noviembre 12, 2012 | Industria
(La Tercera) Para la Empresa Nacional del Petróleo (Enap), el año 2012 está jugado. A junio, la petrolera acumula pérdidas por US$ 170 millones, tendencia negativa que se mantendría hacia el término del año, reconoce un ejecutivo de la firma. Si ello se cumple, la estatal sumaría dos años consecutivos con cifras en rojo.
El panorama para 2012, en todo caso, estaba claro desde hace varios meses para la administración que encabeza Ricardo Cruzat. Por lo mismo, la gran apuesta de la petrolera siempre fue revertir el negativo desempeño en 2013, de la mano de una fuerte rebaja en sus gastos de energía, los que representan un 50% de sus costos variables. La caída que se esperaba obtener está ligada al contrato que Enap mantiene con la petrolera British Gas (BG) por el suministro de gas natural licuado (GNL) que la europea entrega a la estatal como miembro del pool de consumidores del terminal GNL Quintero, del cual son parte, además, Endesa y Metrogas.
El camino que visualizó Enap para regresar a los números azules hoy enfrenta un obstáculo ajeno a su gestión y que la tomó por sorpresa: la propia BG. Hace unos días, la multinacional británica anunció que no estaría en condiciones de cumplir su contrato de suministro en 2013 y que reduciría hasta en un 40% el abastecimiento de gas con que provee al terminal de Quintero, por problemas de producción en Egipto.
La chilena calificó de “inaceptable” la decisión de BG y dijo que los recortes “contravendrían los términos de los contratos, incumpliendo requisitos básicos del proceso de programación de los volúmenes para 2013”. Acto seguido, la estatal anunció que exigirá el cumplimiento de los acuerdos pactados, para lo cual llevará a BG a un arbitraje internacional, en un tribunal de Nueva York, acción que se haría efectiva una vez que se produzca el recorte en el suministro de GNL.
Lo que está en juego para Enap es más que sólo una reducción de precios. Con el factor BG se pone en jaque la posibilidad de capitalizar a la estatal, lo que permitiría mejorar su estructura financiera. Ello, por cuanto el compromiso del gobierno -explicitado a su administración y al directorio de la petrolera- es inyectar recursos una vez que la estatal obtenga utilidades; hacerlo ahora, que tiene pérdidas, implicaría un gasto corriente para el Ejecutivo, explica un personero de gobierno.
La inyección de capital vendría en momentos cruciales para la firma, que acumula una deuda superior a los US$ 6.200 millones y demanda unos US$ 250 millones al año sólo para el pago de intereses. Además, tiene un sobreendeudamiento de US$ 1.000 millones que se arrastra desde 2008, cuando compró grandes volúmenes de diésel para respaldar la operación del sistema eléctrico.
Según un estudio que realizó la consultora Boston Consulting Group (BCG) en 2010, para ser viable, Enap requiere, al menos, de US$ 2.000 millones en los próximos 10 años, recursos necesarios para potenciar el área de exploración y producción de petróleo, el negocio más rentable, pese al elevado costo y al mayor riesgo.
Relevancia del contrato
El acuerdo a 21 años con BG estipula que a partir de enero de 2013 cambia la fórmula de indexación para calcular el precio del gas, reemplazando al petróleo Brent por el Henry Hub (valor de referencia en Estados Unidos), lo que implicaría una reducción de 50% en el costo del combustible, que actualmente representa unos US$ 300 millones para Enap. Hoy, BG vende el GNL a las empresas locales a un valor de entre US$ 15 y US$ 17 por millón de BTU (unidad de medida) y, a contar del próximo año, en la petrolera estatal estimaban un costo a pagar de entre US$ 7 y US$ 8 por millón de BTU.
“Si se hace efectivo el anuncio de BG de incumplir el contrato, se pone en riesgo el objetivo que se impuso Enap de lograr resultados positivos en el ejercicio de 2013, porque si bien el ítem de energía no es lo único a mejorar, sí tiene una gran relevancia en la estructura de costos de la empresa, y sin esa variable resuelta, no es muy factible revertir su condición financiera”, reconoce un director de la petrolera.
En el gobierno también existe gran preocupación por el escenario que enfrentará la estatal el próximo año y están monitoreando de cerca el tema. La inquietud de la autoridad radica no sólo en que la esperada rebaja no se haría efectiva, sino que, además, en que no contar con suficiente gas de BG podría incluso agravar la situación de costos que enfrenta la firma chilena. En el Ejecutivo temen que si BG reduce la venta de gas, las empresas del pool deberán recurrir a proveedores que incluso serán más caros respecto a los niveles que se pagan ahora. “Hoy en el mundo existe una gran demanda por GNL y en algunos mercados, como Asia, se están pagando hasta US$ 18 por millón de BTU, por lo que salir a buscar ahora un proveedor que ofrezca condiciones de precios favorables, para un volumen que no es significativo frente a otros consumos, es muy complicado”, comenta un personero de gobierno.
