enero 12, 2016
El Ministerio de Energía presentó la Política Energética de Chile a 2050, iniciativa inédita que propone una visión de un sector energético confiable, sostenible, inclusivo y competitivo, cuyo objetivo prioritario es la confiabilidad del sistema energético con una mirada de largo plazo, visión pragmática que establece como primer pilar la seguridad y calidad de suministro.
Se define que a 2050 el sistema energético deberá ser robusto y altamente resiliente, con capacidad de gestionar los riesgos de eventuales crisis energéticas, catástrofes naturales, eventos climáticos y conflictos geopolíticos.
Bajo esta perspectiva, la infraestructura eléctrica tiene un rol fundamental para contar con unidades de generación, sistemas de transmisión, redes de distribución e instalaciones de consumo, con los atributos necesarios para cumplir las metas de confiabilidad a 2050.
Los mecanismos de incentivo para que la matriz de generación eléctrica cuente con unidades de generación que entreguen confiabilidad al sistema eléctrico, son definidos bajo esquemas altamente regulados. Respecto a la suficiencia, a través de reglamentos, normas técnicas y procedimientos, se asignan las capacidades de las unidades generadoras en la medida que garanticen que podrán ser utilizadas cuando más se necesitan, no solo en condiciones de alta demanda, sino también cuando la oferta de generación está restringida.
Por su parte, los precios para valorizar dicha capacidad son fijados cada cuatro años por la CNE, en un proceso de tarificación que −a diferencia de la fijación de precios en transmisión, distribución o sistemas medianos− no se desarrolla con la coordinación y participación de agentes interesados. Asimismo, no es posible plantear discrepancias ante el Panel de Expertos respecto a las características de las bases del estudio o a los resultados del mismo.
Las inversiones en infraestructura y tecnologías que aportan a garantizar la confiabilidad del sistema eléctrico son intensivas de capital y de largo plazo. Por lo tanto, es fundamental que el marco regulatorio permita recuperar los costos en un periodo consistente con los niveles de inversión requeridos. Será un desafío para la regulación del sistema eléctrico establecer los principios y mecanismos para incentivar correctamente la confiabilidad requerida para cumplir las metas de la Política Energética a 2050.
enero 11, 2016 | Industria
(Pulso) No solo de la caída de las gasolinas se beneficiaron los hogares chilenos en 2015. Esto, porque las empresas de gas de redes Metrogas, GasSur , GasValpo e Intergas presentaron bajas significativas en sus tarifas como consecuencia de la baja internacional del gas y petróleo.
Según el reporte mensual correspondiente a diciembre de la Comisión Nacional de Energía (CNE), las empresas de gas concesionado por red han reducido sus precios hasta en un 14% en 2015.
Si se toma el precio base a la equivalencia energética entre el gas natural y el gas de ciudad, distribuido al consumidor final por gas de red concesionado con su equivalencia en cilindros de gas licuado de petróleo de 45 kg -similar a lo que utiliza un hogar promedio al mes-, Metrogas ha reducido sus tarifas en un 3,85%, 13,5% GasValpo, 14,14% GasSur y 9,96% Integas.
De esta manera, si en noviembre de 2014 unos 116 m3 distribuidos por Metrogas en la Región Metropolitana tenían un valor de $72.268, un año después este precio alcanzaba $69.484. En el caso de Intergas en la VIII en el mismo periodo el precio bajó de $103.508 a $93.189, mientras que GasValpo en la V Región la caída fue de $109.417 a $94.640. GasSur, en tanto, presentó disminuciones de $117.352 a $100.757.
En el caso de Lipigas, que opera en la II Región, la baja fue nula y Gasco Magallanes subió 1,32%. Sin embargo, ambas empresas tiene precios muy por debajo que sus partes -con $57.663 y $11.218, respectivamente- ya que, en el caso de la segunda, tiene sus tarifas subsidiadas por el Estado.
Si se realiza la equivalencia con un cilindro de 15 kg, que corresponde a cerca de 19,9 m3 de gas natural, la baja de Metrogas fue de 9,8%, GasSur 16,3%, Intergas 10% y GasValpo 10,9%.
Este precio también incorpora los costos fijos y el arriendo del medidor cobrado por las empresas distribuidoras de gas.
Según explican los expertos, la caída se fundamenta en la evolución que ha tenido el petróleo y el gas natural. El marcador Henry Hub -el cual sirve de referencia del GNL a Chile- durante el mes de noviembre promedió USD 2,08/MMbt, lo que representa una disminución del 10,5% respecto al mes anterior y del 49,5% respecto a noviembre de 2014.
Adicionalmente, la baja que ha tenido su competidor, el gas licuado de petróleo, también ha presionado los precios a la baja. Por ejemplo, en los últimos 12 meses el cilindro corriente de 15 kilos en la Región Metropolitana ha bajado cerca de 5% a $14.674.
