Q
Costo de electricidad para empresas cae 24% en julio por lluvias y uso de GNL

Costo de electricidad para empresas cae 24% en julio por lluvias y uso de GNL

La Tercera Tras el fin del fenómeno de La Niña -que produjo sequía en la zona central en 2010 y gran parte de 2011- y el incremento de las lluvias en las últimas semanas, las empresas tuvieron un alivio en el costo pagado por la energía durante julio.

Según datos de Bice Inversiones, en julio, los costos marginales -es decir, los que pagan las empresas por comprar energía en el mercado spot- del Sistema Interconectado Central (SIC) retrocedieron 23,9% respecto de junio, hasta US$ 196 por megawatt, el nivel más bajo en seis meses. En junio, el promedio fue de US$ 257 por MW. Las grandes empresas (clientes libres) que se rigen por el costo marginal representan el 41% del consumo en el SIC, sistema eléctrico que abarca desde Taltal hasta Chiloé. La baja de precios es automática, dicen expertos.

Pese a la mejora, la situación sigue siendo compleja. En 12 meses, los costos marginales anotan un alza de 28,9%. En julio de 2010 estaban en US$ 152 por MW.

Mabel Weber, analista de Bice Inversiones, señala que las últimas lluvias han ayudado a incrementar la generación hidroeléctrica -la más barata de la matriz-, reduciendo de paso la participación del diésel, el combustible más caro para producir energía. «La baja en los costos se debe, principalmente, a un aumento en la generación hidroeléctrica y también en la de GNL, que hace que no necesitemos la generación a diésel», dice.

La baja del costo marginal no tiene impacto en tarifas residenciales, las que son establecidas en contratos de largo plazo entre distribuidoras y generadoras. Sólo si el promedio de los costos marginales baja de US$ 150 por MW en el período julio-septiembre podría gatillar una leve baja de precios.

En julio, el 40,6% de la energía se generó a través de centrales hidroeléctricas -de embalse y pasada-, mientras el 25% fue contribución del GNL proveniente del terminal de Quintero. La generación térmica representó 51,18% de la matriz. En junio, sólo un tercio de la generación del SIC provino de la hidroelectricidad.

En febrero -y ante la situación de sequía-, el gobierno emitió un decreto de racionamiento preventivo que impidió a las generadoras utilizar el agua embalsada hasta que mejorase la condición hidrológica.

Oscar Alamos, analista de Systep, dice que, pese a que la vigencia del decreto finaliza este mes, las generadoras han utilizado los excedentes producidos por las lluvias, desplazando a las centrales más caras. «El nivel de los embalses para generación sigue estable. Entonces, se generó con toda el agua que llovió», plantea. A la fecha, la energía en los principales embalses utilizados para generación -Colbún, lago Chapo, laguna La Invernada y embalse Rapel- equivale a 1.380 gigawatts/hora, casi el mismo nivel que hace un mes.

Alamos señala que, a diferencia de los meses anteriores, el costo marginal ha sido marcado por las centrales de ciclo combinado más eficientes, que utilizan GNL para su operación. El pasado mes, las centrales Nueva Renca, de Gener -principal abastecedora de la Región Metropolitana-, y Nehuenco, de Colbún, siguieron operando con GNL.

Los analistas estiman que en los próximos meses los costos seguirán a la baja, aunque su caída dependerá del nivel de deshielos. Weber señala que 2011 podría finalizar en torno a US$ 180 por MW. Alamos lo ve más cercano a US$ 150 por MW.

Consumo y crecimiento

La demanda eléctrica también se ha ralentizado. En julio mostró un crecimiento de 4,3% respecto de junio, mientras que en el año acumula una subida de 8,2%.

Weber indica que esto se produce por la alta base de comparación -tras los crecimientos registrados en 2010, posterremoto-, lo que indicaría una normalización de la demanda. Para este año estima que la demanda crecerá entre 5% y 6%.

Fuente / La Tercera

Omisión obliga a la autoridad a recalcular cuentas de luz de clientes en tres regiones

Omisión obliga a la autoridad a recalcular cuentas de luz de clientes en tres regiones

El Mercurio Con más de cuarenta días de desfase, y obligada por la omisión de uno los factores que debe considerar en sus cálculos, la Comisión Nacional de Energía (CNE) debió rectificar la variación que a partir del 1 de mayo y en forma retroactiva sufrieron las cuentas de luz de los clientes residenciales del Sistema Interconectado del Norte Grande (SING, que va desde Taltal al norte). Se trata de cerca de 287.000 usuarios que habitan entre parte de la Región de Antofagasta hasta la Región de Arica y Parinacota que comprende el citado sistema.