Hasta el momento, lo que se desconoce en la firma estatal es si el volumen que BG suministrará en 2013 alcanzará a cubrir los requerimientos de las refinerías de Enap. Hoy, la petrolera consume 1,2 millones de metros cúbicos del energético para la operación de sus refinerías. Para 2013, además de esa demanda había solicitado un volumen mayor para comercializar a terceros, como a la generadora Colbún y a la distribuidora GasValpo, como lo ha venido haciendo hasta ahora. “Tampoco se sabe si la empresa va a poder contar con esos ingresos adicionales durante 2013”, indica otro director de la petrolera.
No contar con el GNL suficiente o a precio más competitivo traerá otra consecuencia para Enap: dejará en stand by el proyecto de la cogeneradora eléctrica que la petrolera está reimpulsando junto con Copec, en la V Región, la que usaría GNL y tendría grandes beneficios para la firma. Uno de ellos es que le permitiría a Enap reducir las emisiones. Además, la refinería de Aconcagua utilizaría como máximo unos 50 megawatts (MW), por lo que el resto de la energía disponible en la central -unos 200 MW adicionales- se inyectaría al sistema eléctrico, generando nuevos ingresos para la firma, indica un ejecutivo de la petrolera.
Por lo pronto, en Enap y en el gobierno creen que a BG no le conviene ir a arbitraje, y piensan que no es descartable una salida intermedia al conflicto que considere alcanzar un precio medio entre lo que se paga hoy por el GNL y lo que se esperaba cancelar. De todos modos, en la petrolera chilena aseguran que con el anuncio de BG se rompieron las confianzas.
El plan a 2013
Si bien la reducción del costo de energía es el elemento central en Enap para obtener resultados positivos durante 2013, en la firma explican que esa variable forma parte de un mix de otros factores que favorecerán un mejor escenario para la empresa el próximo año. La eliminación del arancel de 6% que paga la firma estatal por la importación de crudo de países con los que Chile no tiene acuerdos de libre comercio, es otro factor que les permitiría ahorrar entre US$ 60 millones y US$ 100 millones anuales, precisa un ejecutivo. Esa medida, aseguran en el gobierno, debiera hacerse efectiva dentro del curso del próximo año.
También en el ejercicio 2013 comenzará a devolverse a Enap el costo que debe asumir por el subsidio que entrega al gas en Magallanes, lo que permitirá recuperar unos US$ 64 millones. Se espera, además, una estabilidad en los precios del petróleo, que el viernes se cotizaba a US$ 86 por barril, apuntan en la empresa.
Fuente / La Tercera
noviembre 9, 2012 | Industria
(El Mercurio) El anunció de British Gas (BG) de recortar los envíos de gas a Endesa Chile y a Enap generó una fuerte molestia en ambas empresas nacionales.
Si el miércoles fue la firma eléctrica la que expresó su absoluto rechazo a la decisión de la compañía inglesa, ayer la petrolera estatal fue enfática en catalogar como inadmisible la postura de BG.
«La declaración recibida es inaceptable para Enap, la que ha hecho saber que exigirá el total cumplimiento de los contratos, en defensa de sus derechos como compañía del Estado de Chile», señaló a través de un comunicado la firma estatal.
Agregó que la decisión informada por la británica «contravendría los términos de los contratos vigentes, incumpliéndose además los requisitos básicos del proceso de elaboración de la programación de volúmenes para el año 2013. Esto resulta aún más grave, considerando que BG es inversionista en el terminal de regasificación GNL Quintero y una de las tres principales compañías productoras y comercializadoras de gas natural en el mundo, que tiene variados puntos de abastecimiento».
Según fuentes de la industria, Enap ya se encuentra evaluando una serie de acciones legales para obligar a la suministradora de gas a cumplir con su contrato. Entre las posibilidades se podría acudir a un arbitraje internacional contra BG.
En su declaración, la estatal informó que la empresa está siendo asesorada desde 2011 por abogados internacionales con sede en Nueva York, los cuales son especialistas en este tipo de litigios.
Si bien hasta el momento no se ha tomado ninguna decisión en esta materia, los equipos legales están analizando el contrato con BG, para favorecer la postura de Enap ante un eventual litigio.
