abril 16, 2018 | Industria
(El Mercurio) Los 30 mil paneles del parque solar Ovejería, en Quilapilún, Región Metropolitana, van siguiendo al astro rey en un extraño ballet mecánico. Están programados para captar la máxima radiación posible en cada jornada y por eso pasan de estar formados casi verticalmente, por la mañana, a quedarse como mesas al mediodía.
Thomas Keller, gerente general de Colbún -la eléctrica controlada por el grupo Matte y la única gran empresa de este sector de capitales chilenos-, hace las consultas técnicas del caso y destaca que uno de los atributos de los proyectos de energías «de fuente variable», solar y eólica, es lo poco que se demoran en concretarse. «Tres meses y medio tomó instalar este parque», resalta el alto ejecutivo de la compañía, quien reniega de la denominación «no convencionales» de estas energías, porque piensa que ya son convencionales.
Keller está particularmente feliz. Hace pocos días, Colbún anunció la compra del proyecto Sol de Tarapacá, de 150 megawatts (MW), a la estadounidense First Solar. Este activo se suma a su proyecto Horizonte (II Región), de 605 MW, además de los 10 MW de Ovejería (RM), que iniciará su operación comercial en pocos días más.
Pero la eléctrica de los Matte va por más: «Tenemos vocación de crecimiento y una parte relevante del crecimiento de los próximos años vendrá de las renovables de fuente variable (eólico y solar). Queremos crecer aquí. Nos sentiríamos cómodos teniendo proyectos ejecutables (con permisos ambientales, listos para ejecutar) de 1.000 megas este año», agrega el ejecutivo.
En Chile concretarán dos proyectos hidroeléctricos, tras ponerle la lápida al megaproyecto HidroAysén a fines del 2017 (ver recuadro). Uno es San Pedro, en la Región de Los Ríos. Tras cambios en la ingeniería, deben someter estas modificaciones a evaluación ambiental, lo que harán este año. El proyecto cuesta US$ 650 millones.
Otro desarrollo en vista es Guaiquivilo Melado (420 MW y sobre los US$ 1.000 millones en inversión), aún en estudios de ingeniería, situado en la Región del Maule, donde la eléctrica ya tiene otras centrales (Colbún, Machicura, La Mina, entre otras).
En el frente internacional, Colbún sigue monitoreando Perú, donde tienen su termoeléctrica Fénix Power, y Colombia, donde ya participaron, sin éxito, en el proceso de compra de la hidroeléctrica Isagen. Y ahora están escaneando Argentina. «El entorno político y regulatorio de Argentina está cambiando y nos parece muy interesante lo que está ocurriendo en ese mercado y estamos haciendo un seguimiento bastante cercano (…) Este es un mercado con déficit de inversión, por las razones por todos conocidas», añade, en referencia a la política de la era Kirchner.
[VEA TAMBIÉN: Presidente de Colbún pide “nivelar la cancha” para competir con distribuidoras]
La apuesta por las renovables
Colbún tiene un plan de inversiones que suma este año entre US$ 100 millones y US$ 120 millones. Una parte importante irá a adquirir proyectos de energía de «fuente variable» para dejarlos avanzados, de tal manera de activarlos tan pronto lo haga la demanda eléctrica del país, que sigue estancada. «Esperamos, por el bien del país, que la demanda tenga tasas más interesantes de lo que hemos visto en los últimos años», señala Keller. El plan de inversiones, explica, no considera las adquisiciones de activos fuera y dentro del país.
El ejecutivo resalta además que las finanzas están sólidas. La eléctrica cerró en 2017 con buenas cifras: el mayor Ebitda de su historia, US$ 692,1 millones, y utilidades por US$ 288,6 millones.
Lo que no harán más son centrales a carbón. En junio de 2017, en Coronel, la empresa selló un acuerdo con este municipio para no hacer una segunda unidad en Santa María. Y en gas natural, el recambio de su planta más antigua y emblemática, Nehuenco I -que ya tiene 20 años y cuyo cambio de equipos está programado para tres años más-, dependerá de cómo se remunere la energía de base (ver recuadro). En temas comerciales, la eléctrica seguirá apuntando a los clientes libres. En 2017, Colbún de manera exitosa contratos por cerca de 1.600 GWh en Chile, totalizando 47 clientes, como Walmart.
