abril 29, 2013 | Industria
(Diario Financiero) El acuerdo de entendimiento entre Enap y la australiana Origin firmado en noviembre pasado podría concretar su primer proyecto prontamente. Según fuentes de las involucradas, las partes están negociando asociarse en la central cogeneradora que la petrolera tiene aprobada y desde donde se descolgaron primero British Gas y luego Copec.
Algo de eso esbozó Ricardo Cruzat, gerente general de Enap, el viernes pasado al presentar los resultados de la petrolera. “Tenemos un proyecto de muchos años, que es probablemente el próximo que viene en forma natural a las refinerías, el de la cogeneradora a gas natural en Aconcagua (…) Está bastante avanzado. Hoy tenemos el gas, gente interesada en hacerlo con nosotros y la necesidad operacional”, dijo.
Enap y Origin cerraron en noviembre de 2012 un Memorándum de Entendimiento para buscar oportunidades de negocio conjunto en el país, el que se acaba a fines de año.
Según entendidos, las negociaciones con Origin van encaminadas y podría haber un acuerdo final dentro de los meses que vienen. Hasta ahora las conversaciones apuntan a que la australiana opere la central, además de quedarse con un porcentaje de la propiedad de la misma, lo que se está definiendo.
El plan de Enap es lograr cerrar prontamente, mientras avanza en ciertas adecuaciones que le habría pedido el Servicio de Evaluación Ambiental. Así, la estatal busca finiquitar el tema de los permisos y del ingreso de Origin para lograr comenzar la construcción de la central durante este año y tener todo listo para que entre en operaciones en 2017.
Enap también aportaría el gas gracias al acuerdo que cerró hacia fines del año pasado con British Gas en la renegociación del contrato de GNL, que además de dejarla con un precio de US$ 8,5 /MMBtu, le garantiza tener hasta un 50% más de suministro del que tiene contratado. Sumando a eso su capacidad de regasificación en el terminal de GNL Quintero.
Otro de los puntos en los que trabaja también la firma estatal es la actualización de los costos que demandaría levantar la central, los que en un inicio se alzaban a los US$ 250 millones y que ahora, estarían en torno a los US$ 300 millones.
Vuelven las ganancias
Según informó el viernes Enap, durante el primer trimestre de este año la firma alcanzó utilidades por
US$ 52 millones, comparadas con las pérdidas por US$ 110 millones que registró e igual periodo de 2012.
El cambio de tendencia en los resultados se explica por una variación en el margen bruto, el que pasó de pérdidas por US$ 31 millones a marzo 2012 a ganar US$ 204 millones a marzo 2013.
Fuente / Diario Financiero
abril 16, 2013 | Industria
(Diario Financiero) Tenemos la sensación de que efectivamente hay un movimiento (…) de que se están acelerando ciertos pasos y creemos que en los próximos treinta a sesenta días podríamos tener novedades” respecto de HidroAysén, fue la estimación que hizo el presidente de Endesa Chile, Jorge Rosenblut, sobre la marcha del proyecto que está a la espera de la revisión de las reclamaciones que hay ante el Comité de Ministros.
Rosenblut, que hizo las declaraciones durante la junta anual de accionistas de la generadora, dijo que no sabía cuáles eran estos movimientos.
Durante la presentación, el presidente de la eléctrica repitió el mensaje enviado en su carta a los accionistas en la Memoria 2012, señalado que esperan “que luego de casi 20 meses el Comité de Ministros pueda reunirse a la brevedad para adoptar una resolución sobre las reclamaciones”.
Ayer, en todo caso, Rosenblut reafirmó el punto, señalando que la ventaja de una institucionalidad fuerte demanda la existencia de plazos “que tienen que ser cumplidos por todos sin distinción. Esos plazos, insisto, hay que cumplirlos”.
El gerente general de Endesa, Joaquín Galindo, explicó que tampoco sabía de qué pasos eran a los que hacía mención Rosenblut, aunque añadió que a su juicio los 20 meses que ha demorado revisar el proyecto es un plazo muy largo. “Nos gustaría que fueran 60 días (…). Esperamos que la resolución de todas las reclamaciones sea en un breve plazo”, dijo el ejecutivo.
Galindo también explicó durante su presentación a la junta que “se requiere que la sociedad, el país y sus autoridades hagan lo suyo. Es necesario seguir avanzado, generando los consensos precisos para que Chile cuente con la energía que requiere para llegar al desarrollo”, señaló.
Respecto de las señales que pedía el gobierno del compromiso de los socios con HidroAysén, Galindo indicó: “Más señal de la dedicación que hemos tenido todos estos años, toda la inversión que hemos realizado y el impulso que estamos dando y las declaraciones que hacemos, creo que es difícil”.