Además, cada uno de los pasos que está llevando adelante Enap es monitoreado por el Ministerio de Energía. Justamente, el líder de dicha cartera gubernamental, Jorge Bunster, es también presidente de Enap.
Trascendió que el Presidente Sebastián Piñera también podría abordar el tema la próxima semana con autoridades británicas, en el marco del viaje que realizará a Londres con motivo de la revisión de los argumentos que utilizará Chile en el Tribunal de la Haya por la demanda marítima presentada por Perú.
De acuerdo con fuentes cercanas al conflicto, el anuncio de reducción en los envíos de gas que recibió el lunes GNL Chile -empresa que es controlada en partes iguales por Enap, Endesa Chile y Metrogas- busca presionar a ambas compañías en el proceso de renegociación de contratos que están llevando adelante con BG por el valor de compra del hidrocarburo. Metrogas ya alcanzó un acuerdo con la inglesa, por lo cual no se le recortarán los envíos.
Tal como lo señala Enap en su comunicado, los contratos con BG establecen que a partir de 2013 la estatal accede a precios inferiores cuando se comprometen ciertos volúmenes a firme por largo plazo. «Enap ejerció oportunamente esa opción», manifestó la estatal. Esto, en el marco de un convenio que dura hasta el 2030.
De acuerdo a fuentes de la industria, una de las razones por las cuales Enap busca el cumplimiento del contrato es que los menores precios de compra del hidrocarburo le permitirán reducir sus costos en materia de refinación, proceso en el que el uso de GNL es intensivo.
En el entorno cercano a los socios de GNL Chile se descarta que vaya a peligrar el suministro de gas por los recortes anunciados por BG, y afirman que la situación dista mucho de la que ocurrió a mediados de la década pasada con los cortes de gas desde Argentina. Explican que existen otros abastecedores en el spot a otros precios, aunque éstos no permiten trabajar con la estabilidad de tarifas que posibilita un contrato de largo plazo. De hecho, Enap misma ha aprovechado oportunidades que se dan en el spot de traer barcos de otros proveedores, para luego suministrar GNL a termoeléctricas.
US$ 1.100 millones invirtieron BG, Enap, Endesa y Metrogas para construir el terminal de GNL Quintero.
2030 es el año en que finaliza el contrato de GNL Chile con British Gas.
Fuente / El Mercurio
noviembre 8, 2012 | Industria
(El Mercurio) La decisión de British Gas (BG) de reducir en hasta un 40% los envíos de gas a GNL Chile activó las alarmas en el Gobierno.
Según fuentes del Ejecutivo, el ministro de Energía, Jorge Bunster, se comunicó con el embajador de Inglaterra en Chile, John Benjamín, para analizar la decisión de BG, que afectará directamente a dos de los socios de GNL Chile: Endesa y Enap.
Las mismas fuentes señalan que la conversación entre las autoridades fue en buenos términos, y ambos acordando seguir monitoreando el tema dentro de las próximas semanas.
Sobre este punto, el ministro Bunster reconoció que están vigilando de cerca la actuación de BG. «Estamos monitoreando esa situación que afecta a dos empresas. No me voy a pronunciar mayormente porque quiero que sean las afectadas las que aborden el tema», indicó Bunster, sobre el problema que también involucra a la estatal Enap, cuyo directorio preside el ministro.
Admitió que el proceso de cambio de contratos de gas -sustituye el indicador Brent por Henry Hub como indexador- que se traducirá en bajas del precio del hidrocarburo a partir de 2013 «puede ser objeto de renegociaciones».
El conflicto se produce a una semana del viaje del Presidente Sebastián Piñera a Londres, donde analizará junto a un grupo de abogados la defensa de Chile ante el Tribunal de La Haya por la demanda marítima de Perú.
Una de las empresas que se podrían ver afectadas con la decisión de BG sería Endesa Chile. La generadora eléctrica afirmó que tomará todas las acciones necesarias para que se cumpla el contrato de suministro por 21 años que tiene acordado con la firma británica. «Endesa Chile exigirá ante todas las instancias que corresponda el cumplimiento de sus derechos contractuales y la estabilidad de un suministro legítimamente contratado», sostuvo la compañía.
Y agregó: «Las negociaciones que se llevan a cabo con BG se vinculan al tema del precio de los contratos suscritos y no al supuesto incumplimiento de suministro por parte de BG. Endesa Chile no aceptará esto último como elemento de presión».
Así, la determinación de BG podría insertarse en el marco del proceso de renegociación de contratos entre la inglesa, Enap y Endesa, de acuerdo a fuentes de mercado. Éstas explican que la posición de la firma británica de bajar en hasta 40% los envíos de gas tiene como objetivo presionar a ambas empresas para que accedan a un acuerdo en que la reducción en los valores de compra de GNL no sea tan significativa.
