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El 73% de la cartera de grandes proyectos de los últimos 5 años no se ha concretado

El 73% de la cartera de grandes proyectos de los últimos 5 años no se ha concretado

(La Tercera) La dividida decisión del Comité de Ministros de rechazar el proyecto minero Dominga, que se emplazaría en la comuna de La Higuera -en la Región de Coquimbo-, puso en evidencia la dificultad que enfrentan algunos desarrolladores de grandes proyectos de inversión, la mayor parte de ellos asociados a minería o energía, para iniciar su construcción.

Prueba de esa complejidad es que la mayoría de los 20 principales proyectos que catastró Sofofa en 2012, y que suman unos US$ 75 mil millones, no se ha materializado. Así, el monto no ejecutado llega a US$ 54.778 millones, el 73% del total. Por el contrario, sólo el 27% de la inversión, equivalente a US$ 20.214 millones, efectivamente se concretó.

¿Qué explica esta situación? Los motivos son variados. Varios de ellos no lograron obtener el permiso ambiental (entre ellos, el propio proyecto Dominga o el complejo HidroAysén, cuya autorización fue revocada por el Comité de Ministros), mientras que otros no avanzaron por problemas geológicos, judicialización o porque los números finalmente no dieron.

Desde Sofofa explican que una de las principales causas para que las iniciativas no se concretaran en tiempo es el “desalineamiento, y muchas veces preponderancia, de la lógica política sobre la racionalidad técnica que observamos actualmente, tanto en la institucionalidad ambiental como en otros servicios públicos con competencias ambientales”, advierten desde esa entidad. “Estas divergencias tienden a resolverse en instancias jurisdiccionales que actúan sobre la base de la casuística o criterios de justicia material”, añaden.

Los datos actualizados del gremio señalan que a 2016 su catastro contabilizaba 727 proyectos y US$ 164.137 millones en inversión, de los cuales 43 se encontraban “detenidos”, correspondientes a US$ 57.870 millones. De las iniciativas detenidas, 14 están judicializadas y nueve frenadas por obstáculos asociados a la institucionalidad ambiental. Además, el conjunto de proyectos contabilizados en la categoría de incerteza jurídica y otras barreras totalizó US$ 6.660 millones, cifra que representa el 11,5% de la inversión detenida.

En medio del boom minero, con el cobre cotizándose en torno a inéditos US$ 4 por libra, era ese sector el que tenía la mayor inversión dentro de los 20 iniciativas más grandes que contabilizaba Sofofa en 2012, con un total de 16 proyectos. Uno de los que no se realizó fue Andina 244, de Codelco, que de acuerdo con el catastro de Sofofa de 2012 consideraba una inversión de US$ 6.200 millones, y fecha de término para 2018. La minera estatal decidió rediseñar el proyecto, debido a factores como la caída en el precio del cobre y la difícil situación financiera que enfrenta la cuprera, además de las críticas por su impacto ambiental. Otro proyecto de la estatal que estaba considerado por Sofofa para entrar en operación en 2017 era Nuevo Nivel Mina de El Teniente, que a causa de problemas geomecánicos ha sido pospuesto para 2023.

Otras iniciativas privadas como Relincho, de minera Teck (que fue reformulado u fusionado con el vecino El Morro), y Cerro Casale tampoco se cumplieron en tiempo y monto.

Proyectos eléctricos

Pese a que tanto el número de iniciativas como el monto de inversión son bastante menores a los mineros, el catastro de Sofofa sumaba una serie de proyectos eléctricos cuya materialización se esperaba para los siguientes cinco años.

En el caso de HidroAysén, iniciativa de la ex Endesa Chile (hoy Enel Generación) y Colbún. Pese a que nunca fue ingresado a trámite al Servicio de Evaluación de Impacto Ambiental (Seia), el catastro de Sofofa consideraba su línea de transmisión, cuya inversión se estimaba en US$3.800 millones, nunca llegó a concretarse, pese a que se esperaba para 2017.