Galindo también se refirió a las declaraciones de Fulvio Conti, CEO de Enel, quien dijo que si no había apoyo del gobierno no seguirían adelante con HidroAysén, señalando que “evidentemente un proyecto de esta envergadura requiere el apoyo del gobierno y un consenso a nivel país o una empresa o dos empresas por sí solas no pueden acometerlo”.
En todo caso, sobre la decisión de reinvertir en otra área lo que está destinado a HidroAysén, Galindo señaló que “esa decisión no se ha tomado. Hoy por hoy, apostamos por el desarrollo del proyecto”, dijo. Así, dijo el ejecutivo, el proyecto sigue marchando, aunque a una velocidad menor.
Proyectos de la firma
Durante la junta, Galindo reafirmó el deseo de la compañía de ingresar al negocio de vender GNL a clientes industriales. Además, explicó que usarán la capacidad de regasificación que tienen en el terminal de GNL Quintero. Según el ejecutivo, partirían a fines de este año con la venta, de una forma lenta y gradual. En este caso, destinarían unos 250 mil m3 día para este proyecto, en un inicio.
La inversión inicial en tanto, de este “gaseoducto virtual”, como le han llamado, llegaría a unos US$ 20 millones.
Respecto de los recursos judiciales contra Punta Alcalde, dijo esperan “que se resuelvan favorablemente”.
Sobre la marcha de la compañía, Rosenblut explicó escuetamente que “el primer trimestre ha sido mejor que el del año pasado”.
El ejecutivo dijo que en los próximos cinco años invertirían US$ 4.700 millones en la región, sin dar más detalles.
CGE-d: 1,7 millón de clientes
Otra eléctrica que realizó su junta de accionistas ayer fue CGE Distribución (CGE-D), que aprobó la fusión de Emel Sur dentro de CGE-D y se espera que el proceso finalice dentro de unos doce meses, lo que podría incluir cambio de marcas.
El gerente general de CGE-D, Cristian Saphores, dijo que las firmas fusionadas ya están siendo consolidadas y están llegando a casi 1,7 millón de clientes, con lo que quedarían «un poco por encima sobre Chilectra», en cuanto número de clientes.
La firma espera expandirse entre 5% y 6%; mientras que la tasa de crecimiento de sus clientes va entre 3% y 3,2%. Para este año, tiene planeado invertir unos $ 25 mil millones.
Fuente / Diario Financiero
abril 11, 2013 | Industria
(Revista ELECTRICIDAD) La sequía en Chile ha implicado que la generación termoeléctrica haya aumentado, escenario en el que no solo el carbón posee un rol relevante. Es así como Alejandro Palma, gerente general de GNL Chile, destaca que “en 2012 el gas natural representó más de un 20% de la generación eléctrica del Sistema Interconectado Central (SIC). Más de 535.000 clientes residenciales y comerciales, y 330 clientes industriales de la zona central de Chile se abastecen con este combustible”.
Por la zona norte destaca el caso de GDF Suez. Este consorcio ocupa el tercer lugar como importador de GNL en el mundo, y en Chile cuenta con dos importantes actores en la industria del gas natural: GNL Mejillones (63% GDF Suez y 37% Codelco) y Solgas (100% GDF Suez), esta última que comercializa gas natural, teniendo como destino principal las empresas industriales con instalaciones productivas. Jean-Michel Cabanes, gerente general de GNL Mejillones (GNLM), destaca que “la participación del gas natural suministrado por nuestra empresa en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) alcanzó el 21% en 2011 y el 14% en 2012. Pero también el 25% del gas regasificado en nuestro terminal en 2012 sirvió para abastecer el SIC vía el gasoducto hacia la central térmica Taltal”.
En el plano internacional, Alejandro Palma resalta que “el crecimiento en la demanda de gas natural ha impulsado importantes cambios en la industria del GNL. Mientras en Estados Unidos se está explotando el shale gas a gran escala, en África se están desarrollando nuevos proyectos de exportación a raíz de las importantes reservas descubiertas en Tanzania y Mozambique. En Australia, en tanto, se están construyendo proyectos basados en nuevas tecnologías que transformarían a este país en el principal exportador de GNL a nivel mundial”.
Por su parte, Sebastián Bernstein, gerente de Desarrollo de Mercado Grandes Clientes de Metrogas, explica que actualmente los principales destinos del GNL en el mundo son Japón, Corea y Taiwán, haciendo hincapié en que “el mercado asiático hoy día está con una altísima disposición a pagar. Yo miraba la última serie de precios y estamos hablando de US7, 18 el millón de BTU”.
