junio 8, 2017 | Industria
(Diario Financiero) «Tormenta perfecta”, el concepto que el ex ministro de Energía, Marcelo Tokman, acuñó hace casi una década para referirse a la crisis de abastecimiento en el principal sistema eléctrico del país, se reeditó en los últimos días.
Y si bien la situación ha mejorado respecto de esos años y hoy el abastecimiento de energía está asegurado en casi cualquier escenario, es el precio el factor que se resiente ante cualquier perturbación o desbalance de la operación.
Eso es precisamente lo que ha sucedido en los últimos días, cuando coincidiendo con el inicio de los envíos de gas natural a Argentina, cuando además las reservas hídricas están en niveles históricamente bajos y una central clave enfrenta una restricción operativa, el costo marginal en el Sistema Interconectado Central (SIC) ha superado los US$ 140 por MWh, como sucedió en algunos momentos de ayer, reflejando el costo de operar la centrales menos eficientes de la red.
Este rango es dos veces más alto que el nivel promedio que este factor mostraba en esta misma fecha del año pasado y al que están indexados los contratos de algunos grandes consumidores de electricidad.
El martes 6 de junio, por ejemplo, el costo marginal promedió US$ 124,6 por MWh, mientras que doce meses antes marcaba US$ 55.
Esta situación encendió los ánimos en la industria y tiene a los diversos involucrados en una dinámica de buscar responsables.
El ministro de Energía, Andrés Rebolledo, admite que el sistema eléctrico está operando en condiciones más estrechas, fundamentalmente porque la energía contenida en los embalses “está en su nivel más bajo desde que se tiene registro”, dijo.
Efectivamente y según datos del Coordinador Eléctrico Nacional, el conjunto de los reservorios contiene 200 GWh, lo que es similar a los 205 GWh que este lunes 5 de junio produjeron todas las centrales hidroeléctricas de pasada del SIC.
El año pasado en este mes la energía embalsada llegaba a 1.094 MWh, mientras que en un año húmedo como fue el 2006, en el mismo período hubo 5.572 GWh.
Envíos de gas a Argentina
Fuentes de la industria comentan que esta situación de escasez hídrica no habría sido suficientemente considerada a la hora de determinar los volúmenes de gas natural que a partir del viernes pasado comenzaron a inyectarse hacia Argentina.
Esto hizo que unidades clave para la contención de los costos no contaran con este hidrocarburo, como es el caso de Nueva Renca, -que ha tenido que quemar diésel-, y hasta ayer una de las unidades de Nehuenco.
“Respecto de la operación del Complejo Nehuenco, la unidad 1 ha estado operando con gas natural desde enero. La unidad 2 operó en base a gas natural hasta el 1 de junio pasado, y ha vuelto a operar con dicho combustible a partir de hoy”, dijo ayer Colbún.
Las versiones apuntan a que los cálculos efectuados por las empresas que tienen suministro de gas del terminal de Quintero, ENAP, Enel Generación Chile y la Aprovisionadora Global de Energía (Agesa) para determinar el volumen del combustible que destinarían a esa exportación, habrían considerado para estos días supuestos que finalmente no se cumplieron, como una mayor disponibilidad de agua por precipitaciones que se esperaban para la zona donde están las principales reservas hidroeléctricas, las regiones del Maule y Biobío.
Consultado sobre estas versiones, el titular de Energía señaló que en su calidad de presidente del directorio de la petrolera estatal no está al tanto de su gestión en el día a día, ni de los cálculos a partir de los cuales ésta toma sus decisiones.
Pero el propio Rebolledo anunció públicamente en tres ocasiones el inminente inicio de los envíos al país vecino de este año, lo que -dicen conocedores del tema- supuso una presión para que la petrolera concretara esta operación en los meses en que el consumo al otro lado de la cordillera se dispara.
ENAP responde
En la estatal, que fue la que articuló la venta de gas a su símil transandino, dijeron que junto a las otras empresas revisaron minuciosamente los envíos que se harían al país vecino, tras examinar el interés de las generadoras chilenas.