“Lo que uno podría esperar es que sigamos viendo ciertas bajas, no me atrevo a decir de cuánto, porque eso va a depender mucho de cómo lo definan las propias empresas y cómo van a ser las condiciones de mercado, pero si uno ve precios internacionales de los combustibles, y del gas en general, a nivel internacional las proyecciones van a precios parecidos a los que hemos visto últimamente o más bajos, entonces uno debería pensar que esto también se va a replicar en el mercado nuestro”, explica Ramón Galaz, gerente general de Valgesta.
La Rentabilidad
La baja en los precios no asegura que las empresas se hayan mantenido bajo el límite máximo de rentabilidad exigida por ley.
El chequeo de rentabilidad correspondiente al 2015 se iniciará a mediados de este año, con ciertos parámetros que incluye el proyecto que modifica la ley general del gas. Esta iniciativa establece, entre otras modificaciones, nuevos criterios a utilizar en la metodología de establecimiento de la rentabilidad máxima de las redes concesionadas de distribución de gas. El exceso de rentabilidad por sobre la rentabilidad máxima generará el inicio de un proceso de fijación tarifaria.
enero 8, 2016 | Industria
(AméricaEconomía) La Comisión Federal de Electricidad (CFE) se prepara rumbo al arranque del mercado eléctrico en el país, donde participará como oferente y comprador de energía, para lo cual alista infraestructura con un valor superior a los US$26.000 millones, detalló a
El Economista su director general, Enrique Ochoa Reza.
“Hemos promovido inversiones por US$26.000 millones, son 85 obras de infraestructura en 30 estados de la República; 61 de esos proyectos ya se licitaron a 49 consorcios distintos con una inversión aproximada a los US$11.200 millones”, aseveró.
Además, “15 proyectos se encuentran en procesos de licitación con una inversión estimada en US$11.000 millones y nueve proyectos se licitarán en los próximos meses con una inversión estimada en US$4.000 millones adicionales”, dijo al concluir su participación en el panel “Oportunidades de inversión”, de la XXVII Reunión de Embajadores y Cónsules, en la Secretaría de Relaciones Exteriores.
La CFE participará como oferente de los distintos mercados —a corto plazo, por día y hora, a mediano plazo, con energía generada a través de fuentes fósiles, y a largo plazo, con potencia instalada para horas pico y energía generada con tecnología renovable—, además de que será comprador en las distintas subastas de energía para el suministro básico y de certificados de energía limpia de generadores limpios, para cumplir con la obligación de contar con al menos 5% de su generación mediante fuentes limpias.
División pendiente
En cuanto a la escisión de la empresa como mandato de la reforma energética, Ochoa Reza explicó que será hasta el próximo lunes 11 de enero, luego de la publicación de las disposiciones para este proceso por la Secretaría de Energía en el Diario Oficial de la Federación, en que la CFE podrá posicionarse, una vez que se oficialice esta transición.
Conforme a lo dispuesto por Energía, se crearán cuatro empresas de generación de energía, una de transmisión, una para el suministro básico que seguirá vendiendo electricidad en los hogares, una para el suministro a grandes generadores, las filiales CFE Internacional y CFE Energía, para compraventa de combustibles en los mercados internacionales y una de distribución que a su vez se subdividirá en 16 unidades de negocio regionales. Quedan pendientes las determinaciones en cuanto a dónde se situarán las unidades de negocio que atenderán a los contratistas Productores Independientes de Energía, así como al resto de los privados que tengan contratos legados con la CFE, y a los nuevos contratistas.
Finalmente, Ochoa Reza detalló que la empresa ofrece un incentivo de reconocimiento de contenido nacional a la capacitación a técnicos de la CFE por privados, por lo que cuenta con esquemas de cooperación con la ibérica Iberdrola, tanto en su centro de capacitación ubicado en la planta eólica de Puebla como en España, como con otras europeas como Gamesa, Acciona y Vestas.
enero 8, 2016 | Industria
(Pulso) Tras casi dos años como secretario ejecutivo de la CNE, Andrés Romero está conforme. Y no es para menos, luego de la caída en los precios en las licitaciones para clientes regulados, la incorporación de nuevos actores y los avances del “tren legislativo”.
Sin embargo, desde el organismo no se quedan de brazos cruzados. Este año tienen una intensa agenda que incluye el avance en la interconexión del sistema eléctrico, la configuración de un organismo coordinador a nivel nacional y una nueva licitación para clientes regulados, esta vez doce veces mayor que la de octubre de 2015.
El cronograma para este año también incluye sacar adelante un proyecto que introduce cambios al mercado de distribución de gas de redes, que ha generado controversias ya que reduce la rentabilidad de las empresas. Si bien la ley ha estado paralizada durante los últimos meses, desde la CNE advierten que esta se reactivará y estará lista a mediados de año.
Para el 2016, ¿cuáles son los hitos que se vienen?
