abril 12, 2013 | Industria
(La Tercera) El ministro de Energía, Jorge Bunster, descartó este jueves rumores respecto a que el Presidente Sebastián Piñera le habría pedido su renuncia luego que a comienzos del mes pasado el Panel de Expertos señalara que la licitación pública lanzada por la autoridad para unir el Sistema Interconectado Central (SIC) y el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) era ilegal.
«Ese rumor es absolutamente infundado, no ha existido nada que de base para ese rumor, por lo tanto lo desmiento categóricamente, no ha habido ninguna conversación con el Presidente en esos términos, ni he pensado en renunciar y por lo tanto creo que es un rumor que no tiene ninguna conexión con la realidad», afirmó Bunster.
El ministro agregó que «lamentamos el revés que tuvo la CNE (Comisión Nacional de Energía) y estamos buscando los mecanismos para ver de qué manera podemos subsanar el vacío legal que existiría en la medida en que el Estado no tendría facultades para impulsar proyectos de interconexión».
En su dictamen, el Panel de Expertos señaló que el mecanismo de licitación pública impulsado por el gobierno no estaba contenido en la Ley General de Servicios Eléctricos (LGSE), y que la realización de una interconexión entre sistemas debía ser una iniciativa de carácter privado, y no estatal. El gobierno señaló que el proyecto, que contemplaba una inversión de US$ 850 millones, permitiría bajar los precios de la electricidad en el país.
Fuente / La Tercera
abril 12, 2013 | Industria
(Radio Biobío) Varios clientes industriales de Chilquinta y de tres distribuidoras del grupo CGE en el norte se habrían visto afectados por “redondeos” en los cobros de su consumo eléctrico, por lo que la Superintendencia de Electricidad y Combustible (SEC) llamó a refacturar y restituir los montos percibidos indebidamente.
La información, dada a conocer en una investigación del Centro de Investigación Periodística (Ciper), nace del caso de la Agrícola El Canelillo en Quillota, cuyo gerente general Luis Macchiavello habría descubierto durante una consultoría para lograr mayor eficiencia energética, que al menos durante los últimos cinco años le habían cobrado casi 00 mil pesos de más en la facturación.
Si bien desde la empresa aseguraron que se trata de montos pequeños, no consideran pertinente que se le realicen cobros “fuera de lo que establece la reglamentación vigente”. Hecho por el cual actualmente la SEC se encuentra investigando a todas las distribuidoras de electricidad en el país, en busca de determinar qué sistema de cálculo utilizan para aplicar los distintos tipos de tarifa eléctrica que fija la ley en la facturación de clientes industriales.
Cabe destacar que el caso de las empresas industriales es particular y no funciona como los clientes residenciales, a quienes se les cobra de acuerdo al medidor particular. A los clientes industriales, aquellos que consumen más de 2 mil kilowatts, se les realizan cobros diferenciados.
Esto significa que además de la energía mensual consumida, deben pagar un “peaje de distribución” por el transporte de electricidad que realiza, en este caso, Chilquinta. Este monto es variable y existen 10 tarifas que las industrias pueden elegir de acuerdo a sus necesidades. La base de este cobro sería la demanda máxima de potencia en horas punta.
Cada empresa distribuidora tiene sus propias fórmulas para calcular los cobros. El utilizado por Chilquinta fue el método del “redondeo”, es decir, cuando el consumo de kilowatts arrojaba decimales, se aproximaba el cobro al entero siguiente, facturando kilowatts de más que se acumularon en el tiempo.
Por esta razón, en agosto de 2011, Agrícola El Canelillo presentó un reclamo para que se le restituyera 44.465 pesos cobrados “erróneamente”. Ante lo que Chilquinta respondió que “históricamente se ha trabajado con números enteros”.
“Es del caso señalar que la SEC, en uso de su potestad normativa, no ha hecho referencia a cambios en la modalidad de aproximación. Además, actualmente no existen mecanismos legales que obliguen a la empresa a hacer una refacturación histórica por los montos cobrados”, indicó Viviana Urtubia Urbina, jefa de Calidad de Servicio y Gestión de Presentaciones de Chilquinta Energía.