“Para ENAP es prioridad el mercado nacional y por eso, como ha sido siempre, se les dio a las generadoras la primera opción de acceso a nuestro gas. Sin embargo, como las compañías, en base a sus propios cálculos, no tuvieron interés en comprarlo, se decidió exportarlo a Argentina”, aseguraron en la petrolera y dijeron entender que las generadoras ahora estén preocupadas por el impacto de los costos marginales en las transferencias de energía entre las mismas eléctricas.
En este caso ENAP haría alusión a Colbún, firma con la que cada año negocia la entrega de parte de sus excedentes de gas en un proceso, que dicen en el sector, se extiende hasta el último momento posible. Esa situación cambiará a partir de 2019, cuando entre en vigencia un contrato de largo plazo entre ambas firmas.
Enel Generación Chile, en tanto, señaló estar exportando un porcentaje menor de gas, incluso inferior al del año pasado. “Sin embargo, la compañía cuenta con el abastecimiento necesario para la operación de sus centrales de ciclo combinado, sin perjuicio de que se utilice este gas en otras unidades realizando una optimización que mejore el abastecimiento del sistema”, dijeron.
Esto último explicaría que la eléctrica de los Matte ayer haya vuelto a disponer del hidrocarburo para su segunda unidad.
Recientemente una norma reguló la operación del gas en el sistema, tanto para uso interno como para exportación y en ese marco se estableció que la autoridad debe visar los envíos a Argentina.
Sobre este punto en ENAP dijeron que la venta del combustible al país vecino “no recibió ningún reparo por parte del Ministerio de Energía, entidad que conforme a la ley tiene la potestad para hacerlo, previo informe de la CNE. A dicha repartición se le informó respecto de la exportación y no ejerció su facultad de prohibirla, puesto que no significaba una alteración ni amenaza al abastecimiento interno de gas”.
Consultado el secretario ejecutivo de la CNE, Andrés Romero, por la situación de estrechez con la que opera el sistema en términos de precios, prefirió no comentar.
Un cuarto elemento conjugó para que en los últimos días la disponibilidad de gas natural para fines de generación no fuera suficiente para abastecer a todas las centrales que pueden usar este combustible: la mayor demanda de los usuarios residenciales y comerciales, a raíz de la baja en las temperaturas.
Ministerio analiza alternativas
El ministro de Energía, Andrés Rebolledo, dijo ayer que en la cartera existe preocupación por el nivel de los costos marginales y la situación de virtual agotamiento de las reservas hídricas para generación, así como las restricciones operativas que presentan algunas instalaciones térmicas clave.
Al respecto, adelantó que en conjunto con la CNE y la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) están analizando todas las alternativas regulatorias y normativas que disponen con el objetivo de determinar si algunas de ellas pueden ser aplicadas para contener los costos marginales y también cuidar el uso del agua.
Aunque no precisó qué tipo de instrumentos están mirando, anteriormente el gobierno aplicó figuras como el decreto preventivo de racionamiento, que pese a su nombre, nada tiene que ver con cortes programados, sino que establece una cantidad mínima de energía (500 GWh) que debe mantenerse en los embalses. Rebolledo dijo que la idea es llegar a una conclusión a la brevedad, considerando la urgencia de la situación.
junio 6, 2017 | Industria
(Diario Financiero) “La industria de transmisión eléctrica en Chile se está volviendo cada vez más competitiva. Creemos que, en el corto plazo, esta tendencia se mantendrá, por lo que enfrentaremos mayor competencia en los procesos de licitación”.
Ese es uno de los riesgos que visualiza Transelec para el futuro, según su última memoria anual, situación que fue en incremento que el consorcio de capitales canadienses liderado por Brookfield llegó a la compañía en 2006.
Once años después, en medio del proceso de venta encomendado a Santander, el cual está en la fase inicial de búsqueda de eventuales interesados, el mercado de la transmisión ha cambiado.
Esto, porque aunque la otrora filial de Endesa mantiene cerca del 97% del mercado, ha visto cómo otros competidores han ido ganando terreno de a poco, acorde se concretan nuevas líneas de transmisión.
Un ejemplo: en 2008, la compañía tenía el 100% del mercado del segmento de 500 kV y al cierre de 2016 ostenta el 66% según su memoria.