De no llegar a un entendimiento -como el que alcanzó Metrogas con BG, asegurando su suministro, pero a un mayor precio-, el contrato cambia automáticamente de indexador para el cálculo del valor de compra del GNL y se reduce el precio de un promedio de US$ 12 por millón de BTU a unos US$ 3 por millón de BTU.
VISITA
La próxima semana, el Presidente Piñera viajará a Londres para analizar la defensa de Chile frente a La Haya.
Diez millones de metros cúbicos diarios es la capacidad de regasificación que tiene el terminal de Quintero. Esta capacidad está dividida en partes iguales entre Enap, Metrogas y Endesa Chile.
2013 cambian los contratos de suministro de gas entre BG y Endesa y Enap.
Moody»s rebaja perspectivas de británica
La agencia clasificadora Moody»s rebajó desde «estables» a «negativas» las perspectivas de BG Group, debido a que la británica redujo sus proyecciones de producción para 2013.
Esta degradación fue efectuada luego que la firma inglesa recortara, además, sus estimaciones de producción para este año desde 720 mil barriles por año a 660 mil.
La firma argumentó que estos recortes se deben a los problemas evidenciados en los campos de gas en el Reino Unido y Egipto, además de los bajos precios que el hidrocarburo experimenta en Estados Unidos.
BG cerrará oficinas en Chile tras salir de GNL Quintero
El anuncio de venta del 40% que tenía British Gas en la propiedad del terminal de regasificación GNL Quintero llevará a la compañía inglesa a cerrar su oficina en Chile.
Según explican fuentes ligadas a la británica, la enajenación de su participación en el complejo gasífero fue una decisión tomada en la casa matriz para potenciar futuros negocios de la compañía en otros países de Sudamérica como Brasil, donde están ejecutando exploraciones para producir gas y petróleo.
Por ende, la empresa no seguirá analizando futuras inversiones en Chile. Así, las operaciones de BG sólo están relacionadas con la venta de gas al terminal de Quintero.
En abril de este año BG anunció el acuerdo de compra con la firma española Enagás por el 100% de sus acciones en Quintero en US$ 352 millones. De ese porcentaje, el 50% ya fue adquirido por la ibérica, y el restante se ejecutará antes de fin de año.
Fuente / El Mercurio
octubre 29, 2012 | Industria
(El Mercurio) Desde 2007, cuando Argentina le cortó el gas a Chile, se instaló el problema del abastecimiento energético en el país. Hace algunos días, la productora de metanol Methanex advirtió que el próximo año podría paralizar sus operaciones en Magallanes, justamente debido a la escasez de gas, que usa como materia prima.
En Estados Unidos, la historia es exactamente al revés. Hace algunos años estimaban que para 2016 ese país sería el principal importador de gas natural en el mundo, pero la proyección ahora es que para ese año se convierta en un importante exportador. ¿Qué pasó? El shale gas revolucionó la oferta.
El shale gas o gas de esquisto (que son rocas provenientes de arcillas o lodos) es gas natural, sólo cambia la técnica de extracción. El problema era que su extracción, que requiere una perforación horizontal y fracturación, no era rentable. Pero las nuevas tecnologías bajaron los costos.
Hoy, en EE.UU. abunda el gas, gracias a los combustibles no convencionales como el shale. En 2011, ese país exportó aproximadamente 3.900 millones de pies cúbicos por día de gas natural a través de gasoductos, según la Administración de Información de Energía (EIA, por sus siglas en inglés), el organismo de análisis y estadística del Departamento de Energía de EE.UU.
El shale gas es alrededor de un tercio del suministro de gas en EE.UU., de acuerdo con Cheniere Energy, dedicada principalmente a negocios de GNL (gas natural licuado).
La abundancia ha «botado» los precios en el País del Norte. El valor Henry Hub (indicador del precio del gas natural en EE.UU.) bordea los US$ 3 para el millón de BTU en circunstancias que en Europa y Asia se comercializa entre US$ 12 y US$ 16 por millón de BTU, y en Chile el precio de compra de GNL de los terminales (sin considerar derechos de internación, ni los costos del terminal) está entre US$ 12 y US 3 por millón de BTU.
El boom en EE.UU. está impulsando la reconversión de los terminales de importación de gas a plantas exportadoras. Para eso, varias firmas están requiriendo autorizaciones para pasar de ser centros de regasificación (que convierten el GNL que reciben en estado líquido a gas) a plantas de licuefacción, de gas en estado líquido o gas natural licuado (GNL).
