julio 4, 2012 | Industria
(Pulso) Las lluvias que se han producido en la zona central en lo que va de 2012 -y que muy posiblemente, se extenderán por todo este año- arrastrarán a la baja los costos de la energía para las empresas.
Hasta ahora, el invierno trae un respiro en un escenario con precios muy elevados, que han hecho menos competitivas a las empresas locales, lo que podría haberse agudizado de cumplirse los pronósticos que auguraban un 2012 seco, al igual que 2010 y 2011. Pero al revés de las expectativas, 2012 ha sido un año lluvioso y, según algunos expertos, esta tendencia se mantendrá durante el año.
De esta manera, las perspectivas de costos bajos hacia fin de año son una realidad. Una proyección de precios spot hecha por la consultora Systep señala que para una hidrología húmeda, el MWh puede llegar incluso a los US0 en diciembre, mes que representa el peak de los deshielos y suele marcar mínimos.
Aún más: manteniéndose la hidrología en ese nivel los meses venideros, podría bajar a US1 en marzo 2013 (en el SIC), muy inferior a los valores vistos este año.
¿La razón? Si llueve bajo la cota mil y cae nieve por sobre ese nivel, los embalses se llenan y permiten aumentar la generación hidroeléctrica, la más barata del sistema. De esta manera, deja de ser utilizada la generación térmica más cara, representada por el diésel, por lo que lo que empieza a marcar marginal son otros combustibles, más baratos, como el carbón y el gas natural.
Este efecto ya se refleja en el balance del SIC a junio. De acuerdo con datos del CDEC, el marginal promedio en junio se acercó a niveles de US20 – US50 por MWh en el SIC en promedio (US44 en Quillota 220 Kv), mientras que en mayo superaba los US00 (US40 en Quillota 220 Kv).
NO ES PARA TODOS
La diferencia la da la hidroelectricidad. El balance preliminar del CDEC-SIC arroja una participación de la hidroelectricidad de 51% (22% pasada, 29% embalse) versus 28,5% en mayo pasado en la zona central. Los embalses principales están bastante por sobre sus niveles mínimos (ver infografía) lo que no ocurrió en 2010 ni en 2011.
¿Redundará esto en menos costos de la electricidad? Depende del tipo de cliente. Para los regulados, que operan contratos de largo plazo, están indexados a ciertas variables de las que los costos marginales son sólo una más. Además, cada contrato está indexado distinto a otro, por lo cual no existe una norma común para todos.
Según explica el académico de la UC y ex ministro de Energía, Ricardo Raineri, estos no verán caer sus tarifas de forma tan drástica en el mediano plazo, como tampoco se vieron afectados por la fuerte alza del mercado spot de mayo pasado.
Para aquellos clientes libres -por ejemplo, las mineras-, opera un esquema similar, aunque con mayor exposición al spot. Allí la reducción se notará aún más, como también para las transacciones entre generadoras, las que se realizan directamente a costo marginal.
“Es un hecho que en este último tiempo las precipitaciones han hecho que este año sea más cercano a un año normal desde el punto de vista hídrico, lo cual hace que al tener mayor cantidad de agua en el sistema, podamos optar a generar energía más barata. Eso es una realidad”, explica el director ejecutivo de Empresas Eléctricas, Rodrigo Castillo.
Los expertos coinciden en que lo que la situación actual reafirma, es que Chile debe usar la hidroelectricidad. “Es una farra irresponsable que Chile no aproveche a plenitud sus recursos hídricos”, sostiene el socio de Fernandois, Evans & Cia., Eugenio Evans. “Chile cuenta con recursos hídricos interesantes, que si son bien aprovechados, podríamos aspirar en el mediano plazo a que un 45% de nuestra matriz eléctrica sea hidroeléctrica, como máximo”, agrega el ex ministro Raineri.
Fuente / Pulso
julio 4, 2012 | Industria
(La Tercera) Las lluvias que llegaron a la zona centro sur del país durante junio lograron aliviar la crítica situación de costos que afecta al sector eléctrico durante este año.
