febrero 27, 2014 | Industria
(Diario Financiero) La temporada de deshielos está casi llegando a su fin y la disponibilidad hídrica parece no mejorar en la principal red eléctrica del país, el Sistema Interconectado Central (SIC) que -entre Taltal y Chiloé- , que abastece al 94% de la población nacional.
El sexto informe de deshielos (2013-2014) encargado por el Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC) del SIC, que data de inicios de febrero, evidencia un empeoramiento de la condición seca en la zona centro sur comparado con los reportes anteriores.
Esto, porque la medición de los caudales en siete cuencas entre las regiones de Valparaíso y Biobío, arrojó que en el período remanente, es decir, los meses de febrero y marzo, la probabilidad de excedencia subió a un rango mayor al 95%. Esto significa que más del 95% de todos los años estadísticamente controlados fue más húmedo que este lapso, o en una lectura contraria que una fracción inferior al 5% de los años puede ser más seco que el registro actual.
“En general, en la mayoría de las cuencas en estudio se ha observado un déficit de precipitaciones y de la nieve acumulada, principalmente en las cuencas de más al norte, lo que ha incidido en los resultados del análisis, pronosticándose en la mayoría de los puntos de pronóstico volúmenes de deshielo con probabilidades entre 80% y mayor al 95%”, dice el documento elaborado por la consultora Conic-BF.
La situación es particularmente seria en las cuencas del Maule y el Laja, donde se ubican los embalses del mismo nombre, que son los más importantes en materia hidroeléctrica por la capacidad de reserva que representan para el SIC.
En el primer reporte de esa serie, correspondiente a septiembre, previo al inicio de la temporada de deshielos -que va de octubre a marzo- arrojó una probabilidad de excedencia de 75% a 90%, rango que se fue elevando hasta llegar al sexto reporte.
Energía embalsada
El deshielo es importante no sólo en términos estacionales, porque se dispone de más agua para la generación hidroeléctrica durante dicha temporada, sino que también determina la reserva hídrica del sistema entre el mes de marzo, cuando finaliza el deshielo y bajan los caudales, y los meses de abril o mayo, que es cuando se inicia el año hidrológico.
En relación con lo anterior, según registros de Electroconsultores correspondientes a enero, 2014 se inscribió como el segundo año de este siglo que comienza con los menores niveles de energía contenida en embalses, con poco más de 1.900 GWh, considerando nueve tranques de uso hidroeléctrico y mixto (generación y riego). Hacia fines de ese mes, la situación mejoró levemente a un nivel de 2.502 GWh, de acuerdo con el mismo informe.
El director ejecutivo de la consultora, Francisco Aguirre, explicó que lo más complejo de esta situación es que a diferencia de fines de los ‘90, cuando la acumulación de energía fue la más baja desde que se tiene registro, actualmente el consumo de energía es mucho mayor y por lo tanto “esa energía alcanza para menos”.
Sin embargo, destaca que en estos momentos la hidroelectricidad representa un porcentaje menor de la matriz del SIC, debido al aumento en los últimos años de la capacidad en base a carbón, gas natural e incluso diesel. Esto dicen en el sector, si bien supone una mayor estabilidad para la operación del sistema, va aparejada de un mayor costo de la energía.
Aún no hay certeza sobre el comportamiento hidrológico de este año, sin embargo en la industria la percepción es que la sequía podría continuar durante un quinto año consecutivo. Así al menos lo estimó a mediados de febrero el gerente de Finanzas de Endesa, que en un conference con inversionistas, adelantó que es probable que 2014 sea un año “normal a seco”.
Pronóstico hidrológico incierto
En lo que respecta a los pronósticos de lo que podría ser este año en términos hidrológicos, la situación aún es incierta.
De acuerdo con los datos disponibles hasta ahora no es posible adelantar si las lluvias serán normales, abundantes o nuevamente escasas, es decir, aún no se define si este año se producirán los fenómenos de «La Niña» (seco) o «El Niño» (lluvioso).
El pronóstico dinámico de la Dirección Meteorológica de Chile dice que entre febrero y abril las precipitaciones mensuales y trimestrales desde la Región de Valparaíso al sur se presentarían bajo lo normal, a excepción de las ciudades de Puerto Montt, donde se espera un comportamiento normal, y de Coyhaique, donde la proyección es que las lluvias estarán en un rango superior al normal.
enero 8, 2014 | Medio Ambiente
(La Tercera) Las últimas centrales carboneras que entraron en operaciones en el Sistema Interconectado Central -Bocamina II, Santa María y Campiche- enfrentan hoy un complejo escenario por problemas ambientales, lo que podría derivar en un incremento en el costo de la energía si estos se profundizan.