Pero el shale gas no sólo se está explotando en EE.UU. Compañías como Chevron tienen reservas en países de Europa Central como Polonia, y en Argentina.
Las opciones de Chile para importar
¿Cuáles son las opciones de importar gas desde EE.UU.? Hasta ahora hay nueve proyectos autorizados para exportar, pero la producción de uno de los terminales ya está vendida a otros interesados. Mientras, en Chile hay varios proyectos de terminales de GNL para futuras importaciones.
En caso de prosperar la opción de importar, los terminales en el país, GNL Quintero y Mejillones dicen estar preparados para recibir shale gas , porque el producto final es el mismo GNL.
GNL Mejillones (de GDF Suez y Codelco) está iniciando un proceso de apertura para que sean los clientes (especialmente mineras) los que negocien y traigan el gas del proveedor que estimen conveniente. La compañía dejará de vender gas en 2013 y dará los servicios de recepción, regasificación y almacenamiento. «Por este motivo, son los usuarios del terminal los encargados de ver la fuente de este combustible», dicen en la firma. En cuanto a los precios, estiman que las reservas de shale gas a nivel mundial van a generar un abastecimiento abundante, «lo que va a conllevar precios competitivos», aseguran.
En GNL Chile (de Endesa, Enap y Metrogas, quienes son dueños y clientes) cuentan que están evaluando la importación de GNL no sólo de EE.UU.: «También estamos analizando otras opciones que podrían resultar incluso mejores que el shale gas de EE.UU., como los proyectos (de GNL convencional) de Angola, Tanzania y Mozambique», comentan. En cuanto a los precios futuros dicen que es difícil proyectarlos, ya que no sólo dependen de los proyectos de EE.UU. sino «de cómo se comporte la oferta y la demanda mundial del GNL, particularmente en Europa y los países del Asia Pacífico», señalan.
GasAtacama, la generadora del Norte Grande, asegura que está en conversaciones con compañías como Cheniere y Freeport para importar gas. «Las magnitudes de platas involucradas en estos contratos son enormes, estamos hablando de 4 mil a 5 mil millones de dólares», advierte Rudolf Araneda, gerente general de GasAtacama. Por lo mismo, están construyendo una «opción» que permita comprar gas en determinados precios y tener el servicio de regasificado también en valores determinados. La demanda mínima para conseguirlo es lograr contratos de parte de las mineras por alrededor de 500 MW.
Primera planta vendida
En Chile también hay reservas de este combustible, y pese a que es una opción en estudio, la posibilidad de explotarlo tiene partidarios y detractores.
En la industria coinciden en que lo más probable es que primero llegue a Chile el shale gas importado antes de que se comiencen a explotar las reservas en Magallanes, pues se requieren de ocho a 10 años para echarlas a andar (ver recuadro).
En EE.UU., en cambio, el proceso no tiene vuelta atrás. Allí hay nueve solicitudes de exportación aprobadas por el Departamento de Energía (dos de ellos para reexportar GNL) para exportar gas natural a países con los que EE.UU. tiene tratados de libre comercio, como Chile (TLC). A la fecha, sólo Cheniere ha conseguido una autorización para países con y sin TLC. Dicha autorización es para su terminal de licuefacción de Sabine Pass, ubicado en el Golfo de México. Mientras que el permiso para el Terminal de Corpus Christi -que consiguieron el martes pasado- es sólo para los países con TLC.
En Cheniere cuentan que el Terminal de Sabine Pass -que exportará todo tipo de gas- tiene un costo total aproximado de US$ 11 mil millones. La planta tiene cuatro unidades independientes de licuefacción y la proyección es que la primera de ellas comience las ventas a fines de 2015. No obstante, la producción de las cuatro unidades ya está vendida. «Tenemos cuatro clientes: BG Group (Reino Unido), Gas Natural (España), Gail (India) y el gas Corea (Corea del Sur). Cada cliente ha firmado contratos a 20 años que da derecho a GNL de una estación para cada uno», explica Andrew Ware, director de Asuntos Corporativos y Comunicaciones de Cheniere Energy.
¿Por qué Chile no pujó por uno de los contratos que ya se negociaron? En la industria dicen que son contratos a largo plazo y por volúmenes considerables de gas, lo que implicaría aglutinar la demanda de varias empresas, de manera que el precio final resulte competitivo.
En EE.UU. los valores son de US$ 3 el millón de BTU, pero a Chile habría que sumarle los costos de licuefacción, regasificación y transporte.
