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AES Gener aumenta participación en el SIC con puesta en marcha de Campiche

(Estrategia) La entrada en operación de Campiche permitió a AES Gener producir un 19% de la electricidad del SIC el pasado mes de marzo y un 29% considerando el control del 50% que tiene sobre termoeléctrica Guacolda. La compañía registró así un avance de dos puntos porcentuales respecto al 2012. El 81% de esta energía fue en base a carbón, seguida por centrales de pasada con un 9%. En el primer trimestre, en tanto, la empresa mantuvo su cuota de mercado en un 27% incluyendo a Guacolda.

Colbún, por su lado, cayó tres puntos porcentuales en el mismo período, lo que en parte se explica por la falla que a mediados de marzo tuvo la unidad II de Nehuenco. De acuerdo al informe Systep de abril, contribuyó también a esto la baja de 26,2% en la producción hidroeléctrica del primer trimestre por la sequía. La generadora controlada por el grupo Matte inyectó un 41% de la energía en base a GNL, un 26% a carbón, un 16% proveniente de centrales de pasada y solo un 15% de embalses.

Endesa, en tanto, bajó levemente sus niveles de participación. Considerando el aporte de hidroeléctrica Pehuenche, la compañía redujo un punto en su cuota de mercado durante marzo, desde un 38% a un 37%. El efecto de la sequía, en este caso, se reflejó en la baja de dos puntos porcentuales que registró Pehuenche. La principal fuente de energía fue el GNL con un 38%, seguida por la de embalse con un 33%, el carbón con un 21% y las centrales de pasada con un 16%.

Otro elemento que destacó fue el aumento de dos puntos porcentuales de otros generadores en la participación de mercado, los que pasaron de producir un 10% a un 12% de la energía, tanto a nivel mensual como trimestral.

Fuente / Estrategia

Cambios de contratos eléctricos amenazan a las compañías mineras

Cambios de contratos eléctricos amenazan a las compañías mineras

(Diario Financiero) Los coletazos para la industria minera de las dificultades para instalar nueva capacidad de generación eléctrica, con casos como la caída de las centrales Castilla –rechazada por la justicia- y Barrancones –desistida tras un telefonazo del Presidente Piñera- se sentirán por lo menos hasta el final de esta década, anticipan en el mercado.

Uno de estos efectos es la instauración de nuevos contratos de abastecimiento, donde las mineras asumen casi todo el riesgo de la falta de nuevas centrales.

La jugada de las generadoras sería cubrirse y evitar renegociaciones que deriven en arbitrajes, como el que Endesa inició contra Lumina Copper para corregir un contrato firmado a precio fijo (hasta US$ 110 /MWh) y que han tenido que servir con compras en el mercado spot, por las que en 2012 debieron pagar hasta US$ 250 por MWh.

Esta fórmula contractual con clientes libres, principalmente mineras, dejó atrás la estructura de un precio fijo asociado a distintos indexadores, instalando en su reemplazo una en que el costo marginal rige por algunos años, si es que no en forma indefinida, para luego pasar a un esquema fijo.

Un ejemplo de lo anterior es Codelco que, tras comprar en el spot durante parte de 2012, desde marzo pasado tiene vigente un contrato con Colbún, el cual se cobrará a costo marginal hasta 2015.

La estatal no es la única. Minera Los Pelambres, de Antofagasta Minerals, está en una situación semejante. Diego Hernández, presidente ejecutivo de la firma, aseguró que tienen «una demanda de unos 200 MW en Los Pelambres (…). Actualmente tenemos un contrato, pero estamos expuestos al precio marginal». Agrega que «estamos tratando de buscar un contrato a precio competitivo y de largo plazo. Pero creo que eso lo solucionaremos en un par de años más».

Fuentes de la industria aseguran que SQM y Sierra Gorda debieron hacer lo mismo con AES Gener; mientras que CAP y Kinross firmaron acuerdos de este tipo con Guacolda, además de Lumina Copper con Endesa, entre otros.

En el sector minero dicen que unos 3.000 GWh al año están bajo esta modalidad contractual, es decir, un 6% de la demanda total y un 20% del consumo de clientes libres. Este volumen seguirá en aumento y se estima que todas las operaciones mineras que entrarían entre 2018 y 2019 deberán adherir a este sistema al menos por algunos años.

