Un monto superior a los $16.212 millones, es decir, cerca de US$24 millones, fue el total acumulado de las multas que cursó, durante el año 2015, la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) a todas aquellas empresas del sector que incumplieron la normativa vigente, luego de las respectivas investigaciones que, como ente fiscalizador, debió realizar.
La cifra es superior, en $4.800 millones, al total del año 2014, cuando se alcanzó un monto final de $11.400 millones, sumando todas las multas aplicadas, según información confirmada por el Superintendente de la SEC, Luis Ávila Bravo, quien las dio a conocer esta mañana, en el marco de una fiscalización a las instalaciones eléctricas de la Facultad de Ciencias de la Universidad de Chile, actividad que fue encabezada por el Ministro de Energía, Máximo Pacheco.
Desde la SEC explicaron que de las 1.810 sanciones que se aplicaron, 891, es decir el 49% del total, corresponde al sector eléctrico; 782 son del área de combustibles; 119 de productos; y 18 son de colectores solares.
Más multadas
Al desglosar el balance por cantidad de UTM aplicadas, es decir, por multas en dinero, la que concentró la mayor cantidad fue Chilectra, con $5.320 millones; seguida de CGE-D, con $4.750 millones; y Direc TV, con $900 millones. En cuanto a cantidad de sanciones recibidas las que concentran la mayor cantidad fueron Lipigas, con 25 sanciones; Elecda (Empresa Eléctrica de Antofagasta), con 24; y CGE-D, con 19.
Pacheco sostuvo que más allá de los montos de las multas y las cantidades aplicadas, lo que se busca es modificar las conductas de las empresas. “Nuestro objetivo, como Ministerio de Energía, es llevar a las empresas del sector energético a estándares adecuados, es decir, que entreguen servicios seguros a la ciudadanía, y que sus productos sean de calidad. Para alcanzar ese objetivo la SEC cuenta con herramientas como las multas, pero también trabajan con el marco normativo, actualizando y mejorando las normas y reglamentos existentes, y también con la tecnología para medir los desempeños y luego instruir planes de acción a aquellas empresas que estén por debajo de los estándares adecuados”.
Por su parte, el Superintendente de la SEC, Luis Ávila, se refirió a la fiscalización de esta mañana señalando que “aquí estamos frente a una gestión digna de destacar, pues el edificio de esta Facultad data del año 1922, pero no por ello va a contar con instalaciones eléctricas inseguras. Aquí se hizo un esfuerzo para contar con espacios que cumplan con la normativa, asunto que hemos podido constatar con nuestra fiscalización. Hacemos un llamado a todos los establecimientos educacionales del país para que revisen sus instalaciones y las mantengan con los estándares de seguridad que exige la normativa vigente”.
Las multas más relevantes del año 2015 fueron las que se le aplicaron a las empresas Chilectra y CGE-D, con $1. 770 millones, a cada una, por la demora en la reposición del servicio eléctrico y por no responder los llamados de sus clientes, en medio de un sistema frontal que afectó al país durante el invierno pasado; y las que se le aplicaron a la empresa Direc TV, por un total de casi $900 millones, por comercializar decodificadores sin certificación, es decir, sin su Sello SEC, de uso obligatorio.
(La Tercera) La tendencia a la baja de los costos marginales de energía en el Sistema Interconectado Central (SIC) se acentuó durante febrero. Lo anterior, pues en el segundo mes del año cayeron entre 54,9% y 72,8% en el principal sistema del país.
De este modo, los costos marginales -el precio al que las distintas empresas generadoras transan sus necesidades de corto plazo entre sí- completaron nueve meses consecutivos de caídas en el SIC, el cual abastece de electricidad a más del 92% de la población del país.
“La caída de los costos marginales de energía observados durante los últimos meses en el SIC se debe, por una parte, a la mayor facilidad para hacer proyectos de inversión en el sector, y donde el Ministerio de Energía ha tenido un rol fundamental. Por otra parte, al crecimiento explosivo de proyectos ERNC, tanto eólicos y solares, cuyo costo variable de despacho es muy bajo, incluso con algunas horas del día donde el marginal es igual a cero”, explicó Andrés Salgado, director técnico ejecutivo del CDEC-SIC.
Rodrigo Solís, director de estudios y contenidos de la Asociación de Generadoras complementó que, además, “desde mediados de 2015 hemos visto mayores aportes hidroeléctricos, es decir, ha mejorado la hidrología, lo que ha permitido desplazar a la generación térmica. La generación hidroeléctrica en su operación es mucho más económica, versus una generación térmica que depende de los precios de los combustibles”.
En efecto, según las cifras del organismo coordinador, en febrero de 2015 el total de la producción de la energía bruta del SIC fue de 4.140,7 gigawatts/hora (GWh), con 61% de fuente térmica y 34,8% hidroeléctrica. En cambio, en el segundo mes de este año, la producción de energía fue de 4.390,6 GWh, con 54,7% térmica y 39,4% hídrica.
“Otro factor que explica la disminución en los costos marginales es la fuerte caída en precios de combustibles. Particularmente, con respecto al año 2015, el precio del diesel ha disminuido más de 30%, mientras que el precio internacional del carbón y del gas natural ha experimentado una disminución del orden del 20%”, señaló Andrés Romero, secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE).
Esto fue reforzado por Salgado: “Se ve una tendencia de precios de commodities bastante bajos, con un carbón que podría llegar a US$ 73,6 la tonelada y un petróleo en US$ 480 la tonelada”.
A quiénes impacta
Esta tendencia tiene efectos positivos y negativos para los actores de la industria de generación, dependiendo de la situación de cada compañía, señalaron los expertos.