Estas unidades, que en conjunto suman unos 1.000 megawatts de capacidad instalada, ayudaron en su momento a reducir el costo marginal, al reemplazar generación diésel para el abastecimiento de energía, la más cara. Sin embargo, ahora enfrentan problemas.
En diciembre, una resolución judicial paralizó la operación de la central Bocamina II de Endesa por tiempo indefinido.
Asimismo, Santa María (350 MW, Colbún) tiene en curso un proceso de sanción por parte de la Superintendencia de Medioambiente (SMA), la que formuló cargos por infracciones graves, que en el caso más extremo podría derivar en la paralización de operaciones. Por su parte, las centrales Ventanas II y Ventanas IV (ex Campiche) de AES Gener enfrentan una investigación por parte de la autoridad ambiental por su responsabilidad en el varamiento de peces ocurrido el pasado 24 de diciembre en Puchuncaví.
Expertos coinciden que la salida por un tiempo prolongado de alguna de estas unidades repercutirá en los costos marginales del sistema, elevando los precios. A esto se suman las proyecciones de un quinto año consecutivo de sequía, lo que reduciría la disponibilidad de agua para generación, agregando más estrés.
Según la consultora María Isabel González, Bocamina II representa el 15% de la capacidad del SIC en esta tecnología, por lo que la salida de alguna de estas unidades reduciría la presencia de generación de base más competitiva. “Si siguiera afuera bocamina por un tiempo prolongado, y llegara a salir Santa María o Campiche, la situación de precios va a cambiar radicalmente”, advierte.
Francisco Aguirre, de Electroconsultores, estima que no habrá efectos en el suministro, pero sí en precios. “Hoy toda la solución que tenemos es el petróleo para reemplazar centrales carboneras grandes. No vamos a tener problemas de suministro, pero el precio es el que paga la cuenta y eso podría llevar los costos a US$ 200-US$ 250 MWh”, añade.
Coincide Ramón Galaz, de Valgesta, quien indica además que la situación sería más crítica en marzo, cuando la demanda se incrementa. “El problema de Bocamina no tuvo impacto relevante en los costos que vemos hoy, y es porque tenemos agua y la demanda en verano baja. Si llega marzo o abril y se mantiene fuera y se suman otras centrales, sí va a tener un impacto importante en los costos”, acota.
enero 3, 2014
La dificultad de ejecutar proyectos eléctricos con efecto brutal en precios de este insumo transversal, invita a explicar el negocio de la generación de electricidad, cuyo oculto conflicto de intereses tiene hoy negativos efectos, pero atenuables con cambios normativos simples. Toda empresa generadora tiene dos unidades de negocios (UN). La primera es técnica, produce electricidad; su objetivo competitivo es ser eficiente en tecnología, pues su flujo de ingresos siempre supera sus costos variables de producción propia, menores al costo marginal sistémico de alguna máquina ineficiente competidora.
Así, el gerente de producción eficiente celebra cuando el sistema requiere un motor petrolero de pésimo rendimiento o hay congestión de transporte. La segunda UN es comercializadora; vende a precios libres con costo del servicio contractual también dependiente del costo marginal, pero en que ahora el gerente comercial celebra ganancias cuanto más bajos sean estos, lo que claramente es un conflicto de intereses interno de la empresa generadora global. En la teoría de tarificación marginalista esto impulsa la competencia, pues a la vez incentiva desarrollar tecnología eficiente que permite ofrecer bajos precios a los consumidores, pues el mercado eléctrico autoadapta oferta y demanda eficientemente.
Así se demostró desde 1982 hasta 2004, año en que llega el racionamiento de gas importado, a lo que muy pronto se agrega la guerrilla interna contra el desarrollo de tecnologías de reemplazo eficiente (carbón-hidro-nuclear). Así, hoy tenemos un sistema eléctrico SIC desadaptado e ineficiente respaldado con caro petróleo y GNL, que obligó a las empresas generadoras responsables de abastecer el sistema a innovar sobre lo que antiguamente se resolvía solo con la competencia de tecnologías y de contratos. La solución fue la autoprotección de los operadores existentes aprovechando la debilidad de consumidores desvalidos por falta de competencia tecnológica, traspasando a precios los costos marginales, asegurando así rentas que flotan sobre estos últimos. Doble beneficio para las generadoras pues resuelven el conflicto de intereses original logrando también indiferencia a la variabilidad marginalista.