A la hora de buscar responsables las miradas apuntan al rechazo del que han sido objeto los nuevos proyectos eléctricos. De hecho, las alarmas ya están encendidas por lo que podría pasar con Punta Alcalde, de Endesa.

Traspasando el riesgo
Lodewijk Verdejen, gerente general de E-CL, explica que las generadoras están adoptando este modelo de tarifas porque no pueden aplicar un precio fijo si la central no está en funcionamiento. «Es algo que un operador no puede hacer, porque es un riesgo de quiebra muy grande. Para el cliente esto representa entre un 5% y un 20% de sus costos, pero para una eléctrica es el 100%, entonces es un riesgo asimétrico que un generador simplemente no se puede tomar», asegura.

Su par en Colbún, Ignacio Cruz, añade que «es altamente probable que ese mecanismo de contratos se dé ahora, porque habrá una ventana donde los costos marginales serán muy altos y mientras no haya nuevos proyectos es muy difícil poder fijar precios».

En Endesa Chile concuerdan en que estos contratos permiten traspasar el riesgo y no son algo nuevo en la industria, «lo que cabe preguntarse es cuánto durará la incertidumbre, porque bien puede ser que ya no baste con estar dos años a costo marginal, sino que sean algo más permanente». advierten.

Impacto en la minería
Este escenario preocupa a la minería, toda vez que sus previsiones indican que a partir de 2016 el costo marginal en el SING estará marcado por el diésel y podría llegar a US$ 200/MWh), desde los US$ 70 /MWh de hoy, que están marcados por el carbón. «En el SIC la situación es similar, con el agravante de que el escenario de costo marginal asociado al diésel se prevé para 2014», dice Joaquín Villarino, presidente ejecutivo del Consejo Minero.

Respecto de cuánto puedan afectar estos costos marginales a los precios efectivos pagados por las mineras, «depende de cada contrato», explica.

En todo caso, según una presentación del Consejo Minero hacia el año 2020 la industria local pagará la factura de energía más alta entre países mineros.

En Codelco, en tanto, los cálculos hablan de que pagar marginal por el suministro de sus divisiones Salvador, Andina, Ventanas y El Teniente, implicaría sumar US$ 180 millones anuales a lo que costaría con precio fijo una vez que éste se active en 2015.

Consultores agregan que si la situación se mantiene, y los marginales siguen la senda actual -promediando en el año US$ 143,2 /MWh en el SIC y US$ 77,5 /MWh en el SING, según datos de Systep-, los costos energéticos no serán viables para los proyectos mineros, que no resisten pagar más allá de US$ 110 /MWh.

Soluciones
Así las cosas, Villarino reconoce que la única solución en el corto plazo, «es aprovechar al máximo la capacidad de regasificación de GNL». Además, BHP y Codelco han debido impulsar generadoras a GNL que permitan sumar suministro competitivo.

En todo caso, en la industria señalan que estas medidas sólo son paliativas y no resuelven el problema de fondo: la aprobación de centrales. Un alto ejecutivo del área eléctrica asegura que la institucionalidad es la ideal, el problema es que el gobierno no ha puesto el foco donde es debido.

Villarino, en tanto, señala que «lo deseable y esperable es que se introduzcan las reformas pendientes del sector eléctrico para facilitar el ingreso de nuevos proyectos y competidores. Entre ellas está el cambio al reglamento de CDEC, el proyecto de ley de concesiones y servidumbres eléctricas y la regulación del convenio 169 de la OIT».

Fuente / Diario Financiero

ElecGas 2013: urgen soluciones en tiempos de debate

ElecGas 2013: urgen soluciones en tiempos de debate

(Revista ELECTRICIDAD) La permanente inquietud respecto de cómo se suministrará energía en Chile durante el presente y el futuro en el corto, mediano y largo plazo, hace que constantemente se estén realizando estudios y proyecciones con el fin de conocer con la mayor certeza posible si la matriz tenderá a la termo o a la hidroelectricidad, y si habrá un aumento de la potencia instalada a base de energías renovables y eficiencia energética.