En el sector hay actores que creen que el que EE.UU. se convierta en exportador es una oportunidad. Araneda dice: «El principal tema estratégico para Chile es si logramos el acceso directo a uno de estos terminales (de EE.UU.), evitando intermediarios, es decir, si nos conectamos directamente con los terminales tendremos acceso a un costo final más bajo». Si se accede a un precio más bajo, el gas permitiría la generación eléctrica a un costo similar al del carbón, dice.
¿Hay voluntad para explotar los yacimientos en el país?
La existencia de shale gas en nuestro país fue vaticinada por la EIA (organismo de análisis y estadística del departamento de Energía de EE.UU.), que encargó a una consultora un estudio sobre recursos potenciales y recuperables en 32 países, incluido Chile. Y la presunción fue comprobada en terreno en la Cuenca de Magallanes: «Tanto Enap como los contratos que tenemos de operación petrolera han pasado por ciertas formaciones y han visto que tenemos tight gas (otro tipo de gas no convencional que se encuentra en capas de arena compacta) y shale gas «, dice José Antonio Ruiz, jefe de la división de seguridad y mercado de hidrocarburos del Ministerio de Energía, quien agrega que el interés del ministerio es diversificar nuestra matriz energética. «En los noventa, de hecho, apostamos por el gas (natural) y adquirió hasta un 20 y tanto por ciento de participación (en la matriz energética), luego cayó y la idea es que se vuelva a recuperar», señala.
Entonces, ¿por qué Chile no se ha subido al boom del shale gas ? «Lo impulsamos a través de los contratos de operación petrolera que se celebran con el Estado», responde Ruiz.
Los contratos especiales de explotación petrolera en Magallanes (como el que tiene Dorados- Riquelme, en el que participa Enap) incluyen «incentivos», los que se traducen en plazos para determinar si el recurso encontrado por el operador es rentable o no. De ser rentable, la empresa que lo descubrió tiene otro plazo para explotar, si no, el recurso descubierto pasa a manos de Enap.
Pese a los incentivos y a que el recurso está en Chile, el shale gas no es la panacea, pues antes de aventurarse hay que «saber explotarlo y saber cuánto costará», advierte Ruiz.
Daniel Fernández, vicepresidente ejecutivo de HidroAysén, cree que, si bien la importación de GNL es un avance, «en lo que hay que tener cuidado es en proyectar que, a partir de la forma de explotación de shale gas , va a haber una sobreabundancia y consecuentemente una gran caída de precios del GNL. Eso está aún por verse», señala. La clave sigue siendo, a su juicio, «la diversificación de la matriz. Nuestra prevención tiene que ver con no «comprarse» soluciones fáciles de corto plazo, que no son fáciles ni de corto plazo, y que sólo pueden dar cuenta de una parte de nuestras necesidades energéticas», plantea.
Verónica Cortez, profesional evaluadora del trabajo «La revolución del Shale gas «, de la Universidad Católica, afirma: «La pregunta es ¿hay voluntad empresarial y política para evaluar y explotar los yacimientos en Chile? Aquí se necesita un conjunto de decisiones, que incluyen grandes inversiones».
El debate sobre los daños al medio ambiente
Como fuente energética, el gas es más limpio que el carbón, dicen en el sector. «Las emisiones de CO {-2} del gas son sólo 40% de las del carbón», asegura Rudolf Araneda, de GasAtacama.
Sin embargo, el gas no convencional, y en particular el shale gas , también tiene detractores por posibles daños al medio ambiente. Daniel Fernández, de HidroAysén, advierte: «El sistema de explotación no es ambientalmente neutro, y recién se están conociendo sus efectos ambientales y aplicando regulaciones, por ahora más estrictas en Europa que en EE.UU.».
Las reticencias se refieren principalmente al uso de químicos, que se bombean en el subsuelo durante la extracción del shale gas , los que contaminarían las napas subterráneas.
En Chevron aseguran que es posible explotar shale gas «con seguridad y de forma ambientalmente responsable». Agregan que sus pozos están diseñados con múltiples capas de acero y cemento para proteger las aguas subterráneas.
Fuente / El Mercurio
octubre 10, 2012 | Industria
(REVISTA ELECTRICIDAD)La relevancia que posee la generación termoeléctrica en el marco de la matriz energética nacional, sobre todo en el último tiempo, ha convertido en un aspecto prioritario el que estas centrales dispongan del combustible necesario para sustentar sus operaciones, en los plazos y volúmenes necesarios.
En el contexto de un país que importa gran parte de su carbón desde países como Colombia, Australia o Indonesia, a lo que se suma la producción que comenzará a entregar la Región de Magallanes (Mina Invierno), diversos puertos del país se han preparado técnica y logísticamente para poder movilizar los combustibles fósiles, tanto sólidos como líquidos, que la industria energética requiere.
