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Fórmula de Energía para moderar futuras alzas de las cuentas de la luz
Atenuar las fuertes alzas en las cuentas de la luz que afectarán a los clientes residenciales a mediados de la década. Esa es una de las principales metas que se impuso el Ministerio de Energía en el último año del gobierno.
La autoridad reconoce que la estrechez de oferta de energía y la falta de nuevos proyectos de generación hidroeléctricos y termoeléctricos (que tienen costos más bajos) tendrán un impacto en el valor de la energía que contratarán las distribuidoras a las generadoras en la próxima licitación de suministro.
El proceso es clave, porque la energía contratada cubrirá el 27% de la demanda del mayor sistema eléctrico (SIC). Además, incidirá en las tarifas del 93% de los hogares del país a partir de 2015. Ese año vencen los contratos que las distribuidoras pactaron en 2007.
Ante este escenario, el Ministerio de Energía trabajó insistentemente en los últimos meses en dar con una fórmula de licitación que resguarde a los usuarios.
El nuevo modelo, que está definido y socializado con las eléctricas, tiene tres pilares.
El primero, consiste en dividir en dos bloques los volúmenes de energía que requerirán las distribuidoras para los clientes: uno comprende la energía que se necesita entre 2015 y 2019 y el otro la demanda que va desde 2019 hasta 2029 o 2031.
Como hoy está más limitada la oferta de energía, si se licita en un solo bloque está el riesgo de que los precios queden altos por todo el período, porque las generadoras no tienen espacios para construir centrales competitivas en sólo tres años. Al colocar un bloque a partir de 2019 se les da a los privados siete años de margen.
El subsecretario de Energía, Sergio del Campo, da cuenta de esta situación. “La idea de hacer la licitación en dos bloques evitará mantener, en el largo plazo, precios de energía altos y permitirá, también, la incorporación de nuevas empresas interesadas en suministrar energía a los distribuidores”.
El segundo pilar del nuevo modelo de licitación es el concepto de “Precio Techo Sombra” de la energía, el que ya levantó la voz de alerta de las empresas generadoras. Del Campo detalla que en la licitación habrá un precio máximo para adjudicar la energía, que será público, como sucede en todo proceso.
A ese esquema se sumará otro “Precio Techo” de la energía que será de referencia y sólo lo sabrá el gobierno. Este reflejará lo que cuesta generar la energía con una central eléctrica competitiva.
Con esto, el gobierno quiere dar una señal de largo plazo de los precios y evitar que todas las compañías vayan a la licitación suscribiendo los valores máximos, como ha sido en el pasado. “Se pueden tomar tecnologías como el Gas Natural Licuado (GNL) o como el carbón, donde hay un precio determinado que da una rentabilidad razonable para ese proyecto en el largo plazo. Si ese es el costo de desarrollo del sistema, como gobierno queremos que ese precio de la energía esté lo más vinculado posible a ese costo de desarrollo del proyecto de generación eléctrica”, detalla.
El último pilar comprende impulsar la licitación en grupo de toda la energía de las distribuidoras y no dividirla por los requerimientos de cada empresa. Así se licitará un solo gran bloque de energía que será asignado a quienes oferten el menor precio hasta el más alto establecido (techo), y luego se entregará proporcionalmente entre las distribuidoras, a prorrata.
“Con este nuevo modelo queremos ver la forma de lograr generar las condiciones y el atractivo para que los contratos con las empresas distribuidoras sean tan competitivos para las generadoras como los contratos que las generadoras obtienen con las compañías mineras”, explica el subsecretario.
Del Campo indica que el modelo de licitación actualmente está en revisión y se espera que las eléctricas manifiesten sus opiniones. La meta es licitar en el primer trimestre del año. “Queremos tener todo listo en marzo”, afirma.
Agrega que las modificaciones que puedan surgir de la revisión de la nueva figura serán menores. “La estructura misma no variaría mucho. Los cambios que podría haber fundamentalmente están orientados a cautelar que los clientes residenciales puedan tener el precio de la energía más bajo posible”, manifiesta.
Valores y shale gas
En la industria eléctrica coinciden en que, producto de la falta de proyectos, es factible que para el primer bloque de energía las ofertas de las generadoras se sitúen entre US$ 100 y US$ 130 por MWh. Estos rangos superan al promedio de US$ 76 por MWh logrados en los contratos de 2007. En cambio, para el bloque que comprende el período que va desde 2019, gerentes del sector reconocen que los precios pueden estar más cercanos a US$ 110 por MWh o menos.
La apuesta del gobierno es que para la energía contratada en 2015 el GNL sea ya una tecnología de punta, impulsada por el shale gas (gas no convencional) que se está usando actualmente en EEUU.
Sergio del Campo sostiene que con el shale gas se pueden tener menores precios del gas natural y mejorar la competitividad del país, tal como sucede en el país del Norte. “Si logramos capitalizar la oportunidad que representa la exportación de GNL desde EEUU a Chile, el shale gas debería producir una caída fuerte del precio del gas natural. En ese país, la baja ha sido de los US$ 8 a US$ 12 el millón de BTU (Unidad Térmica Británica, en inglés), a US$ 3 el millón de BTU. Eso ha significado un cambio en la competitividad muy grande de EEUU”, explica.
Agrega que si el GNL reemplaza al diésel en la producción de energía y si mantenemos la hidroelectricidad y el carbón, podemos tener menores precios de energía.