Según datos de Bice Inversiones, en junio los costos marginales -lo que pagan las empresas por comprar energía en el mercado spot- en el Sistema Interconectado Central (SIC), descendieron un 43% respecto de mayo. En el mes promediaron US$ 148 por megawatt/hora, frente a los US$ 260 por Mw/h de mayo. Es la mayor caída mensual de costos desde junio de 2006, cuando cayeron un 51%, al pasar a US$ 47,6 por Mw/h, desde US$ 97,3 registrados en mayo.
Hoy la situación es distinta a 2006. En ese año, los precios estaban sujetos a la disponibilidad de gas natural desde Argentina (combustible que mantenía los costos en torno a US$ 50 por Mw/h). En cambio, ahora el sistema eléctrico enfrenta altos costos marginales por los años secos que afectaron en 2010 y 2011, junto con el retraso en el ingreso de proyectos de generación con energía de base, como las carboneras Bocamina II (Endesa), y Santa María (Colbún). Además, están las restricciones en el transporte de energía, tras la demora que afecta a la expansión de la red de transmisión.
Las centrales de Endesa y Colbún operarán en julio y septiembre, y permitirían reducir los costos marginales, al integrar 740 Mw de energía en base a carbón.
Según un informe de Electroconsultores, la mayor participación de la generación hidroeléctrica -la más barata del sistema- en el SIC también ha ayudado a disminuir los costos. Esto, gracias a las lluvias que hubo en junio.
El mes pasado, la hidroelectricidad representó 49,8% del total de la energía producida en el SIC, un incremento de 20 puntos a mayo. En tanto, la generación térmica alcanzó 49,2%. Registraron una importante disminución la generación con Gas Natural Licuado (GNL), y el uso de centrales a diésel.
Según la consultora eléctrica María Isabel González, la caída en los costos obedece a una situación cíclica, debido a la llegada del invierno, aunque señala que las expectativas sobre las lluvias son más favorables que hace algunos meses.
“Los costos marginales son cíclicos y en los meses de invierno bajan, lo mismo que en el periodo de deshielo. En esta época están más bajos que previo al invierno. Lo que pase dependerá de cómo sigan las condiciones hidrológicas; hay antecedentes de que podríamos tener un año más normal en lluvias, y eso es bueno”, aseguró.
Asimismo, indicó que hacia fines de año los costos podrían acercarse a niveles de US$ 80 por Mw, en línea con las estimaciones realizadas por la CNE. “Los costos marginales debieran seguir bajos durante el invierno. Si se da hidrología normal, podríamos terminar con esos niveles de costos marginales. La entrada de generación eficiente, hidroeléctrica o térmica a carbón, provoca un efecto permanente en los costo”, señaló.
Para los hogares, el efecto es indirecto, debido a que hoy las distribuidoras eléctricas que los abastecen tienen contratos que consideran precios de largo plazo con las generadoras.
Demanda eléctrica
El consumo eléctrico también muestra crecimientos importantes, lo que denota el dinamismo de la actividad económica. Según BICE Inversiones, en junio la demanda eléctrica en el SIC creció 10,4% respecto del mismo periodo del año pasado.
El SIC abarca desde Taltal a Chiloé, y abastece al 94% de la población del país. El 60% del consumo de energía del sistema se da en la Región Metropolitana.
Fuente / La Tercera
julio 4, 2012 | Industria
(Valor Futuro) Los embalses chilenos aumentaron en un 20,5% sus reservas en junio con respecto al mes anterior y 18% en relación con la misma fecha el año pasado.
«Vemos que existe una mejora respecto a la situación que veníamos viviendo de déficit de precipitaciones. El fenómeno de «La Niña», que ha sido preponderante en el último par de años en el país, aparentemente se está retirando y estamos pasando a una fase neutra. Eso ha significado una mayor disponibilidad de agua y mayor cantidad de precipitaciones, especialmente en la zona centro hacia el sur, lo que ha tenido una positiva incidencia en la acumulación de agua en los embalses», explicó el ministro de Obras Públicas, Laurence Golborne.
En cuanto al promedio histórico la diferencia se mantiene en -40%. Respecto a la capacidad total, el secretario de Estado indicó que ésta representa 36,2% del total.
Golborne dijo que, como es habitual, los embalses variaron según su tipo.
Así, por ejemplo, los dedicados exclusivamente a la generación aumentaron 27% respecto a mayo y 46% en comparación a 2011. Además, están 40% sobre su promedio estadístico.