Una discreta publicación efectuada en el portal de la CNE en internet el pasado 12 de julio da cuenta de la situación, que implicó un incremento adicional correspondiente a la primera fijación tarifaria del citado sistema, la cual fue difundida originalmente el 31 de mayo.

El organismo técnico, que depende del Ministerio de Energía, reconoció que en el Decreto Supremo N° 40 de dicha cartera, que fija los Precios de Nudo de Corto Plazo (PNCP) para los Sistemas Interconectados Central y del Norte Grande (SIC y SING), «se omitió la indexación de los valores del segmento de subtransmisión en la construcción del precio que se transfiere al cliente final», en el caso del sistema nortino.

Si bien esta indexación no figura entre los dos componentes básicos que establece la normativa para el cálculo del precio de nudo, que representa cerca del 70% de la cuenta que pagan los hogares, su no inclusión en el proceso de fijación representa una falla importante, según comentan ejecutivos del sector.

La CNE agrega que la corrección de esta situación hizo que la variación efectiva de estas tarifas en el SING presente un alza promedio de 1% en la cuenta tipo, mientras que en la versión inicial del informe se notificó un incremento de 0,6%.

En el detalle, y a partir de la rectificación, se observa que en la ciudad de Arica las cuentas realmente subieron 1,35% y no 0,87%, como se dijo inicialmente, mientras que en Iquique el alza pasó de 0,39% a 0,61%. En Antofagasta, la tercera ciudad que es abastecida por el SING, la corrección implicó subir de 0,30% a 0,88%.

Según datos de la Comisión, que no divulgó masivamente este cambio, en términos económicos la cuenta promedio, que equivale a un consumo mensual de 150 kWh, subirá entre 6 y 9, para boletas que oscilan entre 6.600 y 9 mil.

Si bien la inclusión del factor omitido provoca un alza más bien marginal en las cuentas, esta diferencia debería ser reliquidada a favor de las distribuidoras en las boletas de los cerca de 287.000 clientes que existen en el sistema nortino, según datos de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC). Esto, considerando los tres meses de vigencia de esta fijación tarifaria, que será renovada a contar del 1 de noviembre, cuando se realice la segunda fijación de este año.

287 MIL son los usuarios que habitan entre parte de la Región de Antofagasta y Arica.

1% Y no 0,6% es el alza efectiva de las cuentas promedio de los clientes del sistema nortino, tras la rectificación del error de cálculo.

1,35% Subieron las cuentas en Arica y no 0,87%, como se dijo inicialmente, mientras que en Iquique el alza pasó de 0,39% a 0,61%.

0,88% Fue el alza efectiva en Antofagasta. La corrección implicó un incremento desde un 0,30% estimado inicialmente.

9 Y hasta 6 subirá una cuenta promedio mensual para boletas que oscilan entre 6.600 y 9 mil, según datos de la CNE.

Fuente / El Mercurio

Hidroeléctricas aportaron sólo 33% de la energía durante primer semestre

Hidroeléctricas aportaron sólo 33% de la energía durante primer semestre

La Tercera La falta de lluvias sigue afectando al sistema eléctrico chileno, al mantener los costos elevados. Según un informe de IM Trust, en el primer semestre del año, la generación hidroeléctrica sólo representó 33% del total, mientras que el carbón, diésel y gas natural licuado (GNL) concentraron 63% y las energías renovables no convencionales aportaron un magro 2,9%.

Esto refleja que las centrales hidroeléctricas realizaron su aporte más bajo desde 1999, año en que, también por la sequía, representaron sólo 32% de la matriz.

Los costos también se han visto impactados. Según Felipe Etchegaray, analista eléctrico de IM Trust, entre enero y junio, los costos marginales (lo que pagan las empresas por comprar energía en el mercado diario) en el Sistema Interconectado Central (SIC) -que se extiende entre Taltal y Chiloé y abastece al 90% de la población- anotaron un promedio de US$ 236,9 por megawatt (Mw). Es decir, un incremento de 87% respecto del mismo período de 2010, cuando se ubicaron en US$ 126,5 por Mw.

