía renovables no convencionales califican como defensivas y dividenderas, por lo que se vieron afectadas negativamente luego de los pronósticos de alzas de tasas por parte de la Fed.

Gas Natural cae 91% desde peak de 2003

Uno de los factores que más ha incidido enla desvalorización de las acciones de empresas de ERNC ha sido la caída en los precios de los combustibles fósiles, sus principales competidores en lo que a la generación eléctrica se refiere.

En este escenario, lo que ha ocurrido con el gas natural y el petróleo es muy relevante, dada las fuertes bajas que han registrados desde su mayor valor. En el primer caso, de acuerdo al Henry Hub Natural Gas Spot Price, el commodity ha registrado una baja en su valor de 91,49%, desde el 25 de febrero de 2003, para llegar a los US$ 1,5675 actuales. Mientras, el petróleo registra una caída de 76,3% desde el 3 de julio de 2008. Cerró ayer en 34,44.

[Crisis ERNC obliga a empresas a desprenderse de contratos adjudicados en licitaciones]

Crisis ERNC obliga a empresas a desprenderse de contratos adjudicados en licitaciones

Crisis ERNC obliga a empresas a desprenderse de contratos adjudicados en licitaciones

(Diario Financiero) La creciente presencia de la Energía Renovable No Convencional (ERNC) en el mix de generación del país, que el año pasado en el mayor sistema eléctrico del país, el Interconectado Central (SIC), explicó más del 13% de la generación total, en alguna medida ha ocultado el incierto momento que en el plano financiero vive esta industria a nivel local.

La confluencia de factores negativos a nivel local e internacional tiene contra las cuerdas a esta productiva industria, particularmente a aquellas empresas que aún no han construido sus proyectos y que ante la imposibilidad de concretar sus proyectos, optaron por desprenderse de los contratos que se adjudicaron en las dos últimas licitaciones de suministro para distribuidoras.

La autoridad celebró el resultado de esas dos subastas, precisamente, por la alta concurrencia de las ERNC.

La caída en el costo de la energía, que en enero, tanto en el SIC como en la red del Norte Grande (SING) estuvo por debajo de los US$ 50 por MWh, es el factor que tiene en jaque a los actores de las ERNC, aunque no son los únicos afectados.

El director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables, Carlos Finat, explicó que el escenario actual de costos marginales bajos es el resultado de varios factores. Primero los efectos de las restricciones del actual sistema de transmisión y de las limitaciones operativas de centrales convencionales, que provocan situaciones de desacople de costos marginales y que, especialmente en el Norte Chico, llevan a que haya horas con costo marginal cero.

A ello se suma el elemento externo de la fuerte caída de precios de los combustibles fósiles, que en general definen el costo marginal y añade que una normativa aún incompleta para la definición de ciertos costos que informan las generadoras también afecta.

Algunas firmas también se han visto arrastradas por los problemas que sus matrices tienen en otros países, como es el caso de Abenoga, Sunedison o Renovalia.

“La persistencia de estos factores en el futuro presenta distintos grados de incertidumbre”, precisó el timonel de Acera, quien pese a lo anterior descartó que la situación actual sea estructural y se instale de manera permanente en el mercado eléctrico.

Un conocedor de este mercado añade que en estas circunstancias los únicos que están en una posición menos mala son los que tienen instalaciones en operación, pues están en un mejor pie para salir a contratar su energía, que es la única forma de asegurar flujos.

Cambio en el modelo

En lo inmediato, comentó un ejecutivo de una empresa ERNC, la coyuntura obligó a cambiar el modelo de desarrollo de este tipo de proyectos, que en muchos casos se construían apostando a la venta de su producción en el mercado spot que tenía precios más altos.

Esa fórmula ahora es inviable, ya que los bancos, enterados de esta situación desfavorable, elevaron sus requerimientos y si antes para entregar financiamiento pedían tener contratado el 30% de la producción, hoy ese porcentaje no baja del 70%.