En el caso del proyecto de generación eléctrica, que contemplaba una inversión de US$3.200 millonesy cuya operación era esperada para 2022, este fue rechazado por el Comité de Ministros en 2014 y, hace algunos meses, Enel, matriz de Enel Generación, mostró su disposición a devolver los derechos de agua que posee el proyecto en la zona, sepultándolo de forma definitiva.

Otra inversión emblemática es la central termoeléctrica Castilla, que se emplazaría en la comuna de Copiapó. El plan de MPX Energía, ligada a Eike Batista, sufrió la revocación de su permiso ambiental en 2012, tras un fallo de la Corte Suprema.

Inversión privada proyectada a cinco años cae a nuevo mínimo y suma US$ 32.279 millones

Déficit hídrico llega a nivel límite y pone presión a precio de la energía a partir de octubre

Déficit hídrico llega a nivel límite y pone presión a precio de la energía a partir de octubre

(Diario Financiero) Si 2016 fue un año particularmente seco, el presente ejercicio no ha mostrado una evolución muy favorable en lo que respecta a reservas hidroeléctricas para enfrentar la próxima temporada de deshielos (octubre a marzo), pese a las lluvias e incluso la nevada de hace un mes en la capital.

El problema es que todos estos fenómenos se dieron en zonas que no coinciden necesariamente con los puntos en que se ubican las principales centrales de generación en base a este recurso.

La energía contenida en los embalses del Sistema Interconectado Central (SIC) “se mantiene en niveles históricamente bajos”, indicó la consultora Systep, ligada al académico Hugh Rudnick, en su más reciente informe de operación.

Añadió que los GWh que podrían obtenerse de estos reservorios representan sólo 7% del promedio mensual histórico.

A esto se suma que en lo que va del presente año hidrológico -que se inicia en abril- el nivel de excedencia observado es igual a 96%, es decir, sólo un 4% de los años en que se tiene registro fue más seco que el actual.

Si bien el sistema eléctrico cuenta con capacidad suficiente para mantener la operación en un escenario como éste, lo que saca de la ecuación la posibilidad de un apagón, sí provoca una mayor presión en torno a los precios de la energía en el sistema.

Esto porque una menor reserva hidroeléctrica, que se ha venido agudizando en los últimos años por la persistencia de una sequía que ya se califica como extrema, podría afectar el período del año, que va de octubre a marzo, cuando los precios de la energía son tradicionalmente más bajos, precisamente gracias al deshielo, cuando la generación hidroeléctrica se incrementa.

Alza del costo

De hecho, esta presión ya se ha evidenciado durante agosto, ya que, según los registros del Coordinador, hasta el día 18 el costo marginal subió 64%, respecto del mismo lapso de 2016. Esto implicó pasar de US$ 47,5 por MWh a US$ 78 por MWh, con peaks por sobre los US$ 150 por MWh.

Este ítem que valoriza las transferencias entre generadoras, también influye en los contratos de grandes usuarios de energía, como las mineras.

Toda esta situación ha activado algunas alarmas en el sector privado, ya que además, el primer pronóstico de deshielo de esta temporada encargado por el Coordinador Eléctrico plantea una probabilidad de excedencia de 87% (con niveles de entre 86% y 93%), en circunstancias que a partir de 70% se habla de año seco.

La semana pasada el presidente del consejo del Coordinador, Germán Henríquez, junto al ministro de Energía, Andrés Rebolledo, participaron de una medición de nieve en la cordillera del Maule.

Al respecto, el secretario de Estado explicó que “pese a que seguimos enfrentando una situación de sequía en la zona centro sur, las estimaciones para este año sobre la condición hidrológica en las principales cuencas para generación eléctrica muestra mejoras”.

Añadió que “si bien la acumulación de nieve está aún algo por debajo de un año promedio, es algo mayor a la registrada en 2016 en este mismo punto, que en la estadística es uno de los años más secos que hemos enfrentado”.