Para 2016, en el ámbito regulatorio nosotros vamos a tener tres nuevas leyes en el sector que son bastante impactantes: la ley de transmisión, que probablemente por abril la tengamos fuera del Congreso; la ley de equidad tarifaria, que la vamos a tener probablemente en marzo; y la ley de gas, que probablemente va a estar afuera por julio-agosto. Por otro lado está la licitación de abril, que la están todos esperando, y como muchos actores dicen, será una competencia muy dura, y nosotros estamos muy claro de aquello. Por otra parte, creo que con el inicio del desarrollo de Polpaico-Cardones junto con un avance más sustancial de la interconexión habrá harto movimiento en el ámbito de la transmisión. Yo me atrevería a decir que esos son los elementos sustanciales. El otro tema que será noticia en 2016 es que es altamente probable que nosotros exportemos energía eléctrica a Argentina, y como ya lo ha señalado tanto el gobierno argentino como el Gobierno de la presidenta Bachelet, nosotros tenemos una vocación de integración energética, por lo tanto vamos a iniciar las conversaciones con los equipos del nuevo gobierno argentino para ver qué alternativas reales hay de generar intercambios no solo eléctricos sino también gasíferos.
¿Qué se requería para hacer realidad la exportación de gas?
De concretarse algo de ese tipo tendríamos que revisar la normativa, ajustarla, son elementosmás bien reglamentarios, no son elementos legales en principio. Aquí hay un desafío técnico-económico, el desafío técnico es que los gasoductos puedan funcionar binacionalmente, no todos cumplen con esa característica; y en segundo lugar que los acuerdos económicos satisfagan a las partes y sean cumplibles, etc. Hay aspectos técnicos, económicos jurídicos que ver, por eso no me gustaría dar una señal que esto es una realidad, pero es parte de los temas que probablemente sean interesantes en el desarrollo de la agenda el próximo año.
Proyectos como el de equidad tarifaria o las modificaciones a las licitaciones han generado consenso en el mercado, pero este no es el caso del proyecto que modifica el mercado de distribución de gas de redes. ¿Cuál es el status de esta iniciativa? Considerando que durante los últimos meses no ha avanzado en su tramitación.
La única razón por la cual no hemos avanzado es porque hay otros proyectos antes. No hemos tenido los espacios legislativos para poder tramitarlo antes. De todas maneras, cuando terminemos de tramitar el proyecto de transmisión, en abril aproximadamente, el próximo proyecto que entra a la tabla de la Comisión de Energía del Senado es gas. ¿Qué cosas vamos a ver? Creo que bastante de los temas quedaron bien resueltos en la Cámara, probablemente a lo que nos vamos a abocar es a discutir algunos detalles de cómo se valoriza el gas al ingreso del sistema de distribución en el caso que las empresas sean relacionadas, vamos a ver cómo generar incentivos para que se materialicen nuevas inversiones. Ya hay una señal desde la Cámara, nosotros estamos investigando si es el mejor mecanismo. (Además) se va a discutir la tasa de rentabilidad, el Gobierno ha señalado que cree que es necesario tener un piso mínimo y por nosotros vamos a reponer el piso mínimo que planteamos en el Cámara y se eliminó en la comisión. Ese tipo de discusión va a haber, nosotros creemos que en general la discusión está bastante acotada, no vamos a reinventar el proyecto, las grandes líneas que era regular el proceso de chequeo de rentabilidad, eliminar el TDLC dentro del proceso y regular el proceso de tarificación, son temas que no deberían cambiar en la etapa del Senado.
Respecto al chequeo de rentabilidad de 2014. ¿Este estudio se está realizando con las normas de la futura ley?
Sí y no, nosotros estamos aplicando los mismos criterios que hemos puesto en la ley en términos de que por ejemplo las conversiones las seguimos considerando como gastos (…) ahora la ley establece una serie de normas que no es posible aplicarlas para nosotros porque todavía no es ley vigente. Recuerda que la ley tiene una inclusión en el panel de expertos, por ello, lo que hemos hecho es sacar un informe preliminar que están en manos de las compañías, y una vez que tenemos las observaciones de las compañías haremos las correcciones. El plazo para emitir el informe definitivo es el 22 de enero.
enero 7, 2016 | Industria
El año 2015 cerró con una energía generada total que supera los 18.800 GWh, lo que equivale a un aumento de más del 6% en relación a la energía generada en año 2014.
El costo marginal (CMg) de la energía del SING para el año 2015, presentó una disminución del 25% en relación al mismo indicador del año 2014, situándose en un valor promedio cercano a los 57 USD/MWh.
El Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado del Norte Grande (CDEC-SING) es el organismo encargado de coordinar la operación de las instalaciones eléctricas del Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), que se extiende entre Arica y Parinacota, Tarapacá y Antofagasta, Decimoquinta, Primera y Segunda regiones de Chile.
Aproximadamente, el 90% de los consumidores del SING corresponden a grandes consumidores mineros e industriales, mientras que el resto del consumo, está concentrado en las empresas de distribución que abastecen a los clientes regulados, que representan aproximadamente el 6,1% del total de población nacional.
El SING es el principal soporte de la gran minería del país, sector que representa casi el 15% del PIB nacional.
[CDEC-SING presenta nuevo estudio sobre integración de ERNC al SING]