Como resultado de la Ley Corta I, las licitaciones de obras nuevas troncales permitieron la entrada de nuevos actores a este segmento de la actividad eléctrica en un ambiente altamente competitivo, reconocía en marzo de 2016 la propia firma ante el Senado, en el marco del trámite de la Ley de Transmisión.
Nuevos actores
Andrés Kuhlmann, gerente general de la principal transmisora del país, comentó que entre 2005 y 2016 el 71% de las 27 nuevas obras troncales, que implican valores totales por US$ 204 millones anuales por concepto de peajes, se los adjudicaron actores nuevos como la colombiana ISA, CeleoRedes (Elecnor), y el joint venture entre Saesa y Chilquinta, Eletrans. El 29% restante quedó en manos de la operadora de capitales canadienses.
Producto de la interconexión del SIC y el SING, además, llegó TEN, sociedad de Engie y Red Eléctrica de España. Eso por mencionar algunas firmas.
En la industria comentan que la llegada de más competencia ha tenido el efecto de presionar a la baja las tasas de descuento con que se adjudican los proyectos de tendidos nuevos, haciendo menos rentable la inversión.
De todos modos, Brookfield, que tiene 27,7% de Transelec, deja una empresa que en términos de ingresos se ha duplicado, pasando de $ 142 mil millones en 2007 a $ 281 mil millones en 2016, mientras sus utilidades subieron 130% en este mismo período, pasando desde $ 34 mil millones a $ 80 mil millones, según las memorias de la compañía.
La empresa plantea que el 46% de sus ingresos provienen de un mismo cliente, Enel Generación Chile (Ex Endesa Chile) y de sus empresas generadoras filiales. “Los peajes de transmisión a ser pagados por Enel y sus filiales generarán parte relevante del flujo de caja futuro de Transelec y un cambio sustancial de su modelo de negocios, condición financiera o resultados operacionales que podrían afectar negativamente a Transelec, apuntó la firma como uno de los riesgos para su operación.
[Brookfield entrega mandato para vender su 28% en Transelec y podría recaudar US$900 millones]
mayo 24, 2017 | Gobierno, Industria
(La Tercera) Ayer, el ministro de Energía, Andrés Rebolledo, inició un viaje a la ciudad argentina de Salta, ocasión en la que, además de visitar las instalaciones de la central TermoAndes, se reunirá con su par argentino, Juan José Aranguren y otras autoridades de dicho país, para abordar una profundización de la agenda bilateral entre los dos países en materia de energía.
Uno de los puntos clave de esta agenda es el protocolo para normar los envíos de gas, considerando que Chile despachará 276 millones de metros cúbicos de gas entre junio y agosto de este año. Pero en el gobierno chileno quieren ir más allá y pretenden sentar las bases de futuros intercambios de energía entre ambos países de manera más permanente, con envíos de ambos lados aprovechando la infraestructura existente. Esto, una década después de que Argentina, en una medida que tuvo graves consecuencias para Chile, decidió cortar la llave del gas a las exportaciones, aduciendo un déficit para abastecer el mercado interno.
Pero eso parece haber quedado atrás. A comienzos de mayo, el Ministerio de Energía envío a su par argentino un protocolo que regulará el intercambio de energía entre ambos países, para que formule sus observaciones. En él se establecerá la modalidad de intercambio, la que sería a través de fuentes de la misma naturaleza (electricidad por electricidad, o gas por gas), o equivalentes, es decir energía por gas. El gobierno espera, a través de esta modalidad, reactivar los envíos de gas desde Argentina, prácticamente nulos desde 2009. Se espera que el pacto esté firmado durante este año.
Fórmula
La modalidad elegida por el gobierno chileno sería la del swap energético, es decir, el envío de energía por un punto, y su retribución en gas a través de otro punto distinto al del envío. Bajo ese esquema, dos zonas aparecen como posibles puntos de recepción de gas: el primero, la Región del Biobío, donde podría ingresar gas a través del gasoducto del Pacífico que une la zona con la provincia argentina de Neuquén, una de las zonas de dicho país que posee importantes reservas de gas. La otra alternativa considerada es Magallanes, donde el gas argentino ingresaría a través del gasoducto Posesión, situación que podría beneficiar tanto a clientes residenciales como a industriales, dentro de los que destaca Methanex.