Un año más tarde, y tras presentar la denuncia frente a la Superintendencia, ésta envió una ordenanza a la distribuidora para que refacturara sin aproximación de decimales de los consumos de la Agrícola El Canelillo.
Chilquinta volvió a asegurar que no existe ninguna ley u ordenanza que prohíba “el redondeo” de los cobros de demanda máxima de potencia, por lo que la compañía interpuso un recurso de reposición ante la SEC. El recurso no fue acogido y se insistió en refacturar los cobros.
Si bien la ley no prohíbe la aproximación a decimales, existen indicios legales que establecen que los concesionarios de distribución de electricidad son los responsables de la calidad del servicio, lo que cuenta la correcta medición y facturación de los servicios prestados.
“Corresponde que el precio que un usuario debe pagar esté directamente relacionado con lo que efectivamente haya consumido, ni un peso más ni un peso de menos, y por lo mismo, las empresas distribuidoras deben asegurarse de realizar correctamente sus procesos de medición y facturación”, dijo el superintendente de la SEC, Luis Ávila.
Cabe destacar que Chilquinta modificó su sistema de cobros a partir de diciembre de 2012, “con el objeto de aplicar un redondeo a un decimal” y eliminó de su sitio web los detalles de facturación de años anteriores.
Asimismo, la empresa de la Región de Valparaíso afirmó, a través de un comunicado de prensa, que “lo resuelto por la SEC no se encuentra ejecutoriado, existiendo recursos judiciales pendientes que la empresa ejercerá”.
Fuente / Radio Biobío
abril 11, 2013 | Industria
(Revista ELECTRICIDAD) La sequía en Chile ha implicado que la generación termoeléctrica haya aumentado, escenario en el que no solo el carbón posee un rol relevante. Es así como Alejandro Palma, gerente general de GNL Chile, destaca que “en 2012 el gas natural representó más de un 20% de la generación eléctrica del Sistema Interconectado Central (SIC). Más de 535.000 clientes residenciales y comerciales, y 330 clientes industriales de la zona central de Chile se abastecen con este combustible”.
Por la zona norte destaca el caso de GDF Suez. Este consorcio ocupa el tercer lugar como importador de GNL en el mundo, y en Chile cuenta con dos importantes actores en la industria del gas natural: GNL Mejillones (63% GDF Suez y 37% Codelco) y Solgas (100% GDF Suez), esta última que comercializa gas natural, teniendo como destino principal las empresas industriales con instalaciones productivas. Jean-Michel Cabanes, gerente general de GNL Mejillones (GNLM), destaca que “la participación del gas natural suministrado por nuestra empresa en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) alcanzó el 21% en 2011 y el 14% en 2012. Pero también el 25% del gas regasificado en nuestro terminal en 2012 sirvió para abastecer el SIC vía el gasoducto hacia la central térmica Taltal”.
En el plano internacional, Alejandro Palma resalta que “el crecimiento en la demanda de gas natural ha impulsado importantes cambios en la industria del GNL. Mientras en Estados Unidos se está explotando el shale gas a gran escala, en África se están desarrollando nuevos proyectos de exportación a raíz de las importantes reservas descubiertas en Tanzania y Mozambique. En Australia, en tanto, se están construyendo proyectos basados en nuevas tecnologías que transformarían a este país en el principal exportador de GNL a nivel mundial”.
Por su parte, Sebastián Bernstein, gerente de Desarrollo de Mercado Grandes Clientes de Metrogas, explica que actualmente los principales destinos del GNL en el mundo son Japón, Corea y Taiwán, haciendo hincapié en que “el mercado asiático hoy día está con una altísima disposición a pagar. Yo miraba la última serie de precios y estamos hablando de US7, 18 el millón de BTU”.