Tenemos vocación de crecimiento y una parte relevante del crecimiento de los próximos años vendrá de las renovables de fuente variable. Queremos crecer aquí. Nos sentiríamos cómodos teniendo proyectos ejecutables de 1.000 megas este año».
Eléctrica de los Matte pide certezas regulatorias al nuevo gobierno
Una característica de Colbún es que, a diferencias de sus competidoras controladas por multinacionales, no teme entrar en el «área chica» de la política energética. Ya se involucró en la polémica de Enap, en la que criticó su expansión del giro al sector eléctrico. «Los hechos nos dieron la razón, porque hay una gran competencia en el sector eléctrico y no era necesaria la participación de una empresa estatal para lograr ese objetivo», dice Keller.
Plantea que para realizar inversiones necesitan certezas regulatorias en tres temas: servicios complementarios, ventas a clientes libres y solvencia financiera de quienes operen en el mercado spot para no comprometer la cadena de pago.
Los servicios complementarios corresponden al pago que el sistema hace a una central -de energías de base, como hidroeléctrica, por ejemplo-, por estar disponible el mayor tiempo posible y entrar y salir del sistema cuando se requiere. Si este canon está bien calculado, dice Keller, «permite la inclusión segura y eficiente de las renovables de fuente variable (eólica y solar, principalmente), que implica reconocer que esta inserción tiene costos para el sistema, dados por su variabilidad e intermitencia, y transparentar estos costos». A juicio del máximo ejecutivo de Colbún, esto resulta clave para desarrollar inversiones hidroeléctricas, de ciclo combinado o almacenamiento de baterías.
Este tema forma parte de una mesa de trabajo liderada por la Comisión Nacional de Energía (CNE) para normar esta materia y que tras la asunción del nuevo gobierno aún no se constituye.
Otro aspecto a mejorar son las certezas en el mercado de los clientes libres (empresas o grandes usuarios, como edificios, centros comerciales, entre otros), que representa el 50% de la facturación de la eléctrica de los Matte y que esta busca reforzar. La empresa lideró en pedir el listado de clientes libres a la Superintendencia de Electricidad y ahora Keller señala que es importante ser transparente con los clientes, en el sentido de que el servicio que da una generadora tiene tanta seguridad como el que viene de las distribuidoras. Además, plantea que se debiera crear la figura de la comercializadora, distinta de la distribuidora eléctrica, que existe en muchos mercados en el mundo.
Un tercer punto en que Colbún pide claridad de las reglas y más información es en la solidez financiera de los incumbentes en el mercado spot . Y es que con la llegada de energías como la solar y la eólica, hay también más riesgos por su variabilidad. Explica que si un actor debe proveer un contrato eléctrico, que originalmente se ofertó con fuentes variables, recurriendo al mercado spot (que también varía de precio), Keller es partidario de que se le exijan garantías financieras para no comprometer la cadena de pago.
HidroAysén: «Contamos con cerca de 5 mil hectáreas en la zona»
En 2017, Enel y Colbún pusieron la lápida oficial a HidroAysén, al cerrar la sociedad y devolver los derechos de agua por el megaproyecto, que enfrentó desde sus inicios una gran oposición ciudadana. Aún restan casi 5 mil hectáreas de terreno que la eléctrica de los Matte posee en la zona del río Baker y el Pascua, cuyo destino aún no ha definido porque las prioridades, señala Keller, están en otro lado. Estos terrenos aún forman parte de HidroAysén, que está en proceso de disolución legal, por lo que Colbún no los tienen aún físicamente. Pese a ello y «a que no es una definición que tenemos que tomar en forma urgente», el ejecutivo señala que verán «cómo podemos potenciar esas tierras en beneficio de las comunidades locales».
Keller desestima que a futuro vayan a hacer algún desarrollo hídrico en la zona, pero «hacemos votos para que el país y las comunidades locales puedan hacer uso de ese recurso hidrológico, especialmente porque me parece absurdo que, con todo ese potencial, casi toda la energía eléctrica de la región es en base a diésel».