Además, el ministerio identificó a los terminales de GNL Quintero y GNL Mejillones como los puntos por los que se podría devolver a Argentina un monto similar de gas.
El protocolo de intercambio incluiría varias cláusulas, entre las que destacaría que el swap entre ambos países no interferirá con la seguridad energética interna y que en caso de estar en riesgo significaría la suspensión inmediata de los intercambios. Otro punto que consideraría este protocolo es que los envíos de gas desde Argentina no pagarían peaje en los gasoductos que utilizará para llegar a Chile.
El protocolo no considera volúmenes de intercambio de gas entre ambos países, puesto que esa cifra dependerá de las necesidades tanto de Chile como de Argentina, y que tampoco afecte la operación de los sistemas eléctricos de ambos.
También se considera el intercambio a través de electricidad, utilizando la línea existente de AES Gener (Andes-Salta) que está conectada con el Sistema Argentino de Interconexión (SADI), y a través de una interconexión a través del túnel de Agua Negra, que servirá de paso fronterizo entre ambos países.
Nuevo escenario
La semana pasada, representantes de la chilena Enap y su par estatal argentina Enarsa suscribieron un acuerdo para concretar el envío de 276 millones de metros cúbicos de gas desde Chile a Argentina, entre el 1 de junio y el 31 de agosto de este año.
Este acuerdo, que involucrará gas suministrado por Enap, Enel Generación y Aprovisionadora Global de Energía (ligada a Gas Natural Fenosa) y que se realizarán a través de los gasoductos de Electrogas y GasAndes, en la zona central del país, es el segundo envío desde Chile, tras los realizados durante 2016.
Si bien la necesidad argentina de calefacción en invierno y aire acondicionado en verano propician el envío de gas desde Chile, la situación era diametralmente opuesta hace poco más de una década. En 1995 se firmó un protocolo para la comercialización y transporte de gas natural desde Argentina a Chile, exportaciones que se iniciaron en 1997, teniendo una capacidad de transporte cercana a los 24 millones de metros cúbicos. En Chile, sus principales clientes eran la incipiente industria de gas por redes, además de centrales de generación eléctrica, que optaron por el hidrocarburo al ser más barato que el diesel.
Al ser un combustible subsidiado, la demanda por el gas natural se disparó en Argentina, llegando a niveles donde apenas se podía satisfacer su demanda.
mayo 24, 2017 | Industria
(Pulso) Objetivos y mercados claros es lo que por estos días caracteriza a Aprovisionadora Global de Energía, sociedad creada hace un año por Gas Natural Fenosa y Copec, tras la separación de los activos de Metrogas.
La empresa, que está enfocada en el aprovisionamiento del energético a nivel de grandes clientes, a diferencia de Metrogas que se quedó con el negocio de las redes de distribución a clientes residenciales, comerciales e industriales, aseguró que apunta a ser una “empresa de trading, con pocos activos, pero con una adecuada capacidad para pagar sus compromisos y cumplir con contratos de toda índole, pues los hay de largo y corto plazo, interrumpibles y spot, tanto en Chile como en Argentina”.
Así lo explicó Klaus Lührmann, gerente general de la empresa, a través de una revista corporativa, donde además señaló que los objetivos están puestos en elevar los volúmenes en dos zonas claves: Argentina y la Región del Biobío.
“(Apuntamos a) seguir creciendo en el ámbito que hemos definido. Buscaremos más generadoras eléctricas, más ventas a Argentina, intentaremos llevar gas a la Región del Biobío, pero siempre dentro del marco de trader”.
Y los primeros pasos para este crecimiento se concretaron el pasado viernes, con la firma de un acuerdo mediante el cual se permite a Chile enviar gas natural hacia Argentina durante el invierno. En total se podrá exportar un volumen de 276 millones de metros cúbicos entre el 1 de junio y el 31 de agosto de este año, lo que equivale a 3 millones de metros cúbicos diarios, que serán suministrados por ENAP, ENEL Generación y Aprovisionadora Global de Energía, y se realizarán por medio de los gaseoductos Electrogas y GasAndes, en la zona central.