En su reunión de junio el Consejo Directivo del Coordinador consultó sobre la seguridad de abastecimiento del sistema en consideración al bajo nivel histórico que enfrentan los embalses de uso eléctrico.

Si bien, como ya es sabido, se descartó un déficit en la operación a doce meses siguientes, el organismo -que recientemente se sumó a la Asociación Internacional de Operadores Eléctricos (APEx), con sede en Estados Unidos- encargó un análisis complementario de seguridad que considerara un escenario hidrológico más restrictivo. Trascendió que esta modelación tampoco evidenció una falta de capacidad de generación en el SIC.

Eléctricas cuentan con recursos para enfrentar este escenario

Las principales generadoras del SIC cuentan con recursos que ayudarían a contener en parte los mayores costos de la energía asociados a este déficit.

Entre ellos figuran, por ejemplo, el mayor volumen de gas natural que a partir del próximo año tendrá Colbún para operar las dos unidades de su central Nehuenco.

Cálculos del Coordinador apuntan a que el costo del sistema sería 6% mayor si este complejo no estuviera disponible.

Si bien en AES Gener comentan que los resultados del primer pronóstico de deshielo son preliminares, ya que la temporada de acumulación de nieve aún no concluye, al mismo tiempo plantean que cuentan con medidas operacionales para enfrentar una condición seca.

Entre ellas mencionan la eventual postergación y/o acorte de mantenimientos en conjunto con el Coordinador, asegurando la disponibilidad de sus unidades de base como de respaldo.

En Enel Generación, en tanto, dijeron que la situación actual de los embalses refleja lo que ha sido un año seco, frente a lo cual el sistema cuenta con un mix variado de producción con otras tecnologías, lo que permite optimizar el uso de recursos hídricos, incluso en períodos de sequía.

Grandes eléctricas provisionan menos de lo esperado por impuesto verde: solo US$ 35 millones

Grandes eléctricas provisionan menos de lo esperado por impuesto verde: solo US$ 35 millones

(Diario Financiero) Lejos. Muy lejos de las expectativas con las que el gobierno incluyó en la reforma tributaria el cobro de un “impuesto verde” para gravar las emisiones de las centrales térmicas están las provisiones que las principales empresas eléctricas hicieron por este concepto al primer semestre.

En los cuatro mayores actores de este segmento, el tributo, que entró en vigencia en enero de este año y tendrá su primer pago efectivo en abril del próximo, les ha implicado a junio un monto total que supera levemente los US$ 35 millones.

La generación eléctrica estaría en el foco de este impuesto y la estimación del gobierno cuando impulsó este gravamen era que recaudaría US$ 200 millones. Luego aterrizó esta proyección a US$ 140 millones, aunque a la luz de lo que fue la primera parte del año, podría ubicarse en torno a la mitad.

Se trata de las provisiones que AES Gener, Enel Generación Chile, Engie Energía Chile y Colbún efectuaron por este concepto, que corresponde a un cobro por las emisiones que este tipo de unidades realizan a partir de su operación efectiva.

En concreto, el impuesto se calcula a partir de la cantidad de emisiones específicas de dióxido de carbono (CO2), óxidos de nitrógeno (NOx) y de Azufre (SOx), así como de material particulado de fuentes fijas conformadas por calderas o turbinas que, individual o conjuntamente, sumen una potencia térmica superior o igual a 50 MWT.

En el caso de las emisiones de CO2, la norma establece que el impuesto corresponde a US$ 5 por tonelada emitida y su determinación se realiza a partir de la certificación que en marzo de cada año realice la Superintendencia de Medio Ambiente del año calendario anterior.

Esta menor recaudación que se espera será, en parte, por la inversión realizada por las empresas para cumplir con la norma de emisiones.

