agosto 10, 2015 | Industria
(Pulso) El plan de interconectar el norte de Chile con otros países como Argentina, Brasil o Paraguay va tomando forma, luego de que AES Gener diera el primer paso y solicitara la autorización para iniciar envíos hacia Argentina.
La empresa, controlada por el grupo estadounidense AES Corp, está evaluando triplicar la capacidad actual de la línea eléctrica que conecta ambos países, que hoy permite transmitir hasta 200 MW de energía. Como la capacidad de diseño de la línea de transmisión -que conecta al SING con Salta, específicamente con la central local Termoandes- es de 600 MW, la eléctrica estudia alcanzar esa cifra, lo que permitiría darle otro estatus a la interconexión, más aun considerando que a fines de 2017 estará operativa la línea que conectará el SING y el SIC y que por estos días inicia su construcción, de la mano de la filial de E-CL Transmisora Eléctrica de Norte (TEN).
Según el gerente general de AES Gener, Felipe Cerón, este plan requeriría sólo algunas inversiones menores, pues la gran inversión es la misma línea, la que ya está construida y operativa.
El ejecutivo agregó que de esta manera Chile podría materializar una interconexión eléctrica real, aprovechando, por ejemplo, la hidrología de Brasil y evacuando energía solar o térmica, considerando el potencial de crecimiento que tiene esa zona tanto respecto de las energías convencionales como renovables.
La eléctrica recibió hace dos meses la autorización de parte del Gobierno para iniciar envíos de hasta 200 MW, además de haber completado los estudios técnicos que dan viabilidad a la propuesta, y que fueron monitoreados en todo momento por el CDEC-SING.
La línea de transmisión energizada en 345 kV une el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) en Chile y el Sistema Argentino de Interconexión (SADI), y fue construida en la década de los 90 para aprovechar la oferta de gas argentino, por entonces barato y abundante. Una vez que esas reservas se agotaron, la línea quedó en desuso, aunque ahora volverá a operar pero mayormente en sentido inverso, es decir, enviando energía desde Chile hacia el país vecino.
No es el único plan que analizan los privados al respecto. Recientemente, desde GNL Mejillones -filial de GDF Suez, hoy Engie- plantearon la opción de exportar gas natural directamente a Argentina, mediante los ductos que conectan Mejillones con ese país.
[Actores del SING estudian propuesta para exportar gas de Mejillones a Argentina]
agosto 7, 2015 | Formación
Con el objetivo de analizar el estado actual de la matriz de consumo energético regional y los problemas asociados a ella, se realizará el 11 de agosto en la Universidad de Concepción (UdeC) el seminario “Energía Limpia para la Región del Biobío”, el cual es organizado por el Ministerio de Energía junto a esa Casa de Estudios.
Carola Venegas, Seremi de Energía de la Región del Biobío, afirma que “esta región tiene una vocación industrial y la mayor capacidad instalada del país, por lo que el sector energético es fundamental. En esta actividad esperamos reunir a empresas, organismos públicos junto a la comunidad, para discutir la realidad de la región desde el punto de vista medio ambiental, de salud pública y la situación de los precios de la energía”.
En tanto el Centro de Ciencias Ambientales EULA Chile dará a conocer los resultados de un estudio sobre la implementación de una red de gas natural encargado por el Ministerio de Energía. Claudia Ulloa, investigadora del centro explica que “uno de los resultados que daremos es que es perfectamente factible abastecer de gas natural a precios competitivos la zona centro sur del país, y de esa manera lograr desplazar combustibles más contaminantes”.
Por su parte, Elías Valenzuela, presidente Acenor y vocero de la Mesa de Grandes Consumidores de Energía de la región, sostiene que “desde la fallida disponibilidad del gas argentino, la Región del Biobío ha sido fuertemente impactada en su desarrollo y competitividad, asumiendo costos ambientales y de pérdida de empleos. Esperamos contar nuevamente con gas natural para la actividad industrial, diversificando nuestra matriz y hacer frente a las restricciones ambientales y de precios de la energía».