En cuanto a crecimiento en nuevas áreas de negocios, Lührmann indicó: “No queremos hacernos de activos, de hecho, la salida del terminal (GNL Quintero) fue porque se llegó a la conclusión de que queríamos quedarnos con los contratos, que es lo que en definitiva nos permite hacer todas las operaciones que están previstas”.
El año pasado, Aprovisionadora Global de Energía marcó un hito relevante en su joven trayectoria, enajenó su participación de 20% en GNL Quintero por unos US$200 millones, decisión que se explicó en que “la robustez de la compañía y las complejidades asociadas a su doble rol en GNL Quintero indicaban que era momento de dejar su calidad de accionista, continuando ligada al terminal sólo como usuario”.
Cabe recordar que la creación de Aprovisionadora Global de Energía se enmarca en las recomendaciones de organismos internacionales, que aconsejaron separar la actividad de aprovisionamiento y la actividad de distribución del gas natural. Por ello, esta firma está ahora está encargada de la compra de gas natural y la comercialización mayorista a clientes que no están sujetos a regulación, tales como generadoras eléctricas, distribuidoras de gas natural y eventuales ventas internacionales.
Es propiedad, en un 51,84% de Gas Natural Chile, una empresa controlada por Gas Natural Fenosa; en un 39,83% por empresas Copec, y en un 8,33% por CGE Gas Natural.
mayo 17, 2017 | Industria
(Diario Financiero) Los permisos obtenidos y los derechos de agua que sustentaban el proyecto hidroeléctrico más grande impulsado en el país, son casi los únicos activos que hoy posee HidroAysén y defenderlos es la cruzada que mantiene la sociedad entre Enel Generación Chile (ex Endesa Chile) y Colbún.
En este contexto, hace un par de días los socios sufrieron un nuevo traspié, ya que la Corte de Apelaciones de Santiago rechazó los dos recursos de reclamación que la firma presentó en 2015 para impugnar los decretos que el Ministerio de Obras Públicas (MOP) dictó en enero de ese año y en los cuales denegó parcialmente los derechos adicionales que la sociedad pidió en 2008 en los ríos Baker y Pascua.
Estos recursos permitirían reducir la superficie inundable del complejo eléctrico proyectado en la Región de Aysén a cambio de la inclusión de una quinta central, con lo que se mantendría la capacidad de producción en 2.750 MW.
Tras analizar los argumentos de ilegalidad y arbitrariedad en la acción del MOP que denunció la empresa, el tribunal de alzada capitalino resolvió rechazar el recurso por estimarlos inexistentes.
“HidroAysén fue notificada hoy de dos fallos adversos de la Corte de Apelaciones de Santiago por derechos de agua solicitados por el proyecto el año 2008. La sociedad está estudiando el contenido y alcances de dichos fallos antes de adoptar una decisión”, dijeron en la empresa al ser consultados por estas resoluciones que pueden ser llevadas a la Corte Suprema.
Facultad presidencial
Amparado en una facultad presidencial, contenida en el artículo 147 bis del Código de Aguas, el MOP decretó la reserva hídrica de caudales en los dos ríos mencionados, basado en la existencia circunstancias excepcionales y de interés nacional.
Previo a esta resolución y tras unos siete años a la espera de una resolución por parte de la Dirección General de Aguas (DGA), fue la Contraloría la que ordenó ejecutar el pronunciamiento que terminó siendo contrario a los intereses de la empresa, porque los caudales que la entidad aceptó otorgar resultaban insuficientes.
La entonces Endesa Chile renunció a derechos de agua que estaba pidiendo en la zona para evitar la colisión de solicitudes y desbloquear su entrega a HidroAysén.
El otro frente de batalla que actualmente libra el gerente general de HidroAysén, Camilo Charme, el único ejecutivo que mantiene la sociedad, está en el Tribunal Ambiental, donde están tratando de impugnar la anulación del permiso ambiental de la iniciativa que decretó el Comité de Ministros para la sustentabilidad en 2014.
Esta es una de las causas más antiguas que la justicia ambiental mantiene pendiente.
[Colbún e HidroAysén: “Proyectos de este tipo deben hacerse en el marco de una política nacional que cuente con amplio consenso”]