Enel lleva la delantera

De acuerdo con los balances de estas empresas, es el brazo local de generación de la italiana Enel la que lleva la delantera en términos de las provisiones efectuadas por este concepto, ya que al primer semestre reservó con este fin poco más de US$ 16 millones.

Le siguen casi empatados, Engie Energía Chile y AES Gener, con provisiones por US$ 6,8 millones y US$ 6,7 millones, respectivamente.

Más atrás se ubica Colbún. La firma controlada por el grupo Matte informó que a raíz de este impuesto reservaron US$ 5,7 millones.

Conocedores de la industria comentan que la cifra reportada por Enel Generación Chile responde a lo intensiva que ha sido esta empresa en su generación en base a fuentes térmicas y, en particular, con gas natural licuado (GNL).

Lo contrario habría sucedido con las otras empresas que, por restricciones técnicas o bien por la indisponibilidad de este último combustible, no tuvieron toda su capacidad de generación en condiciones de operar durante la primera parte de este año.

Mientras AES Gener y Engie dieron cuenta de un impacto de este impuesto en sus balances, porque les restó márgenes o elevó sus costos en el caso de contratos más antiguos con sus clientes, Colbún, por ejemplo, declaró que su cuenta de “otros ingresos” se vio incrementada, producto “de la porción del impuesto que grava las emisiones de las centrales térmicas traspasada a clientes libres”.

De hecho, este traspaso del impuesto motivó disputas entre las generadoras y grandes consumidores, como las mineras.

Transelec interesado en futuras licitaciones

A un año de vigencia de la Ley de transmisión, el gobierno sigue licitando nuevas obras para mejorar el transporte de electricidad. Con una inversión futura de US$ 500 millones, los proyectos que se adjudicarán el próximo año ya están en la mira de las grandes empresas del rubro, y Transelec no se queda atrás.

«Nosotros participamos siempre en todas las ampliaciones del sistema, así que estamos muy dedicados a estudiar todos esos proyectos y participar en ellos», comentó ayer su gerente general, Andrés Kuhlmann. Actualmente hay 28 obras de transmisión en construcción, con una inversión aproximada de US$ 2.400 millones. Uno de ellos es la línea Cardones-Polpaico, la «carretera eléctrica» que unirá cuatro regiones del país (desde Atacama a Metropolitana).

Pese a los retrasos del tercer tramo de este tendido, el Ministerio de Energía se mantiene optimista acerca de los plazos para su entrada en operación.

«Esperamos que hacia el primer semestre de 2018 ya haya concluido este tramo», dijo el titular de la cartera, Andrés Rebolledo, quien agregó que tanto la empresa como la institucionalidad pública están «trabajando de acuerdo al cronograma».

Los otros tramos debieran entrar en operación este año, precisó.

BHP inicia ambicioso plan en Escondida para sustituir el petróleo por gas natural

BHP inicia ambicioso plan en Escondida para sustituir el petróleo por gas natural

(Diario Financiero) No sólo de negociaciones colectivas y disputas laborales vive Escondida, la faena de cobre privada más grande del mundo.

Esto porque su operadora, BHP está a punto de dar un importante paso en pos de la reducción de emisiones de gases en la gran minería.

La angloaustraliana lanzó hace un par de meses una licitación que le permitirá concretar un proyecto que en la propia firma catalogan como muy ambicioso. Este consiste en sustituir con gas natural el diésel que actualmente utilizan en instalaciones productivas y en algunos procesos térmicos de la faena.

La compañía está buscando un proveedor que realice el transporte de GNL (gas natural licuado) en camiones, sistema también conocido como “gasoducto virtual”.

Esta empresa también asumiría la instalación y operación de plantas satélite de regasificación (PSR) del hidrocarburo en la faena ubicada en Antofagasta, que BHP recibe en el terminal de GNL Mejillones y con el cual actualmente abastece la operación de la central termoeléctrica Kelar (517 MW), cuya operación comercial comenzó en enero.