Es precisamente esta necesidad de estabilizar los ingresos la que dio sustento a los traspasos de contratos, que en el caso de aquellos adjudicados en las licitaciones de las distribuidoras estaban asociados a proyectos aún en el papel.

En la industria confirman que en este momento están vigentes al menos tres procesos de venta con distintos grados de avance. Si bien la oferta incluye el proyecto a desarrollar y el contrato, en general el interés es sólo por el abastecimiento.

“La actual señal de costo marginal incentivará a las empresas para buscar cerrar contratos de suministro con clientes regulados (distribuidoras) y con clientes libres. Es una tendencia que se observa desde el año pasado”, dijo Finat. Los cambios a la ley que regula estas subastas permitieron la venta de estas obligaciones, lo que ha sido bien recibido por las empresas que saben que no podrán construir sus centrales, ya que así se evitan el pago de multas (ver nota relacionada).

El mal momento económico del sector ERNC local ha sido reportado por las empresas. Un caso es Etrion que, en su más reciente reporte de resultados, reconoció la fuerte merma de sus ingresos e informó el congelamiento de su plan de inversiones, que consideraba dos proyectos solares adicionales a uno que ya operan y donde tienen de socios a la francesa Total, a la espera de contratar un porcentaje mayoritario de la producción esperada.

CNE modificará sistema de subastas para evitar especulación

Desincentivar la especulación. Con ese objetivo en mente, la Comisión Nacional de Energía (CNE) modificará las bases de la licitación eléctrica que se realizará a mediados de año, y en la cual se ofrecerán contratos a largo plazo para abastecer al sector regulado por unos 13.000 GWh, el mayor volumen desde que existe este mecanismo.

El secretario ejecutivo del organismo, Andrés Romero, explicó que estaban analizando este tema y en paralelo recogieron la inquietud planteada por algunos generadores, respecto a que el diseño de las subastas abría espacio para algún tipo de especulación con lo contratos y la presentación de proyectos «fantasma», con el sólo objetivo de adjudicarse algún bloque de suministro, pero sin tener la intención de desarrollar centrales eléctricas para cubrir esa demanda de energía.

«Lo que intentamos evitar con esto es que se presenten ofertas arriesgadas», dijo Romero. Esta situación ya se ha visto en otros mercados, como Brasil, donde en el pasado empresas ofertaron precios muy por debajo del mercado con el sólo objetivo de ganar el proceso, para finalmente no llevar adelante los proyectos, sino que vender los contratos, transformado el proceso en un negocio financiero.

El titular de la CNE agregó que hoy las boletas de garantía son marginales en relación con las inversiones que involucran los proyectos, por lo que están estudiando triplicar ese monto, que las empresas deben entregar como «seguro» para poder participar del proceso de licitación para abastecer durante un período de 20 años a clientes regulados, entre los cuales figuran los residenciales.

Hoy, las firmas deben entregar como garantía 100 UF por GWh (unos $2,5 millones) y la idea de la autoridad es incrementar ese monto hasta las 300 UF por GWh, unos $ 7,5 millones. Esto ayudaría a desincentivar la especulación financiera en el proceso. «Esta no es una barrera de entrada ni una traba a la competencia, pero nos queremos asegurar que la baja de precios en los contratos eléctricos se haga con empresas reales», sostiene Romero.

Durante el proceso de diseño de las bases de la próxima subasta, señala, la comisión, de la cual depende ahora este procedimiento, ha recibido unas 400 observaciones por parte de las empresas, las que considerará para elaborar los cambios, aunque precisó que las adecuaciones serán «menores».

En las dos últimas licitaciones, de diciembre de 2014 y octubre de 2015, los precios bajaron desde los US$ 130 por MWh a US$ 80 por MWh como promedio. El gobierno ha señalado que espera nuevas disminuciones, aunque en el sector privado estiman que las ofertas deberían ser similares, al tener un mayor componente de generación de base que entrará en la competencia.