Lo señalado no apunta a la especulación. Este año se presenta al país con varios desafíos energéticos por delante: por una parte se trabaja en los proyectos de concesiones y servidumbre y el de carretera eléctrica; se debate en torno a la judicialización de los proyectos, cualquiera sea su fuente y magnitud; se discute sobre el mayor aporte de las Energías Renovables No Convencionales en la matriz; así mismo, el sector se mantiene expectante sobre qué matriz se proyectará, si el gas natural vuelve a ser preponderante para la generación eléctrica desplazando al carbón y al petróleo diésel; un ejercicio en el cual se debe tomar una decisión en cuanto a la conexión de los sistemas eléctricos, en materia de la tecnología a utilizar, la normativa y la responsabilidad de los sectores público y privado; y también hay mucho trabajo que desarrollar junto a la opinión pública, las comunidades y los sectores medioambientalistas.

Las decisiones en energía

Es en este contexto que se da una nueva versión (la XII) de ElecGas, la más importante reunión energética que el Grupo Editorial Editec, casa editorial de las revistas ELECTRICIDAD y MINERÍA CHILENA, organiza en CasaPiedra los días 13, 14 y 15 de mayo, y en la cual el sector energético chileno se da cita en torno a la discusión de los temas que están influyendo en el desarrollo del país.

Precisamente, la Exposición y Conferencia ElecGas 2013 es una caja de resonancia de estos importantes temas energéticos. Bajo el lema “El desarrollo energético nacional y sus desafíos”, ElecGas 2013 se presenta como el principal encuentro de energía que se lleva a cabo en el país.

Este año los cerca de 25 relatores, reunidos en seis módulos, presentarán temas tan relevantes y variados como las claves del desarrollo energético en tiempo de decisiones, el gas natural en la matriz energética, cómo se avanza en la carretera eléctrica y cómo se acelera la transmisión, además de debatir acerca de la tecnología para la interconexión eléctrica, la meta ERNC, ¿cómo y cuándo?, y los aspectos sociales y medioambientales en el desarrollo energético; tópicos que hacen que este evento presente atractivas posibilidades para tomar las decisiones en torno a una matriz acorde con la realidad del país.

ElecGas tiene por objetivo reunir a los entes de Gobierno y a los más calificados representantes del sector privado, permitiendo el intercambio de opiniones, análisis y soluciones por parte de especialistas, directivos, empresarios, profesionales, catedráticos y representantes de organismos nacionales e internacionales, proyectándose como un espacio para resaltar el presente y futuro de una actividad que se constituye como un importante pilar de la economía del país.

Más información en: www.elecgas.cl

Hugh Rudnick, preside ElecGas 2013

El Grupo Editorial Editec y la organización de ElecGas decidieron otorgar la presidencia de la actual versión de la Exposición y Conferencia ElecGas 2013 al destacado
académico y experto en temas de energía, Hugh Rudnick.

Hugh Rudnick es ingeniero civil electricista de la Universidad de Chile y Doctor of Philosophy de The Victoria University of Manchester de Gran Bretaña.

Actualmente es profesor titular en la Facultad de Ingeniería de la Pontificia Universidad Católica de Chile. Ha realizado investigaciones y publicaciones en el sector energético y eléctrico, con más de 290 artículos en revistas indexadas y conferencias técnicas internacionales.

En 1989 creó la empresa consultora Systep Ingeniería, desde la cual ha realizado contribuciones a los procesos de desregulación del sector eléctrico, tanto en regulación y tarificación de la transmisión y la distribución, como en la organización de mercados competitivos de generación. Ha realizado consultorías con empresas y gobiernos en América Latina, Norteamérica y Europa, así como para el PNUD, UNCTAD y el Banco Mundial.

Fuente / Revista ELECTRICIDAD

Carbón y GNL mantendrían costos marginales de la electricidad bajo los US00 en el SIC

(Estrategia) El costo marginal promedio en el SIC bajaría progresivamente para mantenerse casi todo el año por debajo de los US00 el MWh, en un escenario de hidrología media, proyecta el CDEC-SIC. Pero, independiente del escenario hidrológico, el futuro de los precios de la electricidad para este año estarán determinados por el carbón y GNL.