¿Algún mea culpa por este fracaso? «De todas las experiencias uno aprende y esas experiencias hay que abordarlas con humildad», señala.
«En HidroAysén no nos fue bien, no logramos generar el consenso social en su momento para aprovechar ese recurso», reflexiona, «todo lo que aprendimos en ese caso lo aplicamos en Angostura, donde nos fue extraordinariamente bien».
marzo 26, 2018 | Industria
(La Tercera-Pulso) Su interés en la adquisición de un porcentaje de la participación que la norteamericana AES posee en la firma de distribución eléctrica brasileña Eletropaulo Metropolitana, confirmó Enel Américas a la Comisión para el Mercado Financiero (CMF).
Esto, luego que la eléctrica paulista, que está entre las más grandes de su país con unos 10 millones de clientes, informara sobre la potencial operación en Brasil.
“La filial de Enel Américas, Enel Brasil, ha enviado una propuesta a Eletropaulo Metropolitana Electricidade de Sao Paulo, relativa a una potencial participación en un eventual aumento de capital, que está siendo analizado por la referida Eletropaulo”, dijo el gerente de Administración, Finanzas y Control de Enel Américas, Paolo Pallotti, a la CMF, añadiendo que las conversaciones son preliminares. No fue dado a conocer el monto involucrado.
[VEA TAMBIÉN: Utilidades del grupo Enel se elevaron 47% en 2017]
El interés de Enel Américas, que heredó los activos de Enersis en Brasil, Argentina, Colombia y Perú, en ese mercado ya había sido dado a conocer por el gerente general de Enel Americas, Luca D’Agnese, quien señaló a La Tercera que “estamos miran- do todo el sector de distribución brasileño, siempre. No vamos a comentar cosas específicas”, dijo al ser consultado específicamente sobre Electropaulo.
En la actualidad, AES ostenta el 16,84% de participación en la distribuidora brasileña, mientras que el Estado de ese país es el principal accionista, con el 18,73% del capital accionario.
Además de Enel Americas, en el proceso compiten CPFL, y algunos family office, entre ellos GP Investment y fondos privados, según el diario brasileño Valor.
marzo 22, 2018 | Industria
La Universidad Austral de Chile (UACh) llevó a cabo un seminario en el que se compartieron experiencias nacionales e internacionales en torno al uso de la biomasa forestal, donde se abordó la contribución que realiza su Facultad de Ciencias Forestales y Recursos Naturales, la que ha liderado investigaciones enfocadas en dicho recurso para la producción de energía, con iniciativas como los proyectos “Modernizando el negocio de la leña: asociatividad, valor agregado y eficiencia energética” y “Estudio FIC-R de valorización Energética de Biomasa Forestal en la Región de Los Ríos”, ambos a cargo del académico Dr. Víctor Sandoval.
La actividad reunió a autoridades, académicos, representantes de Corfo, Sistema Nacional de Certificación de la Leña, Asociación Gremial de Empresas Productoras y Comercializadoras de Combustibles Sólidos de Madera (CSM) de la Región de los Ríos, Pymemad y profesionales del sector, detalla la nota publicada por la Universidad.
[Sector forestal discute propuestas en torno a la producción de energía con biomasa]
El rector de esta casa de estudios, Dr. Óscar Galindo, dio inicio al evento enfatizando que “se tiene la percepción, desde el mundo universitario, que se reflexiona mucho, pero que se avanza poco en la toma de decisiones e implementación de soluciones en torno a la calefacción y energía basada en biomasa. Creo que las Universidades tenemos una gran responsabilidad y esperamos que esta reflexión nos ayude en este sentido”. Además, el Dr. Galindo recalcó el gran aporte del académico Dr. Víctor Sandoval al sector forestal del país, en especial al impulso del uso de la biomasa.
Por otro lado, en representación del Intendente de la Región de Los Ríos, el seremi de Energía, Felipe Porflit, enfatizó que “uno de los compromisos del Gobierno es poner a Chile en la vanguardia de la modernización energética, lo que significa incentivar y masificar las nuevas tecnologías que mejoren la calidad de vida de las personas. Queremos energía limpia, segura, económica y moderna”. Afirmó que ambos proyectos se encuentran en directa relación con esta visión, proponiendo una evolución de la leña hacia productos con mayor valor agregado, eficientes y con menores niveles de emisiones.