El evento es gratuito previa inscripción al mail mvasquezb@minenergia.cl y se realizará el 11 de agosto entre las 8:30 y 12:30 hrs., en el auditorio de la Facultad de Ciencias Forestales de la UdeC.
agosto 7, 2015 | Industria
(El Mercurio) El gerente general de la Empresa Nacional del Petróleo (Enap), Marcelo Tokman, señaló ayer que si bien la empresa ha accedido a una solicitud del Gobierno de asociarse con privados y participar en licitaciones de proyectos energéticos para hacer más competitivo estos concursos, su intención es solo cooperar en la viabilización de las iniciativas, especialmente en su etapa primaria, cuando se obtienen los permisos. Luego se limitarían a acompañarlos como socio minoritario, sin financiarlos, sino que poniendo a su disposición el gas natural del que dispone la compañía.
En la ocasión, Tokman respondió la crítica de la economista Susana Jiménez en orden a que en los buenos resultados de la empresa incidirían los créditos blandos que obtiene por ser estatal. Al respecto, señaló que eso siempre ha sido así y que si las tasas actuales a las que recibe préstamos son históricamente las más bajas, es por el buen desempeño de la compañía.
Agregó que el hecho de ser una empresa pública implica incurrir en costos y pérdidas que una compañía de otra naturaleza no tendría. «La deuda que hay por la que se pagan US$ 200 millones anuales en intereses es porque en 2008, cuando se cortó el gas desde Argentina, Enap tuvo que importar crudo para duplicar el consumo de petróleo en el país», señaló como ejemplo.
Tokman explicó que las utilidades por US$ 132 millones obtenidas en enero- junio son el mejor resultado para ese lapso en los últimos 15 años. Además, anunció que Enap invertirá alrededor de US$ 800 millones anuales entre 2016 y 2020.
agosto 4, 2015 | Industria
(Diario Financiero) La mochila que arrastra Enap desde 2008, cuando registró pérdidas de casi US$ 1.000 millones e incrementó sus niveles de deuda, aún le pesa, y sólo hacia finales de la década la firma podría entrar en un contexto de mayor holgura.
Marcelo Tokman, gerente general de la petrolera estatal, explica que el plan estratégico que está desarrollando la firma permitiría que en los próximos cuatro años el financiamiento externo ya no sea crítico para llevar adelante las inversiones que tienen presupuestadas.
«El plan estratégico lo que tiene es inversiones por unos US$ 650 millones este año. Nuestra proyección es que vamos a requerir financiamiento hasta el 2019, y a partir de ahí vamos a comenzar a reducir la deuda», dice Tokman.
El ejecutivo sostiene que hacia mediados de la próxima década, la estatal podría reducir su nivel de deuda a la mitad, disminuyendo también los ratios y mejorando el perfil financiero. Desde diciembre de 2012, la deuda de Enap ha caído unos US$ 1.000 millones.
«En 2025 debiéramos haber logrado reducir la deuda de los US$ 3.900 millones actuales a unos US$ 1.800 millones», explicó el ejecutivo.
En el primer semestre del año, la firma tuvo utilidades por US$ 132 millones, mientras que su Ebitda alcanzó a US$ 430 millones y su patrimonio se incrementó 21% respecto de diciembre de 2014, a US$ 662 millones.
El plan de Enap contempla inversiones por unos US$ 4.000 millones al 2020, de los cuales una parte importante -en torno a US$ 350 millones anuales- irá dirigido al segmento de exploración y producción de petróleo en Magallanes. En este sentido, Tokman señala que a la fecha se ha cumplido con el 80% de las perforaciones de pozos previstas para este año.
«Estamos bien encaminados para cumplir el compromiso de ser autosuficientes en materia de gas en Punta Arenas al 2017», dice Tokman, indicando que la producción del bloque Arenal estaría en torno al millón de metros cúbicos (mm/m3) diarios de gas, mientras que la demanda de la zona -en el peak de consumo- se empina hasta 1,5 mm/m3.
Socio en generación
Frente a la críticas que han surgido del sector privado por la incursión de Enap en el negocio de generación -firmas como Colbún han sido insistentes en esto-, sostiene que estas son más bien «ideológicas», y que no está previsto que la estatal desvíe recursos para el desarrollo de centrales eléctricas.
«En la agenda de Energía, el gobierno le pide a Enap que haga un esfuerzo, que se está llevando a cabo, por reducir el precio de las licitaciones. Hay una coyuntura donde hay dudas respecto a que tan competitivas van a ser las próximas licitaciones en cuanto a energía de base (…)Enap no quiere hacerse cargo de llevar adelante estos proyectos, está concentrándose en las últimas etapas de aprobación que requieren», dice.