Los costos marginales bajaron a US25 promedio durante enero-febrero de 2012, un 31% menos de lo que se registró en el mismo período de 2013. Esto pese al retroceso de la hidroelectricidad. De acuerdo al reporte de marzo de Systep, la explicación está dada en primer lugar por la puesta en servicio de las centrales Bocamina II y Santa María. Asimismo, se proyecta una incidencia en esta línea con la reciente entrada de la termoeléctrica Campiche.

Otro factor determinante es la disponibilidad y precio de gas en los ciclos combinados; desde enero y hasta abril la central Nehuenco de Colbún operará con GNL en sus dos ciclos combinados a costo variable nulo. Por su parte, San Isidro de Endesa registró una baja en los precios de suministro desde US5 MMBTU a cerca de US MMBTU por la entrada en vigencia de la indexación de precios a Henry Hub en su contrato con British Gas (BG).

Según el informe, estas variables determinarán los costos y precios para el resto del año, en particular por el desenlace que tendrá la negociación entre Endesa y BG respecto a la indexación de su contrato de suministro de GNL. El desenlace del proceso puede ir desde la mantención de los precios actuales hasta que Endesa compre en el mercado spot a un precio que rondaría los US9 MMBtu.

Fuente / Estrategia

Generación eléctrica del SING durante 2012 aumenta a su mayor nivel en ocho años

(Diario Financiero) La generación de electricidad en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) anotó un importante incremento durante 2012, convirtiéndose en el mayor avance de los últimos ocho años.

Según la consultora especializada Systep, el aumento de 5,5% en generación, sólo superado por el 7,9% que se registró en 2004, se explica por el crecimiento que han experimentado la demanda por energía, en especial, para proyectos mineros.

De cara a los próximos diez años se prevé que las ventas de GWh continúen en ascenso, hasta los 28.895 GWh de 2022. El mayor incremento anual se observaría en 2014 con una previsión de alza en la demanda de 8,1%, según se detalla en un informe preliminar de la Comisión Nacional de Energía.

Este aumento se encuentra en estrecha relación con los proyectos mineros en cartera, aseveran desde la consultora.

Por algo, para el período 2012-2016 se invertirán 
US$ 104.300 millones, de los cuales el 77%, es decir, 
US$ 80.409 millones , se destinarán a la minería del cobre, aunque también destaca el notable aumento en la minería del oro, según cifras de Comisión Chilena del Cobre (Cochilco).

Se estrecha la distancia entre las principales generadoras

Para dar servicio a la necesidad del rubro cuprífero las compañías que venden energía al sistema generaron durante el año pasado 16.755 GWh, siendo AES Gener el principal productor. Sin embargo, aunque la empresa continúa manteniendo el liderazgo, la brecha de generación con su principal competidor, GDF Suez, se ha acortado en los últimos años.

Así, en 2006 Gener contaba con el 30% de participación del total de la generación (su mayor cuota de la década) en comparación con el 15% de la empresa franco-belga, una distancia que se acortó hasta representar el 33% del conjunto frente al 29%, respectivamente. Por su parte, Endesa también ha visto reducir su oferta de generación del 17% de 2003 al 7% de 2012.

El fenómeno se justifica por el aumento de nuevos participantes en la generación, los cuales durante el ejercicio anterior representaron el 31% de la producción total, mientras que sumaron el 37% de la capacidad instalada, la cual en términos generales disminuyó respecto a 2011 como consecuencia de que la central Salta, propiedad de AES Gener y localizada en Argentina, se eliminó de la estadística de 2012.

A niveles previos al conflicto del gas

Es importante recordar que en los últimos años existía una sobre-instalación de capacidad para abastecer la demanda fruto de varias centrales de gas naturales en el SING que se construyeron con el fin de dar cabida a los envíos de gas desde Argentina, y que no pudieron utilizarse a plena capacidad después de que en 2004 el gobierno de Néstor Kirchner aplicara restricciones al suministro.

Por ello, con anterioridad de que se implementaran dichas limitaciones la relación entre la capacidad instalada y la demanda máxima del SING llegó a pasar de 1,44 (veces) en el año 1998 a 2,81 en 2001, una cifra que en los últimos años se ha acercado a niveles normales de utilización con el ingreso de nueva capacidad a carbón, señalan desde Systep.

Fuente / Diario Financiero