Amigable
Jean-Michel Cabanes, gerente general de GNLM, considera que “el desarrollo del gas natural en la matriz energética de Chile es fundamental dado que aporta a la seguridad y confiabilidad del suministro energético. En el corto plazo porque se incorpora en los procesos de generación de electricidad en reemplazo del petróleo diésel, obteniendo de esta forma, beneficios ambientales. En este sentido cabe subrayar que el gas natural es el combustible fósil más limpio que existe”.
Además señala que “los ciclos combinados tienen un tiempo de partida muy corto, permitiendo la complementariedad con Energías Renovables No Convencionales, ya que estas últimas, al no poder entregar bloques constantes de energía, necesitan un respaldo que sea capaz de responder a variabilidades de forma rápida”.
En este mismo ámbito Cabanes comenta que “en el caso específico de Chile, uno de los principales desafíos que enfrenta la minería es la escasez de energía, lo que se refleja tanto en los costos como en la seguridad en el suministro. También les preocupa a las mineras la actual huella del carbono del cobre asociada a la generación eléctrica. En este sentido, cabe destacar que el uso de gas natural produce una inmediata disminución de este índice”.
En este punto, Diego Stabile, gerente general de Solgas, llama a considerar “la implementación de un sistema de incentivos económicos tendientes a premiar la menor huella de carbono de los procesos industriales, lo que implicará, además de mejorar el medio ambiente, dar un renovado impulso tanto a las Energías Renovables No Convencionales, como al gas natural como combustible limpio y seguro”. Sebastián Bernstein, de Metrogas, lo refuerza señalando que “el gas natural, más allá de un tema de precio, pasa a ser una alternativa mucho más amigable sin perder de vista que es un combustible fósil”.
En construcción
La relevancia que el gas natural puede llegar a alcanzar dentro de la matriz energética de Chile ha impulsado a las empresas del sector a fortalecer sus capacidades de tratamiento, como es el caso de GNL Mejillones, que se encuentra construyendo un estanque en tierra, de manera de brindar servicios de regasificación de largo plazo bajo la modalidad de contratos TUA (Terminal Use Agreement).
Por su parte, Alfonso Salinas, de GNL Quintero, comenta que “nuestro principal objetivo para 2013 es la puesta en marcha del proyecto de expansión del 50% de capacidad de regasificación de nuestro terminal, que se materializará a través de la instalación de un nuevo tren de vaporización, que se sumará a los dos actualmente en operación, y al que tiene de respaldo”.
El ejecutivo de GNL Quintero explica que “el proyecto, con un costo cercano a los US0 millones, tendrá una duración total entre 17 y 21 meses, por lo que la capacidad adicional de regasificación estaría disponible durante el primer semestre del próximo año”. Destaca que “la instalación del nuevo tren de vaporización fue considerada en el diseño original del terminal, por lo que cuenta con aprobación ambiental y con las conexiones necesarias para integrarla a las instalaciones existentes de la planta, sin involucrar una expansión territorial ni impactos ambientales relevantes”.
A esto se suma el hecho de que la empresa Golar LNG proveerá a GasAtacama un terminal marítimo flotante, para la regasificación de gas en la bahía de Mejillones. Estas instalaciones dispondrán de una capacidad de almacenamiento de cinco millones de m3 de gas, para poder generar hasta 1.000 MW, con posibilidad de ampliarse al doble.
Mientras tanto Colbún y AES Gener planean disponer a mediados de 2014 de un terminal flotante regasificador de GNL, por medio del cual buscarán abastecer a sus centrales.
De manera adicional, existen proyectos de construcción de nuevas centrales que comprenden la utilización de gas natural como combustible:
• Proyecto Kelar de BHP Billiton: central de ciclo combinado de 540 MW, en la zona de Mejillones, con una inversión de unos US00 millones. En evaluación ambiental.
• Proyecto Luz Minera de Codelco: central de ciclo combinado de 760 MW, en la zona de Mejillones, con una inversión de unos US58 millones. En evaluación ambiental.
• Proyecto Octopus: desarrollo de dos centrales de gas natural de ciclo combinado de 570 MW cada una, en Concepción, junto con un terminal flotante que tendría una capacidad de regasificación de 10 millones de m3 diarios.
