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Licitación eléctrica: carbón y geotermia podrían “colarse” en la subasta

(Diario Financiero) Mañana se recibirán las ofertas de la licitación de suministro eléctrico para clientes regulados, entre los cuales figuran los residenciales.

Y pese a que con 2.200 GWh disponibles, el volumen de energía a adjudicar en esta oportunidad es bastante inferior al récord del proceso del año pasado, hay expectación por lo que podría suceder. No sólo por saber si se mantendrá el nivel de precios récord de 2016, sino que también por el tipo de tecnologías que se presentarán en la puja.

Esto porque pese a que la autoridad adaptó el proceso para viabilizar la participación de minihidroeléctricas -que fueron una de las grandes perdedoras de la subasta anterior, lo que dejó en vilo el desarrollo de este tipo de proyectos-, existe la posibilidad de que algunas eléctricas se presenten en la puja con otras tecnologías.

La modificación consistió en incluir bloques estacionales, es decir, períodos de tres meses que coinciden con las curvas de mayor disponibilidad de caudales.

Pese a este diseño, las fórmulas que podrían “colarse” en la licitación serían de generación a carbón y también geotérmia, que tampoco tuvieron cabida en el proceso anterior, porque sus precios fueron superiores frente a parques eólicos y granjas solares, que se quedaron con la mitad de la energía adjudicada en contratos que comienzan en 2021.

Carbón: inversión amortizada

En el sector comentan que en el caso del carbón, las generadoras que cuentan con este tipo de centrales, las que en buena parte de los casos amortizaron sus inversiones hace ya algunos años, habrían revisado sus posturas comerciales y podrían evaluar reducir sus expectativas de rentabilidad para presentar ofertas más competitivas frente a las energías renovables no convencionales (eólica y solar).

Los cálculos establecen que el costo promedio de operación de la totalidad del parque termoeléctrico, sin considerar el costo de capital, bordea los US$ 40 por MWh.

Si a esto se le suma una expectativa moderada de rentabilidad en torno al 3%, que sería el factor que habrían considerado los desarrolladores de ERNC que triunfaron en la subasta de 2016, sus ofertas podrían competir.

Otro elemento que pesa es que estos nuevos contratos entran en vigencia el año 2024, lo que coincide con el perfil de vencimientos de obligaciones que tienen actores convencionales como AES Gener o Colbún, lo que las motivaría para tratar de recolocar esa energía a fin de mantener sus políticas comerciales equilibradas.

Geotermia

Mientras la participación de generación en base a gas natural se sigue perfilando como complicada, especialmente en lo que a nuevos proyectos en base a este combustible se refiere, la geotérmica podría abrirse un espacio mañana.

En este último caso, seguiría siendo de la mano del único operador que cuenta con capacidad instalada en base a esta tecnología: la sociedad entre Enel Green Power y la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP).

Se trata de la central Cerro Pabellón, que comenzó su operación comercial a inicios de este año con dos unidades de 24 MW, aunque en realidad lo que podría competir en esta subasta son las dos unidades adicionales que hace un par de semanas los socios ingresaron a evaluación ambiental.

Fuentes de la petrolera explicaron que el alto costo de desarrollo ha frenado la colocación de este tipo de generación. Pero eso no sería un impedimento en este caso, ya que factores que encarecen, como el riesgo exploratorio y la inversión de transmisión para conectar la central al sistema, estarían cubiertos con la primera unidad que ya funciona y no en la ampliación.

En este caso sólo se consideraría el costo de capital de las nuevas turbinas que permitirán incrementar la capacidad de generación en 50 MW adicionales.

Características del proceso

La licitación de mañana considera dos tipos de abastecimiento o bloques, divididos a su vez en sub bloques, entre los cuales se distribuyen los 2.200 GWh que se adjudicarán en esta oportunidad. De esta forma, las bases establecen que el primer bloque considera abastecimiento entre las 0 horas y las 7:59 horas y de 23:00 a 23:59 horas. Un segundo tramo va entre las 8:00 y las 17:59 horas, y el tercero de 18:00 a 22:59 horas.