Amigable
Jean-Michel Cabanes, gerente general de GNLM, considera que “el desarrollo del gas natural en la matriz energética de Chile es fundamental dado que aporta a la seguridad y confiabilidad del suministro energético. En el corto plazo porque se incorpora en los procesos de generación de electricidad en reemplazo del petróleo diésel, obteniendo de esta forma, beneficios ambientales. En este sentido cabe subrayar que el gas natural es el combustible fósil más limpio que existe”.
Además señala que “los ciclos combinados tienen un tiempo de partida muy corto, permitiendo la complementariedad con Energías Renovables No Convencionales, ya que estas últimas, al no poder entregar bloques constantes de energía, necesitan un respaldo que sea capaz de responder a variabilidades de forma rápida”.
En este mismo ámbito Cabanes comenta que “en el caso específico de Chile, uno de los principales desafíos que enfrenta la minería es la escasez de energía, lo que se refleja tanto en los costos como en la seguridad en el suministro. También les preocupa a las mineras la actual huella del carbono del cobre asociada a la generación eléctrica. En este sentido, cabe destacar que el uso de gas natural produce una inmediata disminución de este índice”.
En este punto, Diego Stabile, gerente general de Solgas, llama a considerar “la implementación de un sistema de incentivos económicos tendientes a premiar la menor huella de carbono de los procesos industriales, lo que implicará, además de mejorar el medio ambiente, dar un renovado impulso tanto a las Energías Renovables No Convencionales, como al gas natural como combustible limpio y seguro”. Sebastián Bernstein, de Metrogas, lo refuerza señalando que “el gas natural, más allá de un tema de precio, pasa a ser una alternativa mucho más amigable sin perder de vista que es un combustible fósil”.
En construcción
La relevancia que el gas natural puede llegar a alcanzar dentro de la matriz energética de Chile ha impulsado a las empresas del sector a fortalecer sus capacidades de tratamiento, como es el caso de GNL Mejillones, que se encuentra construyendo un estanque en tierra, de manera de brindar servicios de regasificación de largo plazo bajo la modalidad de contratos TUA (Terminal Use Agreement).
Por su parte, Alfonso Salinas, de GNL Quintero, comenta que “nuestro principal objetivo para 2013 es la puesta en marcha del proyecto de expansión del 50% de capacidad de regasificación de nuestro terminal, que se materializará a través de la instalación de un nuevo tren de vaporización, que se sumará a los dos actualmente en operación, y al que tiene de respaldo”.
El ejecutivo de GNL Quintero explica que “el proyecto, con un costo cercano a los US0 millones, tendrá una duración total entre 17 y 21 meses, por lo que la capacidad adicional de regasificación estaría disponible durante el primer semestre del próximo año”. Destaca que “la instalación del nuevo tren de vaporización fue considerada en el diseño original del terminal, por lo que cuenta con aprobación ambiental y con las conexiones necesarias para integrarla a las instalaciones existentes de la planta, sin involucrar una expansión territorial ni impactos ambientales relevantes”.
A esto se suma el hecho de que la empresa Golar LNG proveerá a GasAtacama un terminal marítimo flotante, para la regasificación de gas en la bahía de Mejillones. Estas instalaciones dispondrán de una capacidad de almacenamiento de cinco millones de m3 de gas, para poder generar hasta 1.000 MW, con posibilidad de ampliarse al doble.
Mientras tanto Colbún y AES Gener planean disponer a mediados de 2014 de un terminal flotante regasificador de GNL, por medio del cual buscarán abastecer a sus centrales.
De manera adicional, existen proyectos de construcción de nuevas centrales que comprenden la utilización de gas natural como combustible:
• Proyecto Kelar de BHP Billiton: central de ciclo combinado de 540 MW, en la zona de Mejillones, con una inversión de unos US00 millones. En evaluación ambiental.
• Proyecto Luz Minera de Codelco: central de ciclo combinado de 760 MW, en la zona de Mejillones, con una inversión de unos US58 millones. En evaluación ambiental.
• Proyecto Octopus: desarrollo de dos centrales de gas natural de ciclo combinado de 570 MW cada una, en Concepción, junto con un terminal flotante que tendría una capacidad de regasificación de 10 millones de m3 diarios.
Gasoductos virtuales
Junto con la ampliación de instalaciones, las compañías del sector energético trabajan en el desarrollo de mecanismos que les permitan ampliar sus áreas de atención.
Es así como Alfonso Salinas, de GNL Quintero, destaca “el funcionamiento de un terminal de carga de camiones de GNL, abriendo la posibilidad a que nuevas zonas de Chile se beneficien con este combustible. En 2012 se completaron más de 6.000 cargas de GNL a camiones especialmente diseñados para su traslado a zonas que no cuentan con una red de gasoductos”.