En cuanto a los embalses mixtos –riego e hidroelectricidad- éstos aumentaron sus reservas en 11% con relación al mes pasado y 15% sobre la misma fecha del año anterior. Pese a esta alza, aún se mantienen 56% bajo la media histórica.
Similar tendencia siguieron los dedicados a agua potable, los cuales aumentaron 18% respecto a mayo y 32% en relación con igual fecha al año pasado, pero continúan con un déficit de 38,5% frente al promedio histórico.
En tanto, los embalses dedicados a riego fueron los que más aumentaron, dado que están en época de acumulación. Durante mayo registraron un aumento de 48% respecto al mes pasado, sin embargo aún están con déficit al compararse con 2011 (-17%) y al promedio (-60%).
«Este escenario nos hace mirar con mayor optimismo la situación de acumulación de agua en los embalses existentes, especialmente en los de generación y en los destinados al agua potable que han subido sus niveles. Sin embargo, los de riego siguen en un nivel bajo», explicó Golborne.
Por ello, el secretario de Estado recalcó que se debe continuar con «una política hídrica adecuada, con una mesura en el consumo de agua, porque eso nos dará la tranquilidad para poder enfrentar situaciones eventuales de mayor sequía o que continúe la situación de los últimos dos años».
Fuente /Valor Futuro
junio 30, 2012 | Industria
(Diario Financiero) Escenarios radicalmente opuestos. Y es que mientras esta semana se conoció el rechazo de la central Punta Alcalde, de Endesa, por parte del Servicio de Evaluación Ambiental de Atacama, en Perú pasa todo lo contrario. De hecho, sólo los proyectos que cuentan con Estudio de Impacto Ambiental (EIA) en ese país suman US$ 14 mil millones. Es decir, el equivalente a diez proyectos Punta Alcalde.
Las cifras en el vecino país son contundentes: según estimaciones de la Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía (SNMPE) de Perú tienen en cartera
US$ 26.000 millones en centrales, y este año debieran ingresar al sistema
512 MW, cifra que para 2013 debiera aumentar a 1.200 MW.
¿Qué pasa en Chile? El sector totaliza unos US$ 27 mil millones en proyectos que han sido frenados o que están en proceso de judicialización (considerando además de Punta Alcalde, a Castilla, HidroAysén, Energía Austral, Energía Minera, Los Robles, entre varios otros).
La oportunidad de las hidro
Este panorama ha hecho que ya algunas generadoras, tanto locales como multinacionales, principalmente hidroeléctricas, comiencen a enfocar su interés por desarrollar nuevas centrales en Perú, por sobre proyectos en Chile.
A juicio de Mario Valcarce, ex presidente de Endesa Chile y hoy director de Transelec, específicamente en el caso de las hidroeléctricas, el problema es crítico. “El recurso energético que tiene Chile es agua, y prácticamente hoy es imposible desarrollar un proyecto hidroeléctrico de magnitud, y eso evidentemente va a tener un costo para el país”, dijo. Todo esto en un contexto, agrega, en el que los chilenos pagan uno de los costos de energía más altos de la región.
De hecho, según afirman fuentes de la industria, prácticamente ninguna gran generadora tiene en su pipeline proyectos nuevos en el país, prefiriendo sondear la posibilidad de adjudicarse las próximas concesiones que deba lanzar en Perú el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin). Se espera que pronto se ponga en oferta la demanda de energía que se va a requerir a partir del 2018, proceso que llevará a cabo la Agencia de Promoción de la Inversión Privada.
Este hecho es bastante lógico, según Francisco Aguirre, director ejecutivo de Electroconsultores, quien señala que al igual que las mineras, las generadoras preferirán invertir en un país en el que el mercado crece sin las dificultades ni los costos de acá. “Concretamente Perú desarrolla sus tecnologías energéticas locales, hidroelectricidad y gas natural local, lo que es bastante más barato que en Chile desarrollar con GNL traído de remotos países y con hidroelectricidad ignorantemente inhibida por la población sesgadamente mal informada”.
Por otro lado, Sebastián Bernstein, ex secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía, puntualizó que el gobierno de Perú estableció en su marco regulatorio un sistema de licitaciones de ERNC y, en algunos casos de centrales hidráulicas, que garantiza un precio.