El sistema hace un balance de cuánto inyectan las empresas y cuánto retiran para los contratos que tienen con clientes. Si este balance le da a la firma que debe retirar más de lo que generó, pues tuvo un menor despacho de sus centrales, esa diferencia tiene que comprársela al sistema al costo marginal, precisó Solís.
“Aquellas empresas que tengan que comprar energía en el sistema se verán beneficiadas, pues los precios han bajado”, afirmó. Por el contrario, sostuvo, “las empresas que generen más de lo que venden a sus clientes deberán vender energía al sistema, por lo que se verán perjudicadas ya que los precios son menores”.
Andrés Romero indicó que “menores niveles de costos marginales son generalmente beneficiosos para el sistema, debido a que propician la contratación de suministro para clientes a menores precios”.
(Energía Limpia XXI) Existe mucha expectativa en el gobierno de Argentina con los inversiones provenientes de Estados Unidos. El país del norte tiene interés en las renovables y Argentina necesita fortalecer la inversión en este importante sector.
Autoridades del gobierno Argentino han informado que empresarios de Estados Unidos tienen interés específico en energía solar y eólica. Un reporte de Energía Limpia XXI indica que la Canciller del Gobierno de Mauricio Macri, Susana Malcorra,”Hay conversaciones con empresas que lleva a cabo gente de Producción, hay interés en las áreas de Energía, el Ministro Juan José Aranguren está trabajando en eso, pero las inversiones no se hacen de un día para otro, se deben hacer evaluaciones”, señaló.
Agregó que “la energía solar y eólica, las obras de infraestructura para unir los océanos Atlántico y Pacífico, minería y el sector de agroindustria. La visita de Obama da un reaseguro a las empresas que desde lo político, desde el Estado, de que hay una relación viable y eso ayuda a la toma de decisiones”, afirmó la jefa de la diplomacia Argentina.
Vienen empresarios de otros países
Nuevas inversiones están por llegar a Argentina y diversos proyectos en energía biomasa y solar se estarán desarrollando este año pero sobre todo en el sector de las energías eólicas. Según el Global Wind Energy Council en 2015 Argentina sólo instaló 8MW de energía eólica para totalizar 269MW. Mientras Uruguay instaló más de 316MW para una potencia acumulada de 845 MW. Chile instaló 169 y totalizó 933MW, mientras Brasil instaló 2,754MW y totalizó 8,715MW.
El Presidente de Argentina Mauricio Macri reafirmó su firme voluntad de impulsar el desarrollo del sector de las energías renovables y diversificar los amplios recursos con los que cuenta la tierra gaucha. “Argentina tiene la tercera reserva eólica del mundo y la segunda solar del planeta” dijo el mandatario quien destacó que no sólo el Presidente Obama, sino que otros países le han manifestado su interés de apoyar a su gobierno en el aprovechamiento del gran potencial con el que cuenta Argentina.
A pesar de esto muchos expertos han dicho que Argentina podría convertirse en la próxima gran potencia eólica de Latinoamérica, por contar con recursos que superan a España o Dinamarca, referentes mundiales en esta materia. Sin embargo Argentina ha invertido 1,800 millones de dólares en energía limpia en los últimos cinco años y según algunos empresarios y actores políticos el país se prepara para asumir grandes retos y oportunidades en la generación de energía renovable así como la reducción en un 30 en la emisión de gases contaminantes .
La Cámara de Diputados de Argentina aprobó este año una nueva Ley de Energías Renovables. El nuevo cuerpo legal establece que en 2 años el 8% de la generación eléctrica del país deberá ser de energías renovables. Además la Secretaría de Ambiente de la Nación anunció la intención argentina de mitigar las emisiones de carbono al año 2030 hasta un 15 por ciento de manera incondicional y hasta un 30 por ciento condicionado a financiamiento internacional. Juan José Aranguren, Ministro de Argentina ha dicho que la diversificación de la energía limpia no es una opción sino una imperante necesidad.
Un reporte de Energía Limpia XXI señala que la iniciativa integra políticas públicas de ahorro energético y protección de medio ambiente que ya se vienen llevando adelante con obras de infraestructura que están en marcha o con inversiones aprobadas, cómo las represas Jorge Cepernic y Néstor Kirchner o las futuras centrales nucleares. El 87% de la generación eléctrica de Argentina se obtiene a partir de combustibles fósiles. El otro 13 por ciento proviene de energía nuclear, hidroeléctrica, energía eólica, solar, biomasa. Las renovables aún no representan una cifra de dos dígitos.
El último informe del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y Bloomberg “Climascopio 2015” destaca una mejoría en el marco jurídico para energías renovables en Argentina (eólica, solar, biomasa, hidroeléctrica y otras).
El Ranking de Países Atractivos para las Energías Renovables (RECAI) publicado en 2014, destaca importantes inversiones eólicas en Argentina para aprovechar hasta 700 MW de energía. Además, la compañía de energía eólica Genneia ha anunciado que proyecta concretar inversiones por 1.000 millones de dólares para culminar nueve proyectos que posee en desarrollo en el país y alcanzar los 500 megavatios de capacidad que abastecerán a 700.000 usuarios. ABO WIND ENERGY de Alemania había dado a conocer otros dos proyectos eólicos de 100MW cada uno.
Energía Limpia XXI destaca que el potencial eólico de la Argentina supera los 2.000 GW, 100 veces la capacidad total instalada. Además, se ha aprobado una nueva legislación para comenzar a sacarle provecho a estos recursos naturales. Argentina tiene mayor capacidad energía eólica que referentes mundiales como Dinamarca o España sin embargo tiene que continuar haciendo esfuerzos para aprovechar este amplio potencial.
(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”.
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.
(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.