Es así como en 2011 la Compañía Portuaria Mejillones S.A. (Puerto Angamos) dio inicio a las operaciones del Terminal Graneles del Norte S.A. (TGN), que significó una inversión de US0 millones en infraestructura y equipamiento, para atender la demanda de descarga y embarque de graneles en la Región de Antofagasta.
Este terminal (www.puertotgn.cl) se ubica en la bahía de Mejillones, al norte del actual complejo Portuario de Mejillones y a 65 km de la ciudad de Antofagasta. Es un puerto desarrollado para la transferencia y almacenaje, tanto de graneles sólidos como líquidos. A través de un muelle y grandes sitios de acopio, permiten realizar proyectos acordes a las necesidades de sus clientes.
Las instalaciones de este terminal están especialmente diseñadas para el manejo de cargas a granel, permiten altas velocidades de transferencia, lo que representa menores costos para nuestros clientes. Es así como en 2011, TGN transfirió 1.012.324 toneladas de carbón, con la atención de 18 naves, para abastecer la demanda de la central térmica Angamos, de AES Gener.
Cuenta con un sitio de atraque para descarga de minerales. Su infraestructura está preparada para desarrollos futuros que pueden incluir nuevas instalaciones de embarque o descarga para nuevos graneles sólidos o líquidos. A través del sitio Nº1, posee capacidad de descarga de graneles sólidos, por medio de una correa tubular y dos grúas Liebherr CBG 35/32 de 750 TPH cada una.
Junto a lo anterior, entrega servicio a través del sitio Nº1 para naves de 250 metros de eslora y 14,4 metros de calado.
En la región de Antofagasta también se ubica el puerto Tocopilla, que es propiedad de la empresa E-Cl, iniciando sus operaciones en noviembre de 1987. Este terminal multipropósito posee capacidad de almacenamiento de graneles líquidos, sólidos y carga general, para ser transferidos a naves y camiones. Dispone para ello de estanques de almacenamiento, redes y sistemas independientes para cada requerimiento.
Las instalaciones comprenden canchas para graneles sólidos de una extensión de 70.000 m2; bodegas y explanadas de 5.000 m2; y una capacidad de graneles líquidos de 50.000 m3.
Suministro industrial
En abril de 1991 inicia sus actividades Puerto Ventanas S.A. (www.puertoventanas.cl), compañía filial de Sigdo Koppers S.A., especializándose en el transporte de graneles sólidos y líquidos.
La empresa cuenta con cuatro sitios de atraque, con capacidad para recibir y atender naves de entre 12.000 a 70.000 toneladas. Sus principales clientes son compañías mineras, eléctricas, cementeras e industriales, con las que mantiene contratos de largo plazo. Entre ellas se cuentan Codelco, AES Gener, Comercial Catamutún, Copec, Enap, Melón, Anglo American, Cementos Bío Bío y Graneles de Chile.
Puerto Ventanas tiene un muelle piloteado de 1.300 metros de largo, con dos grúas level – luffing y tres sistemas de transporte vía cintas, y un sistema de piping para carga y descarga de diferentes combustibles y graneles. Dentro de sus instalaciones, destacan tres áreas de explotación:
-Terminal Costa, para acopio y operación de concentrados minerales. Posee una bodega de 45.000 toneladas para Codelco y dos bodegas con capacidad de 90.000 toneladas para Anglo American, las cuales poseen un sistema de presión negativa para acopio de concentrados de cobre junto con sistemas transportadores encapsulados. A esto se suma un domo capaz de acopiar 50.000 toneladas de Clinker, con su propio sistema de transferencia del tipo correa tubular.
-Terminal DAVSA, destinado al acopio y distribución de distintos tipos de granos y break bulk. Cuenta con dos bodegas con 70.000 m2, que permiten la recepción vía sistema de cintas y despacho vía camión y ferrocarriles.
-Terminal de Petcoke, construido para el almacenamiento y embarque de ese material. Cuenta con filtros de membrana, recirculación de aguas lluvias, lavado de ruedas de camiones y confinamiento lateral. Tiene una capacidad de 80.000 toneladas de almacenamiento.
Durante los primeros seis meses de este año, Puerto Ventanas registró un incremento en el movimiento de carga que alcanzó a los 2,5 millones de toneladas, lo que se compara con los 2,2 millones de toneladas movilizadas el año anterior.