“Pero esas licitaciones se ven muy de vez en cuando, con la frecuencia con que el gobierno determine. Además, el sistema peruano es más chico que el chileno”, afirmó, agregando que si bien las compañías en el país están lidiando con los temas ambientales, de transmisión y posterior judicialización, “aún no he tomado conocimiento de generadores que cancelaran y se vayan a Perú”.
En cualquier caso en Chile, la estrechez energética provocará que, por ejemplo, hacia 2019 el margen de reserva de 30% se cruce con la potencia instalada, superándole en los años que sigan. Luego en 2024, la demanda sería mayor que la capacidad.
Fuente / Diario Financiero
junio 29, 2012 | Industria
(Diario Financiero) Escenarios radicalmente opuestos. Y es que mientras esta semana se conoció el rechazo de la central Punta Alcalde, de Endesa, por parte del Servicio de Evaluación Ambiental de Atacama, en Perú pasa todo lo contrario. De hecho, sólo los proyectos que cuentan con Estudio de Impacto Ambiental (EIA) en ese país suman US$ 14 mil millones. Es decir, el equivalente a diez proyectos Punta Alcalde.
Las cifras en el vecino país son contundentes: según estimaciones de la Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía (SNMPE) de Perú tienen en cartera
US$ 26.000 millones en centrales, y este año debieran ingresar al sistema
512 MW, cifra que para 2013 debiera aumentar a 1.200 MW.
¿Qué pasa en Chile? El sector totaliza unos US$ 27 mil millones en proyectos que han sido frenados o que están en proceso de judicialización (considerando además de Punta Alcalde, a Castilla, HidroAysén, Energía Austral, Energía Minera, Los Robles, entre varios otros).
La oportunidad de las hidro
Este panorama ha hecho que ya algunas generadoras, tanto locales como multinacionales, principalmente hidroeléctricas, comiencen a enfocar su interés por desarrollar nuevas centrales en Perú, por sobre proyectos en Chile.
A juicio de Mario Valcarce, ex presidente de Endesa Chile y hoy director de Transelec, específicamente en el caso de las hidroeléctricas, el problema es crítico. “El recurso energético que tiene Chile es agua, y prácticamente hoy es imposible desarrollar un proyecto hidroeléctrico de magnitud, y eso evidentemente va a tener un costo para el país”, dijo. Todo esto en un contexto, agrega, en el que los chilenos pagan uno de los costos de energía más altos de la región.
De hecho, según afirman fuentes de la industria, prácticamente ninguna gran generadora tiene en su pipeline proyectos nuevos en el país, prefiriendo sondear la posibilidad de adjudicarse las próximas concesiones que deba lanzar en Perú el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin). Se espera que pronto se ponga en oferta la demanda de energía que se va a requerir a partir del 2018, proceso que llevará a cabo la Agencia de Promoción de la Inversión Privada.
Este hecho es bastante lógico, según Francisco Aguirre, director ejecutivo de Electroconsultores, quien señala que al igual que las mineras, las generadoras preferirán invertir en un país en el que el mercado crece sin las dificultades ni los costos de acá. “Concretamente Perú desarrolla sus tecnologías energéticas locales, hidroelectricidad y gas natural local, lo que es bastante más barato que en Chile desarrollar con GNL traído de remotos países y con hidroelectricidad ignorantemente inhibida por la población sesgadamente mal informada”.
Por otro lado, Sebastián Bernstein, ex secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía, puntualizó que el gobierno de Perú estableció en su marco regulatorio un sistema de licitaciones de ERNC y, en algunos casos de centrales hidráulicas, que garantiza un precio.
“Pero esas licitaciones se ven muy de vez en cuando, con la frecuencia con que el gobierno determine. Además, el sistema peruano es más chico que el chileno”, afirmó, agregando que si bien las compañías en el país están lidiando con los temas ambientales, de transmisión y posterior judicialización, “aún no he tomado conocimiento de generadores que cancelaran y se vayan a Perú”.
En cualquier caso en Chile, la estrechez energética provocará que, por ejemplo, hacia 2019 el margen de reserva de 30% se cruce con la potencia instalada, superándole en los años que sigan. Luego en 2024, la demanda sería mayor que la capacidad.
Fuente / Diario Financiero