[Andrés Romero: “Vamos a aplazar la fecha de la licitación en dos o tres meses”]

Nuevo escenario de costos acerca al sector eléctrico a la época del gas argentino

Nuevo escenario de costos acerca al sector eléctrico a la época del gas argentino

(La Tercera) Un nuevo escenario se está proyectando para la industria energética. Las mejores condiciones para invertir, junto con la baja internacional de los combustibles, están generando que este 2016 los costos marginales, que es el valor en que se transa la energía entre las grandes empresas y las eléctricas, sea el más bajo de la última década.

De hecho, los valores proyectados son los más bajos desde que el parque generador del país era abastecido con gas natural argentino, lo que sucedió entre 2000 y 2004, año en que el vecino país comenzó a cerrar, de a poco, la llave del hidrocarburo.

El cambio de tendencia lo recoge el Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC) del Sistema Interconectado Central (SIC), quien en su informe “El programa de generación de 12 meses”, proyecta niveles de precios que van desde los US$ 30 el MWh en hidrología húmeda hasta niveles sobre US$ 100 el MWh en escenarios secos. De hecho, de acuerdo con los análisis del CDEC-SIC, en una hidrología seca, es decir, sin lluvias, julio y agosto podrían ser los meses más caros del sistema, pues arrojan un peak de US$ 150 el MW, costo atribuible a una central que opera con diésel.

“Principalmente está influyendo la mayor oferta que se está dando en el sistema, donde vemos que hoy hay mayor facilidad para hacer proyectos. Un porcentaje importante de esos proyectos son renovables, cuyo costo variable de despacho es muy bajo, incluso a veces es prácticamente nulo. Esto es lo que nos ha permitido bajar los costos marginales, que es lo que estamos proyectando para el 2016”, explica Andrés Salgado, director técnico del CDEC-SIC.

Agrega que, además, se está previendo que el año tendrá una tendencia de precios de commodities bajos, con un carbón que podría llegar a US$ 73,6 la tonelada y un petróleo en US$ 480 la tonelada (ver infografía).

Mayor aporte ERNC

En la Comisión Nacional de Energía (CNE) confirman la tendencia. Andrés Romero, secretario ejecutivo de la entidad, señala que “el escenario de costos marginales para este año claramente es más favorable de lo que se ha visto en el sistema en los últimos cinco años”.

Destaca el alza de proyectos en construcción, los que aumentaron en cerca de 40% entre 2013 y 2014, pasando de 2.671 MW a 4.492 MW. De este número, señala Romero, la mitad de la potencia corresponde a proyectos en base a ERNC, iniciativas que se conectan en plazos muy cortos al sistema y que tienen una construcción más acotada, pues algunos demoran menos de un año. “La rapidez con que estos proyectos han sido capaces de entrar en servicio ha incrementado fuertemente la capacidad instalada de generación, permitiendo disminuir la estrechez entre generación y demanda”, dice Romero.

Salgado explica que hoy el aporte de las ERNC al mix de generación es de 11%, pero enfatiza que ese porcentaje podría ser mayor si no existieran las limitaciones en la transmisión de energía que afectan a la zona norte del SIC. “Si no tuviéramos esa limitación, el aporte podría ser dos puntos porcentuales más”, afirma.

Más agua y carbón

El académico de la Universidad Católica y director de la consultora eléctrica Systep, Hugh Rudnick, detalla que un elemento no menor que también ha permitido rebajar los costos del sistema eléctrico, es la mayor disponibilidad de los recursos hídricos. “Esto ha desplazado la generación a gas natural licuado (GNL) y diésel. También hoy hay un mayor aporte del parque a carbón”, dice.

En cuanto a los escenarios hidrológicos, Rudnick es claro: “la tendencia de los precios continuará si se presenta una hidrología húmeda en el 2016, pero puede revertirse parcialmente si se tiene un año seco”, indica.

En la industria también se está analizando el nuevo escenario. En Endesa Chile indican que esperan precios spot de la energía más bajos, “consistentes con la baja en los precios de los combustibles y una mayor disponibilidad de generación térmica”.