La firma definiría en septiembre con quien se asociará en el negocio de generación.
[Arbitraje por US$10 millones dejó fuera a Gas Natural Fenosa de alianza con Enap]
julio 31, 2015 | Mundo
(AméricaEconomía) El pronóstico del Gobierno sobre la exploración offshore (costa afuera) en Colombia no es conservador. La noticia sobre un hallazgo de hidrocarburos de Ecopetrol y Anadarko en el mar Caribe, pozo Kronos-1, hace pensar que esa zona entrará en el radar petrolero mundial.
Sin embargo —aun cuando la noticia es alentadora porque aumentarían las reservas, por ahora de gas—, la preocupación por los efectos de estas operaciones en el medioambiente no se ha hecho esperar. Inquietudes preliminares, pues la extracción de recursos no ha empezado y puede tardar más de siete años. Desde 2010 tan solo han sido perforados cinco pozos con fines documentales, para saber qué hay allí.
Por esta razón, el presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), Mauricio De La Mora, aclaró que se está trabajando muy fuerte para la regulación offshore, de la mano con compañías de renombre internacional y con convenios con los gobiernos de Noruega y Australia.
“Nos estamos preparando para descubrimientos mayores, en el caso del de gas, mientras se extrae y se lleva a la planta de Gas Natural se tarda más o menos siete años. Para ese momento vamos tener una regulación clara y ecuánime que incluya la parte técnica y medioambiental”, manifestó.
La información que tiene el país sobre la biodiversidad en sus aguas es escasa, según el director de Invemar, Francisco Arias. Los avances sobre las investigaciones en la zona continental le llevan casi 200 años a los que se han hecho en los mares del país. Por lo tanto, la primera tarea para la promoción de esta actividad es tener certeza de la composición de la vida marítima.
“Estamos aprendiendo pero, en general, en el mundo no existen los avances que uno quisiera. Hay países que nos llevan mucha ventaja, como los que tienen operaciones en el Mar del Norte con unos marcos normativos muy desarrollados. Tenemos que reglamentar claramente cuáles son las responsabilidades de unos y otros”, agrega.
Sin desconocer los avances que se han llevado a cabo, dice Arias, la línea base de los estudios para esta actividad son muy generales y tendrán que afinarse para determinar cuáles son los puntos más sensibles y cómo atender posibles emergencias durante la operación.
Lo que está pasando en el Caribe colombiano no es un asunto menor. Los más de 17 kilómetros de sísmica 3D que corre Anadarko y los hallazgos, uno el año pasado, de Orca -1, y el anunciado esta semana por Ecopetrol, exigen celeridad no porque la producción empiece pronto, sino porque a la par de iniciativas como la creación de zonas francas que estimulan la actividad, no se conocen avances concretos de la normatividad para proteger el medioambiente.
Un experto de la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos (Acipet) explicó que “no existe legislación de offshore específica en el país y se está extrapolando la legislación de onshore a offshore. Al no haber regulación, cada licencia ambiental es tratada de manera diferente, haciendo exigencias que van más allá de la medición de impactos y su contraprestación, pues se requieren estudios que son parte del desarrollo de la base de datos que necesita la Nación sobre el mar, y esto es labor del ente regulador, no de los operadores”.
Entre tanto, defensores del medioambiente, como la directora de la ONG Censat Agua Viva, Tatiana Roa, manifiestan que se está abriendo una nueva frontera petrolera en unas condiciones mucho más favorables para las empresas. “Las compañías han dicho que en la exploración sí se utilizan ondas sonoras que afectan la fauna marina, porque los animales se desubican en el mar. Esto no ha sido considerado como uno de los problemas para el desarrollo armónico con la naturaleza”.
Un vertimiento de crudo en el agua, como quedó demostrado con la emergencia en el pozo Macondo del Golfo de México, también sería un desastre. Si eso llegara a suceder, las especies que se pescan tendrían en su organismo sustancias cancerígenas para el ser humano, contó el director de Invemar.
“Generalmente se hace un balance de si el país necesita estos hidrocarburos y si vale la pena correr esos riesgos, pero si no se necesitan, no se deberían correr. Sin embargo, en estas decisiones también inciden los beneficios económicos para el país”, concluye Arias. El debate está abierto.