En efecto, si bien sigue conveniendo competir por tecnología ahora ya no importa si esto fracasa por sanción judicial, pues el riesgo de abastecer contratos ya desaparece. Lo paradójico de todo es que la oposición medioambiental e ideológica provoca ahora un negativo efecto sobre intereses constitucionales de todos los consumidores de electricidad y no sobre los productores, quienes se pusieron ya a buen resguardo del huracán eléctrico que viene. Para atenuar efectos, la propuesta en este escenario energético sin competencia tecnológica ni comercial es promover la figura de comercializador como agente separado del productor de electricidad, complementado con dar la posibilidad a estos y a grandes consumidores para acceder directamente al mercado spot de la electricidad.
diciembre 2, 2013 | Industria
(La Tercera) En los próximos 12 años, la matriz energética del país deberá tener 20% de su capacidad de generación en base a Energías Renovables No Convencionales (ERNC). Eso es lo que estima la Ley 20/25, aprobada por el Congreso en septiembre y que hoy está en fase de redacción de sus reglamentos. Con esta norma, Chile necesitará de 6.500 MW de nueva capacidad instalada adicional a 2025, lo que generará inversiones por más de US$ 13 mil millones.
Hoy, la falta de proyectos eléctricos está potenciando el desarrollo de estas energías. Expertos del sector hablan de un nuevo boom, que esta vez va de la mano de una fuerte caída en los costos de inversión. A la fecha, según información del Servicio de Evaluación Ambiental, existen en el país proyectos de ERNC por 1.079 megawatts (MW) en operación. En construcción, sólo hay 697 MW. De ellos, los eólicos (490 MW) y los solares (126 MW) concentran la mayoría. En aprobación, en tanto, se contabilizan 9.653 MW, de los cuales más de 50% corresponde a energía solar y cerca de 40%, a eólica.
Pero hay un problema. Los más de 6.000 MW aprobados ambientalmente no tienen aún un contrato de suministro amarrado, según Francisco Aguirre, socio de Electroconsultores. El avance tecnológico, que ha reducido los costos, no ha sido suficiente, porque como las ERNC no generan de manera constante, no se ven como confiables, añade.
Pero Alfredo Solar, presidente de Acera, que reúne a las desarrolladoras de ERNC en Chile, cree que las empresas, en particular las mineras, deben realizar un proceso de aprendizaje y confiar en esta nueva oferta. Eso pasa, explica, porque los clientes se abran a una nueva forma de enfocar los compromisos de suministro. “Hay fórmulas estables de modelos de contratos que pueden resolver los temas de la gestionabilidad de las ERNC, para abastecer contratos de demanda plana como los mineros”, plantea. Lo que hay que hacer, expresa, es “implementar estos contratos y asumir los riesgos, a través del respaldo de energía del mercado spot”.
Las ERNC, asegura Solar, están generando energía barata. Lo ejemplifica en que hoy el país usa un gas natural licuado (GNL) que llega a valores de US$ 10 o US$ 12 por millón de BTU, mientras la energía producida por esa tecnología está en US$ 120 el MWh. La electricidad de una central fotovoltaica o eólica, en cambio, “está cerca de US$ 90 por MWh. Las ERNC pueden ofrecer energía a más bajo costo que una planta de ciclo combinado o diésel, que despachan sobre US$ 200 por MWh y a precios comparables con los de una central a carbón nueva”, detalla.
Para mostrar el aporte de estas tecnologías, el gremio presentó en 2012 un estudio de la Universidad de Chile que analizó la situación del SIC en 2011, cuando el sistema tenía 4% de su generación en base a energías renovables. “La presencia de ERNC hizo bajar el costo marginal del SIC, en promedio, en US$ 32 por MWh y generó un ahorro operacional al sistema de US$ 180 millones”, cuenta.
Pero Aguirre matiza ese punto. Si un cliente libre cierra un contrato de ERNC, indica, debe tener en cuenta la intermitencia de la generación, la que debe ser suplantada por energía del mercado spot. “Los US$ 90 por MWh se pagan cuando están disponibles las ERNC. Pero a un cliente que necesita cubrir las 24 horas con energía no le sirven esos valores, porque la cifra se eleva tranquilamente a US$ 120 o US$ 130 por MWh”.
La gerente general de Energética, María Isabel González, comparte esa visión. El riesgo del cliente libre, sostiene, está en tener que pagar más por la energía que no se logra generar cuando hay sol o viento. “Ese mix sale más caro que tener un contrato con una termoeléctrica a carbón e incluso a gas”, explica.
