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Chile

Los dos meses que se pospuso el proceso, dijo, apuntan sólo a dar tiempo para que las tres firmas que están en conversaciones puedan firmar convenios.

Miércoles 11 de Septiembre de 2013.- Dar espacio para que las tres grandes generadoras que están negociando contratos adicionales de gas natural licuado (GNL) cierren estos convenios y cuenten con capacidad adicional para presentar ofertas, fue el único objetivo tras la decisión del gobierno de posponer en dos meses, hasta noviembre, el plazo de recepción de propuestas en el marco de la licitación de suministro eléctrico de las distribuidoras para el período 2013-2024.

Así lo indicó el Subsecretario de Energía, Sergio del Campo, quien afirmó que la existencia de estas conversaciones por parte de las generadoras que disponen de centrales que pueden usar este combustible, pero que a falta de abastecimiento están usando diesel, los mantienen optimistas respecto del resultado de este proceso.

“Creemos que en todo este proceso, con todas las etapas que pueda tener la licitación, finalmente va a terminar con ofertas. Estamos optimistas de que durante este gobierno vamos a tener ofertas para las licitaciones 2013-2024 y también un avance significativo en la licitación mayor, que considera suministros a contar de 2019”, aseguró.

Del Campo explica que esta subasta fue pensada con un sentido práctico pues ante las restricciones que hay para construir proyectos nuevos, se apuntó a activos que están disponibles y que son los 1.870 MW de capacidad instalada que está subutilizada al operar con un combustible sustituto que es menos eficiente y más caro.

“Con esto queda claro que la gran solución que tiene el país hoy está en las manos de los generadores que pueden reemplazar el diesel por GNL. Para eso se requiere de a lo menos una capacidad total de regasificación en el SIC de 20 millones de metros cúbicos diarios y hoy se apunta a un máximo de 15 millones”, explicó.

El subsecretario se refiere a seis unidades de ciclo abierto y combinado que son propiedad de Endesa, Colbún y AES Gener y cuya capacidad podría elevarse incluso a 2.200 MW si se cierran los ciclos de algunas de estas unidades. Precisó que para cubrir el requerimiento de esta primera licitación se requiere que sólo dos de estas unidades estén disponibles, mientras que las otras pueden destinarse a los procesos que vendrán a continuación y que cubren los períodos 2016-2018 y 2019-2032.

En total, especificó, este parque de gas natural podría generar 13.500 GWh que “no sólo podrían satisfacer toda la demanda de los clientes regulados, sino que provocarían una baja del costo marginal en el sistema, la que beneficiaría también a los clientes libres”, explicó.

Sus cálculos apuntan a que si estas empresas compraran el GNL a US$ 12 por millón de BTU (unidad térmica británica) y lo quemarán en centrales de ciclo combinado el costo de operación sería de ?US$ 84 por MWh, mientras que en ciclo abierto este monto subiría a ?US$ 120 por MWh, nivel muy inferior a los US$ 180 por MWh que pueden llegar a marcar estas unidades cuando usan diesel, combustible que en este modelo quedaría desplazado totalmente del sistema central.

?Las conversaciones?

Del Campo precisó que aunque Endesa tiene más ventajas para conseguir volúmenes adicionales de gas natural, al contar con contratos de suministro y capacidad de regasificación en GNL Quintero, “las tres compañías están trabajando para participar en esta licitación”.

“Hemos hablado con toda la industria y sin duda, en las conversaciones que hemos tenido con esos tres generadores, nos han indicado que están trabajando para participar en estas licitaciones (...) Esperamos que tengan éxito en sus negociaciones para que se presenten a las licitaciones”, apuntó el subsecretario.

Respecto de las críticas acerca de que el precio techo considerado para este proceso (US$ 129 por MWh) es muy bajo, dada la incertidumbre en el mercado, del Campo dijo que se trata de una visión cortoplacista de la industria generadora, que busca aprovechar un costo de oportunidad que probablemente no se mantendrá en el largo plazo. Además, agregó, esto deja en evidencia que estas empresas sólo se están poniendo en un escenario de alzas de precios y no en el caso contrario, en el cual -explicó- pudiera presentarse un año lluvioso o de gran acumulación de nieve, lo que derrumbaría el costo marginal.

“El precio techo de esta licitación está respondiendo a los costos esperados y los réditos que requiere la inversión en una central en base a GNL. Lo que tendrán es un contrato de largo plazo que entrega una estabilidad en los ingresos de las empresas y que estará indexado al GNL, por lo que la variación de este combustible estará cubierta”, puntualizó del Campo.

DF

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