En el régimen marginalista con que opera el sistema, las centrales con menores costos de generación -hidroeléctricas- son las primeras que se despachan. A falta de éstas, comienzan a entrar las unidades de mayores costos, como las carboneras, ciclo combinado gas/diésel o petróleo.

Aquí, el papel del GNL -cuyo uso casi se ha duplicado en el último año- es clave. «El mayor uso de GNL de las centrales de Nueva Renca de Gener y Nehuenco II de Colbún, incrementó en 88,6% la utilización de este combustible en la generación térmica en relación con junio del año pasado. Esto se debió a que tuvieron acceso a parte del suministro proporcionado por el terminal de GNL Quintero», dice Etchegaray.

El mayor uso de GNL ha beneficiado los ingresos de Gener -que opera Nueva Renca-, mientras que Colbún se ha transformado -debido a que posee mayor parque hídrico- en un comprador neto de energía en el mercado spot.

Pese a los altos costos, la demanda sigue robusta, empujada por el crecimiento económico. A junio, muestra un incremento de 9,8%, a 22.815 gigawatts hora (GW/h) en el SIC; mientras que en el Sistema Interconectado del Norte Grande (Sing) -que atiende principalmente a la gran minería- creció 5,6% en el periodo. «Se confirman las positivas expectativas sobre el crecimiento de la demanda ener- gética, tanto en el SIC como en el Sing», dice IM Trust.

En ese sentido, la consultora energética María Isabel González señala que en la segunda parte del año se verán tasas de incremento en torno a 7% en la demanda por energía, porque el consumo de energía crece en proporción a la economía. Advierte que de no mejorar la hidrología, la generación térmica seguirá marcando al sector en lo que resta del año.

El panorama del mercado

Fuerte Demanda

Según un informe de IM Trust, se mantienen las positivas expectativas sobre el crecimiento de la demanda energética, tanto en el sistema central como en el del norte.

AES Gener

Ha sido el gran ganador en este escenario, al aumentar sus ingresos por ventas en el mercado spot a un precio por sobre el promedio, debido a la capacidad de libre contratación.

Colbún

Debido a que su matriz generadora es mayoritariamente hidro, ha actuado como comprador neto del mercado spot, lo que ha afectado sus ingresos.

Embalses de generación suben 10%

Un incremento de 10,5% registró en junio, respecto de mayo, el volumen de agua contenida en los embalses de uso exclusivo para generación eléctrica. Según la Dirección General de Aguas, en cifras globales, los embalses siguen mostrando déficit, pero por primera vez en los últimos meses mostraron un incremento de 7,5% en volumen. Informó que «el país continúa con un déficit en la disponibilidad de recursos hídricos», que alcanza a 12% en relación con igual fecha del año pasado. «La diferencia con el promedio histórico es de -49,6% y el volumen almacenado representa 30,6% de la capacidad total». La acumulación de nieve, importante por los deshielos en la última parte del año, sólo alcanza a 30% de lo esperado.

Fuente / La Tercera

La competencia de las eléctricas en el norte por la energía de las mineras

La competencia de las eléctricas en el norte por la energía de las mineras

La Tercera Se han transformado en el mayor objetivo de las eléctricas. Las generadoras Suez, Gener, MPX, Endesa y GasAtacama están en plena carrera por abastecer a las mineras del norte chileno. Lo que está en juego no es menor: las mayores consumidoras de energía del país, que compran casi el 90% de lo que se genera en el Norte Grande y que demandan un 37% de la electricidad a nivel nacional, están en un fuerte proceso de expansión de faenas.

Un reciente informe del Consejo Minero estima que el Sistema Interconectado del Norte Grande (Sing) requerirá entre 1.000 y 1.400 megawatts (MW) adicionales en los próximos seis años, debido a la demanda energética de los proyectos mineros que entrarán en operación a contar de 2015.

Según Cochilco, en 2020 el sector demandará unos 2.500 MW -en ambos sistemas, SIC y Sing-, para producir más de siete millones de toneladas métricas de cobre anuales, 30% por sobre el consumo de 2011. Gustavo Lagos, del Centro de Minería de la Universidad Católica, tiene una estimación mayor: para fines de la década, ese consumo subirá al menos en 50%, para un total de 8,4 millones de toneladas de cobre. La mayor demanda está concentrada en las regiones de Antofagasta y Atacama.