Zona sur
Guillermo Bobenrieth, gerente de Desarrollo e Ingeniería de Puerto de Coronel (www.puertodecoronel.cl), explica a Revista ELECTRICIDAD que en septiembre de 2006 se firmó un contrato de servicios portuarios con Colbún, para la descarga y porteo de carbón para la Central Termoeléctrica Santa María, ubicada al oriente del puerto, que consideró la construcción de un terminal mecanizado de descarga y un sistema de transporte por cintas hasta la central. El proyecto comenzó a operar a principios de 2010 y consiste en un muelle mecanizado de 1.200 metros de longitud para el atraque de naves de 100.000 ton de desplazamiento y 240 metros de eslora, con sus respectivos sistemas de amarre con bitas sobre el muelle y cuatro boyas, y sistema de defensas.
El muelle está equipado con dos grúas granelera y cuatro tolvas de recepción, mientras que para el transporte del producto desde el cabezo del muelle hasta las canchas de acopio de la central existe un sistema de cinco cintas transportadoras en secuencia con una capacidad de 2.000 ton/h de un longitud total de 2.700 m”.
El ejecutivo resalta que esta infraestructura puede descargar 25.000 toneladas por día, lo que permitiría transferir un volumen total anual de 4,5 millones de toneladas con una ocupación del terminal de un 50%.
Guillermo Bobenrieth comenta además que “estas instalaciones le prestan un servicio de alta eficiencia a la Central Santa María, en cuanto al tamaño de las naves que pueden operar, al alto rendimiento de descarga y a una transferencia directa de las bodegas de la nave a las canchas de la central, lo que implica un bajo costo en el transporte marítimo y terrestre, que impacta positivamente en el costo del combustible y en definitiva un menor precio de la energía”.
Además del muelle granelero Puerto de Coronel cuenta con otros ocho sitios de atraque de carga general, que pueden servir de alternativa en caso de falla del terminal especializado.
De igual forma, el ejecutivo adelanta que se encuentra en estudio un proyecto de habilitación del muelle para descarga de otros graneles, que implicaría la prolongación de los circuitos de cintas transportadoras y la instalación de sistemas de captación de polvo en las tolvas y en las transferencias de una cinta a otra.
Nuevas infraestructuras
Junto con los puertos, en nuestro país han adquirido gran relevancia los terminales de GNL, al posibilitar que las termoeléctricas dispongan de un combustible cuyo suministro es seguro y menos contaminante.
Uno de los operadores que participan en ese nicho es GNL Quintero, que es liderada por las compañías BG Group (40%), Enap (20%), Endesa Chile (20%) y Metrogas (20%), y que dispone de un terminal en la bahía del mismo nombre, en la Región de Valparaíso. GNL Quintero fue el primer terminal de recepción, descarga, almacenamiento y regasificación de GNL del hemisferio sur y, desde su puesta en marcha en 2009, ha permitido abastecer la demanda de gas natural de la zona central del país.
La empresa anunció en agosto pasado que dio inicio al proyecto de expansión de la capacidad de regasificación de la terminal, iniciativa que tendrá un costo en torno a los US0 millones y que considera la instalación de un nuevo tren de vaporización, que se sumará a los dos actualmente en operación, y al que tiene de respaldo. Una vez realizada la ampliación, el complejo aumentará en casi 5 millones de metros cúbicos diarios (MMmcd) su capacidad de regasificación de GNL, alcanzado un total de aproximadamente 15 millones de MMmcd.
Además, en la región de Antofagasta se ubica el terminal de regasificación de Gas Natural Licuado (GNL) de Mejillones, el que implicó una inversión cercana a los US50 millones, permitiendo una capacidad nominal de regasificación de hasta 5,5 millones MMmcd de gas natural, lo que permite generar hasta 1.100 MW en forma continua. Esta planta comenzó a entregar gas en abril de 2010, iniciando su operación comercial el 18 de junio del mismo año, convirtiéndose en el segundo terminal de regasificación a nivel nacional.
En esta misma zona se ubicaría el terminal marítimo flotante que proyecta construir GasAtacama, el que permitirá descargar, almacenar y regasificar el GNL que se transporte por barco hasta este terminal. La compañía ingresó en junio pasado el Estudio de Impacto Ambiental (EIA) del terminal, que considera además un gasoducto submarino de aproximadamente 1,6 km de longitud, que se conectará en tierra con el gasoducto Atacama, que transportará el gas a la Central Atacama y demás usuarios.
A esto se suma la decisión de las generadoras AES Gener y Colbún de unirse para adquirir un terminal flotante de regasificación de GNL, el que se instalaría en la bahía de Quintero.
FUENTE /REVISTA ELECTRICIDAD