El segundo bloque, al igual que todos los demás determina el abastecimiento a 20 años plazo, dividido en cuatro sub bloques estacionales que van desde el 1 de enero al 31 de marzo; del 1 de abril al 30 de junio; del 1 de julio al 30 de septiembre, y desde el 1 de octubre al 31 de diciembre. Otra característica del proceso es que a diferencia de los anteriores, permite a los proponentes plantear distintos escenarios para la adjudicación de la energía, al considerar mínimos y máximos de bloques, lo que ayuda a las distribuidoras a cubrir de mejor forma la grilla de sus requerimientos.

Cluster de energía del Biobío reunirá a 20 empresas regionales de energías renovables

Cluster de energía del Biobío reunirá a 20 empresas regionales de energías renovables

Veinte pequeñas y medianas empresas dedicadas a las energías renovables y a la eficiencia energética estarán presentes en el cluster de energía del Biobío que se realiza este martes en el Centro de Convenciones Suractivo, en Concepción, donde se reunirán representantes del sector público y privado para potenciar el rol de la industria energética en la zona.

El evento es organizado por el Ministerio de Energía y el Gobierno Regional de la zona, donde se desarrollarán charlas, talleres y una feria, en que se mostrarán los planes de la empresas para aumentar la cadena de valor en la región, por lo que se efectuará una rueda de negocios entre las empresas Enel, Colbún, Enap y Engie las que se reunirán con diferentes pymes de la región, «para que puedan ser consideradas como futuros proveedores para estas grandes empresas del sector energético», informó Carola Venegas, seremi de Energía del Biobío.

Electromovilidad

Venegas apuntó que una de las novedades que tendrá el evento será la demostración de diferentes autos eléctricos, y la llegada a la región de una flota de este tipo de vehículos por parte de la empresa Europcar, la cual tendrá automóviles y utilitarios para sus clientes.

En la misma línea, el municipio de Concepción habilitará el mismo día un estacionamiento gratuito para autos eléctricos en la ciudad, el cual estará a una cuadra de la Plaza de la Independencia.

[Cluster del Biobío abordará desafíos de las energías renovables variables]

Ejecutivo reduce en 12% subsidio al gas en Magallanes

(El Mercurio) Por primera vez desde que se creó el mecanismo, en 2013, el gobierno disminuirá el «aporte compensatorio» que entrega a la Empresa Nacional del Petróleo (Enap) para solventar la venta de gas en Magallanes a un precio menor que su costo de extracción.

Según el Presupuesto 2018, los dineros que se le entregarán a Enap para que el subsidio al gas en Magallanes no afecte sus balances alcanzan a $58.521 millones (US$ 93 millones), equivalente a una disminución del 12,3% en pesos. Esto, considerando que para 2017 esta partida llegaba a $66.701 millones (US$ 106 millones).

A agosto de este año, según el proyecto de Presupuesto, Enap ha utilizado $36.921 millones (unos US$ 58,7 millones) del monto compensatorio.

El mecanismo contempla que el monto a transferir a Enap lo determina mensualmente la Comisión Nacional de Energía (CNE), según «el procedimiento que establezca para tal efecto mediante resolución visada por la Dirección de Presupuestos».

Consultado Enap por los impactos que podría tener este recorte en sus resultados, apuntaron que, considerando el tipo de cambio de cada año, la reducción del aporte compensatorio llega aproximadamente a un 5%.

De todas formas, señalaron que esta situación «nos obliga a seguir profundizando el trabajo que ya estamos haciendo de contener costos, mejorar la eficiencia para hacer sustentable la operación en Magallanes y mantener coordinación con el Ministerio de Energía para evitar que cualquier consumo de la región le pueda significar a la empresa un riesgo patrimonial que pueda afectar los indicadores financieros».

Explicaron que en Magallanes el costo de exploración de un pozo de gas no convencional se ha logrado reducir de US$ 5 millones a US$ 2,6 millones, y «se han realizado esfuerzos importantes en disminuir los costos de energía, servicios y transportes, pero deberemos seguir avanzando para mejorar la rentabilidad de esa filial».