Ramón Galaz, gerente general de Valgesta, ve que el costo de inversión de estas tecnologías ha bajado y que hay que tomar en cuenta que los precios de la energía en Chile son bastante altos. “Con ese escenario, las ERNC son tanto o más competitivas que la generación a carbón o con gas”, considera.
Menores costos
En Chile, las tecnologías que más están creciendo son la solar fotovoltaica y la eólica. Ambas han registrado importantes avances en la última década. “En el caso de la energía solar, hemos visto un descenso sostenido de precios prácticamente en los últimos 10 años. En la eólica ha habido una evolución tecnológica muy importante, lo que repercute en una baja en el precio”, afirma Solar. Los valores, calcula, han caído hasta 10 veces, comparados con la década pasada y los parques eólicos aumentaron su disponibilidad diaria. Su factor de planta está cercano al 40%, lejos del 20% a 25% de antes.
En términos de precios, el módulo solar fotovoltaico pasó de US$ 10.000 el MW a US$ 600 el MW. “Una planta solar fotovoltaica puede estar en torno a los US$ 1,3 millones y US$ 1,8 millones el MW”, afirma Alfredo Solar (ver infografía). Ramón Galaz anticipa que los costos de inversión pueden bajar de nuevo, pero no al ritmo de los últimos tres años, apunta.
El repunte productivo de China, explica Francisco Aguirre, está tras la fuerte caída de los costos de inversión. Dicho país es el principal productor de módulos fotovoltaicos para EE.UU. y Europa. Los costos medios (gastos de operación más mantenimiento) de una central fotovoltaica se sitúan en unos US$ 113,3 MWh, cifra que se compara con los US$ 115,2 MWh de una central de ciclo combinado que opera con gas natural licuado (GNL). Las cifras, a juicio de Aguirre, están lejos de los US$ 87,1 por MWh de una central a carbón o los US$ 70,6 por MWh de una hidroeléctrica con embalse.
noviembre 26, 2013 | Industria
(El Mercurio) Desde mediados de septiembre los precios de la energía que pagan las empresas han registrado un fuerte descenso en relación con la tendencia de 2013.
Así, durante los meses de octubre y noviembre el costo marginal -valor de la electricidad generada por la unidad menos eficiente y más cara del sistema- en el nudo Quillota (representativo de la Región Metropolitana) se posicionó en los US$ 70 por MWh.
El costo es el más bajo desde septiembre de 2009, cuando el marginal marcó US$ 68 por MWh. Sin embargo, estos menores precios no se habían registrado durante dos meses consecutivos desde la temporada 2006 y 2007. En ese entonces, el valor de la energía que pagan las empresas marcó en diciembre y enero niveles de US$ 44 y US$ 57 por MWh, respectivamente.
Este último período coincide con la última etapa de suministro de gas a bajo precio desde Argentina. Ya en 2007 comenzaron los cortes del hidrocarburo proveniente del país trasandino, lo que disparó los marginales a cotizaciones sobre los US$ 100 por MWh, llegando incluso a un peak de US$ 325 por MWh.
Francisco Aguirre, director ejecutivo de Electroconsultores, explica que los bajos precios son la respuesta a una mayor hidrología en la zona central producto del inicio de la temporada de deshielos.
De hecho, en octubre el 46% de la energía generada en el Sistema Interconectado Central (SIC) provino de fuentes hidroeléctricas.
A lo anterior, sostiene la ex secretaria ejecutiva de la Comisión Nacional de Energía (CNE), María Isabel González, se suma el aporte de las centrales carboneras que han ingresado al sistema con costos de producción de electricidad cercanos a los US$ 70 por MWh.
Según indican desde la industria, estos menores precios de la energía afectarán positivamente los resultados de las compañías durante el último trimestre de este año.
María Isabel González ratifica esta visión al señalar que las empresas que tienen sus contratos de electricidad indexados a la variable del costo marginal recibirán un alivio en su ítem de gastos durante el cuarto trimestre.
Efecto momentáneo
Pese a que esta tendencia se repitió en los últimos dos meses, los expertos aseguran que sólo durará hasta fin de año.
Según Francisco Aguirre, una vez que se termine la temporada de deshielo, en enero, volverán a entrar en operación las centrales menos eficientes del sistema -que operan a diésel-, lo que se traducirá en costos marginales superiores a los US$ 100 por MWh.
Desde la industria también coinciden con esta visión, pues esperan que a partir de enero los valores se incrementen. Ejemplo de aquello, agregan, es que las grandes empresas siguen frenando varias de sus inversiones en vista de que los precios se mantendrán altos ante la falta de nuevos proyectos de generación en el país.