En el mercado comentan que el proceso está avanzando y ya se firmaron los contratos de confidencialidad entre el área de abastecimiento de la minera, que lleva adelante la licitación, y las empresas que prestan estos servicios, las que a lo largo del tiempo se han incrementado.

Trascendió que operadores como Metrogas, Enel Generación Chile, Engie, Lipigas, Gasco y Engie Chile, que en marzo compró a la uruguaya Gas-stream (que opera servicios de transporte de GNL por tierra y PSR) estarían participando en el concurso.
Opción de larga data

La sustitución de los combustibles fósiles por alternativas de bajas emisiones como el gas natural es un tema del que se venía hablando hace años en la zona norte del país.

De hecho, esta posibilidad fue la que viabilizó en parte la construcción del terminal de regasificación de Mejillones, donde junto a Codelco y la entonces GDF Suez, que asumieron la inversión, participaron Collahuasi, Freeport McMoRan (El Abra) y BHP, grandes mineras que comprometieron servicios de almacenamiento y regasificación de largo plazo, lo que a su vez les permitió garantizar el derecho de uso de esa instalación.

“Tiene todo el sentido usar gas natural en faenas que estén cerca o no de un gasoducto porque está disponible la alternativa del abastecimiento a través de camiones, considerando que ya en la actualidad el combustible fósil líquido (diésel y gas licuado) lo reciben de esta misma forma, con lo cual el costo en logística sería similar al sustituir estos combustibles por gas natural”, comentó Jean-Michel Cabanés, gerente general de GNL Mejillones, controlada por Engie.

En septiembre de 2012 y tras sostener una disputa por la interpretación del alcance de los derechos de uso del recinto de tratamiento de GNL, BHP suscribió un nuevo contrato a 20 años plazo con GNL Mejillones para asegurar el abastecimiento de gas de la central Kelar, que está conectada directamente con el terminal por un gasoducto de 3 kilómetros de extensión.

Ese convenio tendría las holguras suficientes para la recepción del GNL que la minera requiere para abastecer las operaciones de la minera, que en su mayor parte corresponderían a procesos que requieren calor.

Aunque Cabanés declinó comentar respecto de capacidades, entre las firmas en competencia comentan que en estos momentos el recinto de Mejillones posee infraestructura -que inauguró en abril de 2016- para responder al menos en parte a los requerimientos diarios de carga de camiones que Escondida estableció en la licitación.

En el mercado comentan que de concretarse este proyecto, abriría las puertas del GNL móvil en el Norte Grande, sistema que ya tiene una importante presencia desde Coquimbo y hasta Los Lagos.
Anglo Sur revierte pérdidas y gana US$ 40 millones a marzo

El alza en el precio del cobre impulsó con fuerza los resultados de la principal operación minera Anglo American en Chile al primer trimestre de este año.

Según el reporte de Anglo American Sur, que integra Los Bronces, El Soldado y Chagres, en el período logró utilidades superiores a los US$ 40 millones, lo que representa un avance importante en comparación al mismo lapso de tiempo en el ejercicio anterior, donde presentó pérdidas que llegaron a los US$ 20 millones.

La principal razón de este cambio de tendencia se le atribuye al valor del metal, ya que el precio promedio entre ambos lapsos pasó de US$ 2,11 a US$ 2,64 por libra, lo que representa una variación de un 25%. Este factor permitió que, a pesar de que el nivel de producción de cobre cayó en casi 10.000 toneladas entre ambos periodos, la firma anglosudafricana presentó números azules.

Los ingresos en el período se redujeron en US$ 16 millones, totalizando US$ 414 millones.

Sin embargo, el ítem que tuvo un cambio más relevante fue el de los costos operacionales, equivalente a una mejora de 18% en comparación al primer trimestre del ejercicio anterior, pasando de US$ 411 millones, a US$ 338 millones, según se reportó a la SVS.