Gasoductos virtuales
Junto con la ampliación de instalaciones, las compañías del sector energético trabajan en el desarrollo de mecanismos que les permitan ampliar sus áreas de atención.
Es así como Alfonso Salinas, de GNL Quintero, destaca “el funcionamiento de un terminal de carga de camiones de GNL, abriendo la posibilidad a que nuevas zonas de Chile se beneficien con este combustible. En 2012 se completaron más de 6.000 cargas de GNL a camiones especialmente diseñados para su traslado a zonas que no cuentan con una red de gasoductos”.
En este punto, Salinas resalta que “para 2013 trabajaremos en el proyecto de expansión del terminal de carga de camiones, agregando dos islas de carguío adicionales a las dos que actualmente están en funcionamiento, un proyecto que estará operativo en 2014 y que permitirá duplicar nuestra capacidad para cargar GNL a estos vehículos, pasando de los actuales 1.250 m3 diarios de GNL (alrededor de 25 camiones) a 2.500 m3 de GNL por día (unos 50 camiones)”.
Por su parte, Sebastián Bernstein, de Metrogas, menciona que “en el mercado de distribución de gas por camiones nosotros estamos pensando en duplicar por lo menos la demanda que tenemos hoy día contratada. Estamos llegando a grandes clientes en regiones y estamos pidiendo incluso una evaluación en el sector de Llanquihue”, pudiendo la compañía llegar a cubrir a cerca de 1.000 kilómetros alrededor del terminal.
De igual forma, Diego Stabile, gerente general de Solgas, comenta que “durante este año estaremos desarrollando el suministro de gas natural para clientes alejados de los gasoductos existentes, mediante el transporte de GNL en cisternas criogénicas, regasificando el mismo en destino”.
Mientras que Jean-Michel Cabanes, gerente general de GNL Mejillones, culmina diciendo que “venimos desarrollando un proyecto de patio de carga para camiones cisterna que permitirá la distribución de gas natural en un radio de hasta 700 kilómetros de nuestro terminal, pudiendo llegar a Arica por el norte y a Copiapó por el sur”.
Conclusiones
Según los especialistas consultados por Revista ELECTRICIDAD, actualmente:
• Existe una creciente participación del gas natural en la matriz energética de Chile.
• Se encuentran reservas importantes en lugares como Estados Unidos, Tanzania, Mozambique y Australia.
• Las centrales de ciclo combinado poseen un tiempo de partida muy corto, siendo un buen respaldo para las ERNC.
• El gas natural permite una disminución de la huella de carbono, algo crítico para industrias como la minería.
• Hay proyectos de desarrollo de nuevos terminales de regasificación y centrales de ciclo combinado.
• Se desarrolla el transporte de gas natural en camiones, cubriendo distancias de 1.000 kilómetros.
Fuente / ELECTRICIDAD
abril 11, 2013 | Industria
(Revista ELECTRICIDAD) En el marco de la Cumbre Minería, Energía y Agua, que organiza Cesco y el CRU, el ministro de Energía Jorge Bunster detalló que en los últimos 15 años ingresaron al sistema eléctrico nacional 11.500 MW, de los cuales un 80% correspondió a proyectos térmicos. Es así como la capacidad instalada de proyectos hidroeléctricos pasó de un 65% en 1996 a un 34% en 2012, mientras el carbón y el gas natural correspondieron a un 22% y 26% respectivamente, escenario en el cual Chile se ve afectado por los precios internacionales de los combustibles, los que son mayoritariamente importados.
Junto a lo anterior, la autoridad resaltó que en los próximos diez años la demanda de energía eléctrica aumentaría entre un 5,5% y un 6%, lo que implica de 8.000 a 10.000 MW de capacidad instalada.
En esta línea, el ministro Bunster estimó que este año ingresarían 1.009 MW al sistema, de los cuales 430 MW son proyectos hidro mayores a 20 MW, 270 MW de iniciativas a carbón y 215 MW de parques eólicos, destacando que existen 2764 MW en construcción.