Este subsidio no ha estado exento de polémica, y empresas privadas, como Petromagallanes -de capitales neozelandeses-, han hecho lobby con autoridades para competir con Enap por el aporte.

Cuestión rechazada por la estatal, pues señalaron que han sido los únicos dispuestos a invertir en exploración para garantizar el suministro de gas de la población de Magallanes, «pese a que durante una década (2002-2012) esta situación le generó pérdidas anuales promedio de US$ 50 millones».

«El aporte compensatorio del Estado solo existe desde 2013, y cubre en parte los costos de operación de Enap, pero tiene como objetivo principal asegurar el suministro a largo plazo para la región por medio de campañas de exploración intensivas y de largo plazo que requieren grandes inversiones e implican riesgos. A la fecha, estos solo han sido asumidos por Enap, reforzando un compromiso histórico con la seguridad de suministro de la Región de Magallanes», subrayaron desde Enap.

Argentina reanudaría antes de fin de año envíos de gas a Chile

(Diario Financiero) Justo una década después de que Argentina cerró completamente la llave del gas natural para Chile, el hidrocarburo trasandino podría volver a fluir hacia el país.

“Estamos viendo la posibilidad de iniciar un primer swap de gas desde Argentina para poder facilitar el proceso de mantenimiento del terminal de regasificación de GNL de Quintero, buscando en todas las alternativas que ofrece la infraestructura existente y las complementariedades temporales que tienen ambos países”, dijo ayer el gerente general de la Empresa Nacional del Petróleo (Enap), Marcelo Tokman.

El ejecutivo hizo estas declaraciones tras participar en el Segundo Encuentro de Integración Energética Chile Argentina, que tuvo lugar en Santiago y reunió a autoridades y representantes de empresas de ambos lados de la cordillera.

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Aunque no quiso comprometer una fecha para la materialización de este primer envío del hidrocarburo, habitualmente la mantención de la planta en la Región de Valparaíso se realiza entre los meses de octubre y noviembre de cada año, aprovechando la reducción del consumo de gas por parte de las generadoras eléctricas, que es la principal fuente de uso de la planta, dado que por el deshielo aumenta la producción de plantas hidroeléctricas.

Conocedores del tema comentaron que en esta oportunidad, la programación de los trabajos sería la misma y que el volumen de gas que llegaría desde Argentina sería menor, sirviendo como respaldo adicional al almacenamiento que tradicionalmente se hace en los gasoductos de Electrogas y GasAndes. En realidad, dijeron en la estatal, el swap busca probar el mecanismo burocrático para estos intercambios con miras a futuros procesos.

Tokman, precisó que este intercambio se realizaría al amparo del protocolo para emergencias u oportunidades extraordinaria que Chile y Argentina suscribieron, y que permitió las exportaciones de gas que el país realizó los últimos dos inviernos.

Acuerdo de swap

Autoridades argentinas, como el gobernador de Neuquén, Omar Gutiérrez, aseguraron ayer que este verano tendrán excedentes de gas en la zona de Vaca Muerta para enviar a Chile, a un precio competitivo.

El ministro de Energía chileno, Andrés Rebolledo, dijo que durante octubre y tras varios meses de espera, los gobiernos podrían firmar el acuerdo que normará los swaps de gas con el país vecino. Esto tras resolver varios temas que levantó el Servicio de Aduanas trasandino.

El secretario de Energía argentino, Alejandro Sruoga, dijo que a diferencia de lo que sucedió hace 20 años, este documento tendrá carácter vinculante.

AES Gener plantea mejora regulatoria

Una mejora en los procesos regulatorios, es clave para activar nuevas inversiones en la línea de AES Gener, que desde el año pasado permite la exportación de electricidad desde Chile a Argentina.

Javier Giorgio, gerente general de la firma de capitales estadounidenses, dijo que ellos cuentan con dos proyectos para expandir la capacidad del tendido de Salta y llevarla desde los 200 MW actuales hasta los 640 MW que es la capacidad de diseño. Pero la situación está condicionada a la mejora de los protocolos regulatorios, para la operación constante de la interconexión entre ambos países.