Añaden que, en ese sentido, se espera un rol relevante de las carboneras Bocamina I y II, ubicadas en Coronel, dado que las unidades que totalizan 478 MW no estuvieron presentes durante los primeros tres meses de 2015.

Rol de licitaciones

En el mercado también destacan el acercamiento que están registrando los costos de operación de las centrales.

Agustín Alvarez, gerente de Estudios de Bice Inversiones, indica que la evolución del costo marginal del diésel, combustible que se está acercando al valor del GNL, ha sido a la baja. “En los últimos trimestres se ha visto una fuerte baja desde niveles de US$ 150 a US$ 200 el MWh antes de la caída de los precios de los combustibles, frente al nivel de US$ 80 a US$ 115 el MWh que se ve actualmente”, indica.

En tanto, las centrales de ciclo combinado (térmicas) que utilizan GNL están operando con un costo en torno a los US$ 60 a US$ 80 el MWh, mientras que el valor de operación de las carboneras está en torno a los US$ 40 el MWh.

En Endesa Chile reconocen que la brecha entre el GNL y el diésel se está acercando, pero descartan un riesgo inmediato de desplazamiento.

Para otras compañías ha sido relevante la fuerte caída que está registrando el diésel, combustible, indican en la industria, que ya no está marcando el costo marginal del sistema, proceso que se da con el ingreso de la última central al sistema de generación.

Estos cambios en los precios preocupan a los privados en relación al impacto que podría existir entre el costo de operación de las centrales y el costo de desarrollo de los proyectos, diferencia que podría afectar la rentabilidad de las iniciativas.

En la industria son claros. Lo único que puede garantizar el largo plazo de las compañías con estos niveles de precios son los contratos de suministro, los que se logran vía licitación y que tienen impactos en las cuentas de luz de los chilenos.

“Hoy, hay un vuelco en los precios, pero eso tiene un límite que es la rentabilidad de los proyectos. Si se produce sobreoferta, el mercado se ordenará y se generará un equilibrio natural en virtud del costo de desarrollo de los proyectos. ¿Cómo se pueden proteger las empresas? Vía contrato de suministro, por eso la licitación que el gobierno realizará este año es tan relevante. Eso les dará estabilidad a todos los nuevos inversionistas, porque son a largo plazo”, explica un ejecutivo eléctrico.

Gas argentino

Pero ¿qué tan lejos estamos de la época en que el sistema operaba en base con gas natural argentino? Rudnick señala que aún existe una brecha, pues ese hidrocarburo se compraba a US$ 1,5 el millón de BTU (Unidad Térmica Británica), lejos de los US$ 8 a US$ 11 el millón de BTU que hoy se paga por el Gas Natural Licuado (GNL).

Además, señala que el gas transandino tenía otros beneficios. “En esa época teníamos costos marginales permanentemente en torno a los US$ 30 a US$ 35 por MWh. Los proyectos a gas no tenían competencia, incluso los proyectos hidroeléctricos, que son los más baratos de nuestro parque generador, dejaron de ser rentables. Además, no se era tan dependientes de la hidrología como hoy”, recuerda.

Romero indica que ambos escenarios no son comparables, porque “el sistema de hoy no es el mismo que en esa época en cuanto a su dinámica en el sector de generación ni transmisión”.

Una visión similar tienen en Endesa Chile, donde indican que en esos años el recurso era abundante, de muy bajo precio y baja variabilidad. Y el combustible era abastecido a través de infraestructura de gasoductos existentes. “Hoy tenemos un suministro de GNL cuya variabilidad de precios es mucho mayor y cuya logística de abastecimiento es también más compleja. Estos elementos no son comparables para realizar un análisis”, indican en la generadora.

Holgura del sistema

La menor demanda eléctrica también es un elemento que está influyendo en el nuevo escenario del sistema eléctrico. En la estimación del CDEC-SIC se proyecta una demanda para 2016 de 50.061 GWh al año, lo que implica un crecimiento de sólo 1,02% en comparación con el 2015, año que cerró con una demanda de 49.551 GWh.