En este escenario, el último en mover sus fichas fue GasAtacama, la generadora de Southern Cross y Endesa. Antes lo hicieron Suez con Gener, la brasileña MPX y Endesa. «La competencia existe. En ninguno de los proyectos que estamos trabajando hemos sido considerados como únicos suministradores. Todas las mineras que están necesitando energía han recibido más de una oferta», reconoce Pedro Litsek, gerente general de MPX Chile, la eléctrica que construirá un complejo a carbón en la III Región.

GasAtacama quiere desarrollar un terminal flotante de regasificación de gas natural licuado (GNL) en la II Región, en Mejillones. Su capacidad será de 5,5 millones de metros cúbicos al día, volumen que alcanza para generar 1.000 MW. La inversión estimada: entre US$ 200 millones y US$ 250 millones, en total.

El proyecto sale al paso de la planta de GNL Mejillones, que GDF Suez y Codelco formaron y operan desde 2010 en Antofagasta, con una inversión de US$ 550 millones. Coincidentemente, el proyecto hoy se enfrenta a decisiones claves. ¿La razón? Los contratos de suministro que mantiene con El Abra, BHP, Collahuasi y Codelco estarán vigentes hasta 2012. Entonces, las mineras deberán negociar los derechos de acceso al terminal y su nuevo proveedor de gas. Ello, porque GNL Mejillones ya anunció que a partir de 2013 no traerá gas y sólo dará servicios de regasificación y almacenaje. Por ello, le resulta clave lograr un pool de clientes que le permita operar y mantener su terminal.

GasAtacama, por su parte, busca acceder a mejores condiciones de precio para el gas natural, que le permitan competir con el carbón. Hoy la firma se abastece del terminal de Suez y Codelco, al que compra la mitad de su oferta disponible. Con su iniciativa pretende obtener un mejor valor. Si hoy paga entre US$ 15 y US$ 17 por millón de BTU, e incluso más, su objetivo es «obtener gas a un valor máximo de US$ 10, aunque la meta es que sea inferior a ese costo», apunta Rudolf Araneda, gerente general de GasAtacama, quien esta semana viajó a EEUU para iniciar los contactos con navieras especializadas en terminales flotantes de regasificación y proveedoras de gas. «El terminal está pensado para cubrir los crecimientos de demanda de las mineras del norte, de 2015 en adelante», dice.

Daniel Salazar, director ejecutivo del CDEC-Sing, reafirma el escenario. «Entre 2011 y 2020 se prevé un crecimiento promedio de 5,8% anual de la demanda. Según las grandes compañías mineras, se esperan tasas de expansión de hasta dos dígitos en 2016», explica.

En el Norte Grande, las mineras han mostrado interés. Si bien en el Sing no hay déficit (de hecho, la capacidad instalada supera en más de 50% a la demanda), la energía ahí es la más cara de América Latina. No es poco, considerando que ese insumo representa entre el 25% y 30% del costo unitario de la producción de cobre. «El terminal que promueve GasAtacama es una seria opción. Los números son razonables y competitivos en relación con GNL Mejillones», opina un ejecutivo minero.

Pero, ¿hay mercado en el Norte Grande para dos terminales de GNL?

María Isabel González, ex secretaria ejecutiva de la Comisión Nacional de Energía, cree que «los incrementos de demanda previstos dan para que un nuevo proyecto pueda competir por ellos, aunque no será viable sin contratos de largo plazo».

Los otros proyectos eléctricos que compiten

* Complejo castilla

MPX -ligada al brasileño Eike Batista- obtuvo en febrero la aprobación ambiental para construir un complejo de seis centrales a carbón y a base de diésel.

El proyecto -que estará ubicado en la III Región- tendrá una capacidad de generación conjunta de 2.227 MW y considera una inversión estimada de US$ 4.400 millones. La primera unidad del complejo termoeléctrico Castilla está prevista para 2016.

* Tendido eléctrico Suez-Gener

Gener y la franco-belga Suez construirán una línea de transmisión que unirá el Sing -que opera en la I y II Región- y el SIC -que se extiende entre Taltal y Chiloé. El tendido tendrá 570 kilómetros y una capacidad de 500 megawatts (MW), con opción de ampliarla hasta 1.000 MW. La inversión asciende a US$ 500 millones. Comenzará su construcción en 2012 y entrará en operaciones a mediados de 2014. El principal objetivo es abastecer los proyectos mineros de la III y IV Región con energía que producen en la zona de Mejillones. Las firmas trabajan en el estudio ambiental.