El ejecutivo añadió que hay mineras chilenas que están explorando en Argentina, por ejemplo, en litio, y están evaluando contratos para abastecerse con electricidad desde Chile.

Gobierno estudia tener interconexión eléctrica con Argentina a través de túnel de Agua Negra

Gobierno estudia tener interconexión eléctrica con Argentina a través de túnel de Agua Negra

El ministro de Energía, Andrés Rebolledo, señaló que en el marco de integración energética entre Chile y Argentina se estudia la posibilidad de incluir en una interconexión eléctrica en el proyecto para construir el túnel de Agua Negra, que se encuentra en la etapa de licitación internacional para conectar la Región de Coquimbo con la Provincia de San Juan en el vecino país.

«Estamos además trabajando en una opción real para concretar una interconexión eléctrica, en el marco de la licitación del túnel de agua negra, para permitir que, a través del túnel, se pueda tener el intercambio», afirmó el secretario de Estado.

Rebolledo participó en la inauguración del III Encuentro Chileno-Argentino sobre Integración Energética, organizado por la Cámara Chileno Argentina de Comercio, donde se expusieron los avances en materia de interconexiones eléctricas y de gas entre ambos países, con la participación de empresas como AES Gener, Enel Chile y de Enap, mientras que por el lado trasandino estuvieron representantes de Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF) y Tecpetrol.

La autoridad explicó que durante la III Cumbre Ministerial de Energías de las Américas, que se realizó a inicios de septiembre en Viña del Mar, firmaron una carta conjunta con el ministro de Energía de Argentina que se envió a un organismo internacional para financiar un estudio que nos permita técnicamente indicar cuál es la viabilidad respecto de lo que va a ser esta línea de interconexión eléctrica en el túnel, desde el punto de vista de la infraestructura y regulatorio».

«Esperamos tener los resultados este año, lo que nos permitirá tener esta visión estratégica, para ver cuáles son los puntos de conexión, entendiendo que uno de ellos es el de Agua Negra, pues ahí ya hay una infraestructura y una licitación», agregó Rebolledo.

Gas

En materia de gas, Rebolledo sostuvo que se espera que este mes se materialicen las negociaciones que impulsan ambos países para establecer intercambio de gas, bajo el esquema de swaps energéticos. «Estamos trabajando con las aduanas de ambos países para resolver algunos temas específicos, por lo que en este mes vamos a estar en condiciones de poder anunciar la concreción de estas negociaciones», indicó el ministro.

Explicó que falta la definición de modalidades aduaneras respecto a la importación de energía, lo que -a su juicio- «es una cosa estrictamente técnica, pues en nuestro país existe la importación temporal y en Argentina existe con un concepto distinto, pero es algo que no debiera tomarnos más tiempo, por lo que estamos esperanzados en resolverlo pronto.

«Hoy existen distintas opciones de negocios para el intercambio de gas, ya que en el centro y sur de nuestro país hay un gran interés de que eso suceda nuevamente, desde la generación eléctrica, hasta las empresas industriales que puedan volver a tener este energético para sus actividades productivas y de distribución», agregó.

Rebolledo aseguró que en Chile «hay varias empresas que están tratando de desarrollar estos swaps sin este marco institucional, lo que da cuenta de que existe un potencial importante y, probablemente cuando tengamos en vigencia el acuerdo, se generará un incentivo adicional».

Srouga

Por su parte, el secretario de Energía, Alejandro Srouga, destacó la importancia de que Argentina avance en temas de integración energética con Chile, señalando que «hay posibilidades de encontrar beneficios para ambos países a través de este tipo de mecanismos, por lo que hemos recuperado un nivel de conversación franco, comprometido, entendiendo al otro».

«Una vez que tengamos esos puntos físicos de interconexión vamos a encontrar la forma de comercializar en beneficio de ambos países», planteó la autoridad trasandina.

Srouga dijo que Argentina tiene «grandes expectativas en aumentar significativamente en forma económica el gas natural y vemos que la demanda para ese recurso excede la demanda local, por lo que en el mediano plazo estaremos en condiciones de poder ofertar este producto a los países vecinos».

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