Fente / Revista ELECTRICIDAD
abril 8, 2013 | Industria
(El Mercurio) La escasez de energía por la que atraviesa el país comenzará, en el mediano plazo, a afectar a los clientes residenciales a través de sus cuentas de luz.
En la industria existe plena coincidencia en que a partir del 2015 las tarifas eléctricas para hogares empezarán a exhibir alzas sucesivas en sus valores, a raíz de los nuevos contratos de suministro -entre empresas generadoras y distribuidoras de electricidad- que entrarán en vigencia a partir de dicho año.
Según fuentes de gobierno, la Comisión Nacional de Energía (CNE) decidió dividir en dos bloques las nuevas licitaciones de suministros, dejando uno para el período 2015 y 2018 y otro para el lapso 2019 y 2030.
En el caso del primer período, se tiene claridad de que las compañías distribuidoras deberán comprar la energía a precios altísimos. Esto último fue confirmado hace algunos meses por el ministro de Economía, Pablo Longueira.
«Tenemos plena conciencia del alza. Es importante que la ciudadanía comprenda que muchos de los aumentos de precios que hemos tenido en materia energética no se han traspasado aún a la ciudadanía, porque todavía perduran licitaciones (de) hace muchos años. Por lo tanto, dado el escenario que tenemos con este costo de la energía, puede ocurrir precisamente que esos concursos sean declarados desiertos, y esto va a significar que va a afectar las cuentas de los chilenos», afirmó Longueira.
Para la primera licitación, el valor máximo al que las distribuidoras pueden comprar la energía fue establecido en US$ 129 por MW/h. Dicho precio está lejos del promedio entre US$ 80 y US$ 90 por MW/h que tienen los actuales contratos, por lo cual presionarán al alza las cuentas de los clientes finales.
Además, existe el riesgo de que los llamados a licitación sean declarados desiertos, como sucedió con una parte de los contratos que tuvo que sustituir CGE tras la quiebra de la generadora Campanario.
De darse este último escenario, la CNE deberá elevar el precio techo para las ofertas. Esto último se traduciría en un mayor aumento en las cuentas de la luz.
Proyecciones
Según estimaciones a nivel de compañías, el valor de las tarifas se incrementará por sobre el 15% entre 2015 y 2018. Pese a que este aumento no se verá reflejado desde un inicio, a partir de 2017 el alza será completa.
Si bien en esos tres años se licitará cerca del 25% de la energía del Sistema Interconectado Central (SIC), uno de los factores que impulsarán los precios totales de los clientes regulares tiene relación con el término de los contratos más económicos.
Esto significa que entre 2015 y 2018 dejarán de estar vigentes acuerdos de suministro eléctricos que promediaban los US$ 60 por MW/h.
A esto último se agrega que aunque sólo sea un 25% la electricidad a licitar, ésta afectará a todo el sistema. Porque entre las compañías distribuidoras no puede existir una diferencia de más de 5% en sus precios. Así, si uno de los contratos es 30% más alto que el resto, este último se prorratea con el sistema.
Uno de los temas que aún no están definidos es la fecha en que se lanzará el concurso. Según fuentes de gobierno, existen en la actualidad dos posibilidades: una es iniciar un proceso en mayo para la energía a contratar entre 2015-2018, separado del bloque 2019-2030.
La segunda opción es lanzar ambos procesos al mismo tiempo, pero a fines de este año.
Dicha definición sigue en evaluación, pues lo que se busca en el gobierno es conseguir la mejor fórmula para mitigar la fuerte alza en los precios de la energía a clientes residenciales.
Es más, dentro del Ejecutivo se apuesta por que las licitaciones del 2019 en adelante tengan un precio mucho más bajo que la energía que se contrate entre 2015 y 2018.
25% es la cantidad de energía eléctrica que se licitará entre 2015 y 2018 en el SIC.
US$ 129 por MW/h es el precio techo que se presentará para la primera licitación de 2015. Si queda desierta, el valor aumentará.
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Los actuales contratos de suministro están en promedio entre US$ 80 y US$ 90 por MW/hora. Los nuevos serán a precios mayores.
Fuente / El Mercurio