En este punto, Salinas resalta que “para 2013 trabajaremos en el proyecto de expansión del terminal de carga de camiones, agregando dos islas de carguío adicionales a las dos que actualmente están en funcionamiento, un proyecto que estará operativo en 2014 y que permitirá duplicar nuestra capacidad para cargar GNL a estos vehículos, pasando de los actuales 1.250 m3 diarios de GNL (alrededor de 25 camiones) a 2.500 m3 de GNL por día (unos 50 camiones)”.
Por su parte, Sebastián Bernstein, de Metrogas, menciona que “en el mercado de distribución de gas por camiones nosotros estamos pensando en duplicar por lo menos la demanda que tenemos hoy día contratada. Estamos llegando a grandes clientes en regiones y estamos pidiendo incluso una evaluación en el sector de Llanquihue”, pudiendo la compañía llegar a cubrir a cerca de 1.000 kilómetros alrededor del terminal.
De igual forma, Diego Stabile, gerente general de Solgas, comenta que “durante este año estaremos desarrollando el suministro de gas natural para clientes alejados de los gasoductos existentes, mediante el transporte de GNL en cisternas criogénicas, regasificando el mismo en destino”.
Mientras que Jean-Michel Cabanes, gerente general de GNL Mejillones, culmina diciendo que “venimos desarrollando un proyecto de patio de carga para camiones cisterna que permitirá la distribución de gas natural en un radio de hasta 700 kilómetros de nuestro terminal, pudiendo llegar a Arica por el norte y a Copiapó por el sur”.
Conclusiones
Según los especialistas consultados por Revista ELECTRICIDAD, actualmente:
• Existe una creciente participación del gas natural en la matriz energética de Chile.
• Se encuentran reservas importantes en lugares como Estados Unidos, Tanzania, Mozambique y Australia.
• Las centrales de ciclo combinado poseen un tiempo de partida muy corto, siendo un buen respaldo para las ERNC.
• El gas natural permite una disminución de la huella de carbono, algo crítico para industrias como la minería.
• Hay proyectos de desarrollo de nuevos terminales de regasificación y centrales de ciclo combinado.
• Se desarrolla el transporte de gas natural en camiones, cubriendo distancias de 1.000 kilómetros.
Fuente / ELECTRICIDAD
abril 3, 2013 | Industria
(El Mercurio) A fines de marzo, el directorio de Enap recibió la valorización de la participación que tiene la petrolera en la compañía de estaciones de servicio Primax, en Ecuador y Perú. De acuerdo con fuentes ligadas a la firma estatal, Primax fue tasada en cerca de US$ 400 millones, por lo cual a Enap le corresponderían cerca de US$ 190 millones por el 49% que posee en la firma de combustibles. Este último monto tiene descontado el pago de impuestos que se realiza en cada operación de venta.
Según las mismas fuentes, el monto que arrojó la valorización de las estaciones de servicio estuvo por debajo de las expectativas del directorio. Este último había presupuestado que la suma involucrada por el 49% sería más cercana a los US$ 300 millones.
Ante esta situación, la mesa decidió recopilar mayor información para tomar una decisión sobre una eventual venta. Para eso se le solicitó al grupo Romero, conglomerado que controla Primax, que entregue sus propias estimaciones en torno al valor de Primax.
Con esto último, dicen las fuentes, la estatal busca que se incorpore en el análisis los niveles de crecimiento que puede tener la empresa a futuro, sustentado en el mayor parque automotor que registrarían dentro de los próximos años, tanto Perú como en Ecuador. Así, Enap contará con una nueva visión para incorporar en un eventual proceso de enajenación.
En cuanto a la posible venta del 20% en GNL Quinteros, dicha opción no fue analizada en el directorio.
Fuente / El Mercurio
abril 2, 2013 | Industria
(El Mercurio) Una inversión por US$ 27 millones realizará CMPC en el desarrollo de una central de cogeneración para abastecer de energía a planta de tissue en Talagante.
Esta inversión reemplazará al actual suministro de energía eléctrica que proviene del sistema interconectado central (SIC) y el de generación de vapor, cuya caldera quedará de respaldo, indicó la compañía forestal en la Declaración de Impacto Ambiental (DIA) ingresada al Servicio de Evaluación Ambiental (SEA).
En el mismo documento, CMPC reconoce que el escenario de abastecimiento energético para los próximos años es incierto, lo que podría incidir en el aumento de los precios y generar problemas de disponibilidad de energía.
El proyecto «Planta de Cogeneración CMPC Tissue Talagante» consiste en instalar un sistema compuesto principalmente por una turbina a gas natural, con su respectivo generador eléctrico de potencia neta de 21 MW.
En enero pasado, CMPC señaló que analizaba comprar gas natural licuado a GNL Quintero y que estaba en negociaciones para ello. A la vez, en esa fecha dijo que las conversaciones para los contratos de suministro eléctrico de 2014 eran complejas por los altos precios.
Fuente / El Mercurio