Todos estos elementos, resume Salgado, están haciendo que el sistema eléctrico muestre niveles de holgura no vistos en otros mercados, pues el margen de reserva, que es cuánta mayor capacidad instalada existe respecto de la demanda máxima, se estima en 140% (ver infografía). Agrega que hoy el Sistema Interconectado Central tiene una demanda máxima de 7.500 MW y que la capacidad instalada llega a 17.500 MW, “es decir, el SIC tiene el doble de la potencia, y eso no ocurre en el mundo, esos números no se dan”, dice Salgado.

Efecto interconexión

En cuanto a la permanencia de este escenario positivo, Romero es cauto. Pese a señalar que los años siguientes también deberían ser “años positivos”, hace hincapié en los elementos que hay que considerar para que eso ocurra, como la evolución de la demanda eléctrica, la entrada efectiva, en tiempo y en forma, de los proyectos declarados en construcción -tanto en el sector generación como en transmisión- y de la variabilidad en los precios de los combustibles fósiles. Por último, destaca los efectos que tendrá la entrada en operación de la interconexión SIC-Sing a fines de 2017.

En este sentido, Salgado es más optimista, pues indica que con la unión de los dos grandes sistemas eléctricos, la brecha en la variabilidad de los costos que hoy siente con más fuerza el SIC, será más atenuada, gracias a la mayor presencia de termoelectricidad que tendrá el nuevo sistema.

[Chile extenderá hasta fines de marzo venta de electricidad a Argentina por ola de calor]

Directorio de Petrobras revisa hoy venta de bencineras en Chile

(Diario Financiero) La sesión que hoy sostendrá el directorio de Petrobras en Brasil podría ser clave para zanjar la venta del negocio de distribución de combustibles que impulsa en Chile.

Cercanos a la petrolera estatal indicaron que uno de los temas que está en la agenda de la sesión es revisar esta operación, donde el fondo de inversión Southern Cross estaría corriendo con ventaja.

Si bien en abril del año pasado se informó que este proceso estaba en la recta final, una serie de inconvenientes, entre ellos la redefinición de la fórmula de enajenación de este negocio, y la compleja situación financiera y de escándalos políticos en que se ha visto involucrada la compañía han retrasado el cierre de la operación.

Según ha trascendido la negociación con Southern Cross tendría ya despejados los puntos más esenciales, entre los que figura, por ejemplo, el uso de la marca, con lo cual sólo resta el pronunciamiento de la directiva de Petrobras, para sellar esta operación, que se ha estimado podría rondar entre US$ 300 millones y US$ 400 millones.

Los activos involucrados en este negocio contemplan unas 270 estaciones de servicio, cerca de 130 tiendas de conveniencia que operan con la marca Spacio 1, seis centros de lubricación y otros de lavado, así como contratos con clientes industriales. A ello se suma suministro de combustible para aviación y transporte marítimo.

Cambio al modelo de desinversión

Hace casi un año se conoció que en medio de un agresivo proceso de desinversión, motivado por la compleja situación financiera que enfrenta, la estatal brasileña decidió desprenderse de una serie de bloques de exploración de hidrocarburos en Brasil, así como de su negocio de distribución minorista en la región. Recientemente también sumó una serie de centrales termoeléctricas.

En primera instancia la venta de las estaciones de servicio, proceso que encargó al banco Itaú, consideraba desprenderse en conjunto de las operaciones en Paraguay, Colombia, Uruguay y Chile, que suman más de mil puntos de venta.

Sin embargo, este modelo impedía la participación de compañías que en algunos de estos países tienen niveles importantes de participación de mercado y al mismo tiempo limitaba el proceso a inversionistas con espaldas suficientes para enfrentar una compra de esas dimensiones.

Esto habría motivado a Petrobras para cambiar el modelo de venta, lo que no sólo permitió la puja de Southern Cross por el negocio local, sino que también viabilizó que Copec, a través de Terpel, entrara en la carrera por las 114 estaciones de servicio que la brasileña tiene en Colombia.