Pese a la estrechez de los plazos, la autoridad confía que en Chile se podrán construir proyectos para abastecer la demanda.
Destaca la iniciativa de los estadounidenses Australis Power y Cheniere Energy, junto con las chilenas Andes Mining Energy y Gasoducto Innergy. El proyecto Octopus contempla dos unidades de ciclo combinado por 1.150 MW en la Octava Región, que quiere usar el shale gas.
Además, enfatiza las iniciativas que impulsarán las mineras para abastecer sus demandas de energía, producto del millonario plan de expansión del sector: entre US$ 70 mil millones y US$ 100 mil millones en los próximos años.
“El escenario dependerá de la construcción de nuevas centrales termoeléctricas en lo que resta de está década, en sustitución de un desarrollo hidroeléctrico”, dice.
«Gobierno está dando señal de que se están generando condiciones (para invertir)»
EL gobierno está dando una clara señal a los privados en cuanto a que se están generando todas las condiciones para invertir en Chile. Ese es el mensaje que quiere entregar el subsecretario de Energía, Sergio del Campo, al sector empresarial, luego de cerrar un 2012 marcado por la crítica a la falta de proyectos de energía y judicialización de procedimientos, además de la paralización, por la mayor incertidumbre, de la línea de transmisión de HidroAysén.
¿Qué marcará la gestión del ministerio este 2013?
Este año se consolidará el trabajo del gobierno en materia de desarrollo del sector, sobre todo en la expansión del sistema de transmisión. Esto permitirá que hacia fines del próximo gobierno se garantizará un mejor funcionamiento y despacho económico de las centrales de generación. A diferencia del actual escenario, dadas las restricciones en el traslado de energía que tiene el sistema y que impide que se utilice al máximo la energía que es más barata. Debido a ese problema, no se puede lograr una mayor reducción en los precios de la energía y eso explica que en 2012 hayamos tenido diferencias de precios en zonas como Concepción y Santiago de hasta tres veces en los clientes industriales.
¿Cuáles son los plazos que manejan para sacar los proyectos de ley en trámite?
Tenemos la meta de que el proyecto Carretera Eléctrica y la Ley de Concesiones se aprueben antes de julio. Esperamos que el proyecto de concesiones se apruebe al más breve plazo en la Cámara y pase en marzo al Senado.
¿Existe más convencimiento político de que estos temas deben resolverse?
Los parlamentarios han comprendido que este es un tema país, que hay una crisis asociada a precios altos de la energía y que estamos pasando por una transición. En esa línea, se ha comprendido que estos proyectos, que están vinculados directamente a la transmisión, afectarán a los futuros gobiernos y que se van a beneficiar con su aprobación. Hay un mejor entendimiento de los parlamentarios de la oposición y están cooperando.
¿El año 2013 se allanará el camino para la reactivación de las inversiones del sector?
Hay una señal clara del gobierno hacia los inversionistas con estos proyectos de ley que hoy se están aprobando (…), estamos dando una señal de que se están generando las condiciones. Esto, más la puesta en funcionamiento de la nueva institucionalidad ambiental, contribuye a que la regulación funcione mejor y a que disminuya el riesgo de los proyectos vinculado a las problemáticas que vivimos el 2012.
¿Las dudas que planteó el sector están despejadas?
Siento que despejar las dudas pasa también por definir con claridad el rol que tiene cada uno de los actores en el desarrollo del sector eléctrico. Los propios empresarios consideran que es importante incrementar la participación ciudadana previa a la participación contemplada en el Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental. Esa autocrítica es muy importante.
¿Pero en relación a la definición de una política de largo plazo para el sector?
Reconociendo que hay bastantes avances con los planteamientos y proyectos de ley, tenemos que avanzar aún más en un mecanismo de participación ciudadana. Así se puede reflejar la real necesidad de informar adecuadamente no sólo los proyectos de inversión que se instalarán en sus entornos, sino que, además, mostrar cuáles son las verdaderas opciones que tenemos los chilenos de producir energía eléctrica y a qué precios de la energía podemos aspirar, en la medida en que no usamos los recursos renovables que el país tiene.
¿Se refiere al aporte que pueden hacer las grandes centrales?
En la estrategia nacional de energía, lanzada por el Presidente Piñera en febrero de 2012, decimos que es fundamental utilizar al máximo los recursos renovables que disponemos. El agua es el principal recurso renovable y no podemos prescindir de él. Si analizamos la incorporación de proyectos hidroeléctricos hacia los años 2021 o 2022, podríamos tener precios de la energía en el Sistema Interconectado Central (SIC) equivalentes a los que hoy tiene el Norte Grande, de entre US$ 60 a US$ 80 por MWh. Esos son los precios que podemos tener si incorporamos la hidroelectricidad en mayor medida en la matriz.
¿El apoyo político que requieren iniciativas como esas existe en este momento?
Lo que tiene que funcionar es la institucionalidad medioambiental, la que se tiene que cumplir. Y, si se cumple, los proyectos se tienen que ejecutar. Tendríamos una mayor comprensión por parte de la comunidad en relación a cómo desarrollar el sector eléctrico para respaldar el crecimiento, si esta comunidad tuviese mayores grados de información de las opciones. Lo que tenemos que generar son mecanismos que puedan permitir una expresión y un conocimiento de la ciudadanía más adecuada para tomar una decisión al respecto.
por Carolina Pizarro Maureira / Foto: Richard Ulloa
Fuente:www.latercera.com