Un factor que influyó en la menor producción de la cuarta faena privada más grande del país fue el cierre temporal de su división El Soldado, que a pesar de ser menos relevante que Los Bronces, se mantuvo paralizada durante la mitad del primer trimestre. Esto, luego de que Sernageomin no aceptó el plan de modernización que busca extender la vida útil de la faena, decisión que fue revertida a mediados de abril.

En la empresa no emitieron declaraciones respecto a los resultados.

[Enap alista modificación a norma sobre especificaciones de Gas Natural]

 

Workshop analizó las lecciones aprendidas sobre energías renovables variables

Workshop analizó las lecciones aprendidas sobre energías renovables variables

El Comité Chileno del Consejo Mundial de la Energía (WEC-Chile) y la Universidad Adolfo Ibáñez, gracias al apoyo del CAF Banco de Desarrollo de América Latina, organizaron el “Workshop: Energías Renovables y las lecciones aprendidas” para discutir y analizar los beneficios y desafíos de incorporar fuentes de generación eólica y solar fotovoltaica a la matriz energética.

El taller contó con la apertura de Andrés Romero, secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía de Chile, quien destacó que «es importante que como lección aprendida que trabajemos con evidencia y no con opinión para tener una energía más limpia» y agregó que «es probable que en los próximos años estemos discutiendo no el 70% sino que el 100% de energías renovables».

El primer panel se planteó la pregunta: ¿Alcanzar la meta en ERV nos asegura mantener las luces prendidas?

El primer panel se planteó la pregunta: ¿Alcanzar la meta en ERV nos asegura mantener las luces prendidas?

El primer panel llamado “¿Alcanzar la meta en ERV nos asegura mantener las luces prendidas?”, y que contó con la moderación de Paola Hartung, gerente de Regulación de Enel Generación, tuvo un diálogo acerca del avance y futuro de las ERNC tanto en la región como en el país, y sobre todo el tremendo potencial si además participa en la interconexión.

En este primer bloque además participaron como panelistas, Ernesto Rimari, ejecutivo Principal de la Dirección de Análisis y Estrategias de Energía del CAF Banco de Desarrollo de América Latina, Colombia; Christian Santana, jefe de la División de Energías Renovables del Ministerio de Energía (TBC); Carlos Silva, profesor asistente de la Universidad Adolfo Ibáñez, PhD en Ingeniería Eléctrica; y Tristan Wallbank, gerente de División Energía Eólica y Renovables de Siemens Chile.

En la oportunidad, Carlos Silva destacó que las energías variables e intermitentes se han incorporado masivamente a los sistemas interconectados y en la medida que dicha penetración continúe, se vislumbran nuevos desafíos, en particular en términos de flexibilidad, por lo que el mercado debe reconocer los costos y beneficios de esta. En este contexto, «la hidroelectricidad puede proveer dicha flexibilidad de manera económica, aunque a futuro puede haber otras. No están las condiciones para el desarrollo masivo de la hidroelectricidad, lo que podría poner barreras en la incorporación creciente de energía renovable variable e intermitentes», detalló el académico.

Asistentes al Workshop "Energías Renovables y las lecciones aprendidas"

El segundo y último panel “Licencia social para operar”, analizó desde la mirada de otros sectores productivos como el de minería y construcción, los principales factores que hacen que un proyecto sea exitoso para las empresas y al mismo tiempo beneficioso para las comunidades, entorno y diversos actores relacionados.

Contó con la moderación de David Noé, vicepresidente de Asuntos Corporativos y Sustentabilidad de Transelec; y las opiniones de Alexandre Spatuzza, corresponsal en Brasil de ReCharge News; Kathy Uribe, directora ejecutiva del Programa Somos Choapa de Antofagasta Minerals; y Luis Valenzuela, director del Centro de Inteligencia Territorial (CIT) de la Universidad Adolfo Ibáñez.

Vea el reporte Systep cuya editorial aborda los desafíos de la alta penetración de generación intermitente