*La apuesta de Endesa

Punta Alcalde se llama la central a carbón que planea construir Endesa en la zona del Huasco, Tercera Región.

La central considera una capacidad de 740 MW y se encuentra en evaluación ambiental desde febrero de 2009, aunque su tramitación está suspendida hasta el 31 de julio. La planta termoeléctrica supone una inversión de US$ 1.400 millones.

Fuente / La Tercera

Endesa maneja proyectos que casi duplican capacidad de HidroAysén

Endesa maneja proyectos que casi duplican capacidad de HidroAysén

El Mercurio Endesa maneja en Chile una cartera de proyectos adicionales a HidroAysén que prácticamente duplica la capacidad total contemplada para dicho complejo hidroeléctrico (2.750 MW) que junto a Colbún impulsa en la XI Región.

Se trata de 16 centrales de distintos tipos y tamaños que presentan diversos grados de desarrollo y que en su conjunto totalizan una capacidad instalada de 4.816 megawatts (MW), de un total de 6.219 MW. De esta última cifra, 1.403 MW corresponden al 51% de HidroAysén que pertenecen a la filial de Enersis.

Este fue el estado de situación que Endesa España reveló recientemente en una presentación ante inversionistas. En ella, la matriz de Enersis, que a su vez es controlada por la italiana Enel, detalló que precisamente los señalados 1.403 MW de HidroAysén, más 150 MW del proyecto hidroeléctrico Los Cóndores, son los únicos que actualmente cuentan con permisos medioambientales aprobados.

Otros 1.318 MW que ingresaron al sistema a mediados de mayo están bajo evaluación ambiental. Estos son los proyectos Neltume (hidroeléctrica de 490 MW) y Punta Alcalde, una térmica a carbón de 740 MW, además del parque eólico Renaico (88 MW).

De esta forma, Endesa declara que los 3.348 MW restantes, esto es, el 53% de su portafolio, son centrales que están en estado previo a su presentación al sistema ambiental.

Nuevas apuestas

En la presentación, Endesa le asigna el estatus de «alta probabilidad de éxito» a cuatro proyectos en América Latina. Tres de ellos están en Chile. Además de HidroAysén, la hispana ubica en este mismo escalafón a Neltume y Los Cóndores.

En el mapa destacan seis proyectos que no han sido públicamente anunciados por Endesa Chile.

El mayor de ellos es la construcción de una segunda unidad en la termoeléctrica Celta, lo que representaría un nuevo impulso de inversión de la eléctrica en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING).

Si bien ejecutivos de Endesa Chile habían insinuado la intención de crecer en la red nortina, hasta ahora se desconocía el detalle de esta iniciativa, que hoy está en etapa de factibilidad y considera una capacidad instalada de 250 MW.

En la misma situación de avance se encuentran los proyectos Punta Alcalde, la eólica Renaico y una mejora en las obras de captación de la hidroeléctrica Pangue.

En ingeniería básica figuran la hidroeléctrica Piruquina (8 MW), en Chiloé, así como Neltume, Los Cóndores y la propia HidroAysén.

Otro de los proyectos nuevos es el parque eólico Puelche (20 MW) y la hidroeléctrica Huechún (40 MW), que están en fase de prefactibilidad. En la misma fase figuran los conocidos Choshuenco (hídrica de 138 MW) y el cierre del ciclo en la termoeléctrica Quintero, que elevará su capacidad de 254 MW a 360 MW.

La fase conceptual es la que agrupa la mayor capacidad instalada proyectada por Endesa, con 2.192 MW. Entre los proyectos de esta etapa aparecen como nuevos emprendimientos el parque eólico Lebu de 200 MW y las hidroeléctricas Vallecito (73 MW) y Lebu (14 MW).

En este último estatus están otras dos hidroeléctricas de mayor tamaño y larga data en los planes de Endesa Chile: Puelo (738 MW) y Futaleufú (1.367 MW).

Por último, en un estado que la compañía eléctrica califica como de «promoción», figura en solitario un proyecto largamente anunciado por la generadora: el cierre del ciclo de la termoeléctrica Taltal, que agregará 140 MW a los 245 MW que esta unidad, ubicada en la Región de Atacama, ya posee.

Sin embargo, la empresa debió posponer este proyecto a causa de la crisis del gas argentino, pues esta instalación debió migrar al diésel ante la falta del combustible.

Fuente / El Mercurio