Tareas pendientes
La importancia de la asociatividad fue destacada por Germán Miranda, presidente de la Asociación Gremial de Productores y Comercializadores de Combustibles Sólidos de Madera, quien señaló que “esta es una materia que tenemos que tenemos que abordar entre todos, aprovechando además estas instancias, tomando las experiencias a nivel mundial”.
Por su parte, el Secretario nacional del Sistema de Certificación de la Leña, Jaime López, explicó que existen ciertos avances ya que hoy la leña se valora, pero que hay tareas pendientes. “Se debe regular el mercado y declarar a la leña como combustible, sin esta regulación será muy difícil eliminar el comercio informal, es lo que hace falta para pegar el salto y estamos dispuesto a colaborar con nuestra experiencia para esto”, afirmó.
Mientras que representando a los pequeños y medianos propietarios de la madera, el Presidente de PyMeMad, Fernando Hales, expresó que “es importante que estas iniciativas salgan adelante ya que es fundamental para la economía de los empresarios de la madera y para lograr una mejor calidad de vida”.
Experiencias en Austria y Alemania
En el marco de la actividad, Siegfried Aigner, socio director de Aigner Energie Contracting GmbH, de Austria, expuso sobre experiencias de calefacción moderna con biomasa forestal en el Estado Federal de Alto Austria; mientras que Stefan Pelz, Jefe del grupo de investigación en producción y conversión de biomasa y Director del programa de Magíster SENCE (Sustainable Energy Competence) de la Universidad de Rottenburg de Alemania, habló sobre procesos de transformación y conversión de biomasa en biocombustibles sólidos. Ambos expositores participarán en un Taller de Círculo de Calidad que se dictará para los beneficiarios del proyecto en la UACh.
El Dr. Stefan Pelz subrayó que la UACh es, en su opinión, una de las universidades más avanzadas en el tema de la biomasa, destacando que la Región de Los Ríos es un lugar donde existe una gran cantidad de este recurso. “Creo que este proyecto combina los procesos de la producción y del suministro, pero también el destino de la biomasa en sistemas muy eficientes. Eso es muy importante para lograr la introducción de sistemas de energía limpia a partir de biomasa. Creo que este proyecto puede avanzar en una forma nueva, es un impulso positivo para el camino de la dendroenergía”, expresó.
Modernizando el negocio de la leña
El objetivo del proyecto co-financiado por Corfo, donde trabajó un equipo multidisciplinario de jóvenes investigadores entre los que se encuentran Ingenieros Forestales, una antropóloga y un Ingeniero Acústico, es desarrollar un modelo de negocio asociativo para pymes asociadas al negocio de la leña a través de una estrategia de mercado que permite su transición hacia la venta del calor. Esto disminuiría los impactos negativos aumentando el valor agregado y competitividad.
El investigador de la UACh, Rodrigo Labbé, advierte que la eficiencia energética hoy es muy baja o nula, los calefactores están obsoletos y en su mayoría el combustible que aún se comercializa es leña húmeda. “En este sentido pensamos que debe existir un conjunto de soluciones para situaciones particulares. Una de ellas son los sistemas modelos de calefacción con biomasa, que se caracterizan por tener un funcionamiento automático y sirven para aplicaciones como calefacción central o calefacción distrital y su principal característica es que tiene una alta eficiencia”, afirmó.
Durante el seminario también se presentó la experiencia de uno de los pocos sistemas de calefacción distrital con biomasa forestal existentes en Chile: el complejo habitacional San Borja de la empresa sanitaria COSSBO en Santiago. Este sistema posee una tecnología que cumple con los estándares de emisiones de material particulado respirable y de gases de efecto invernadero, calefaccionando a 12 edificios de aproximadamente 3.000 departamentos y 12.000 usuarios.
marzo 19, 2018 | Industria
(América Economía/Excelsior) El 2017 fue un año negro para Petróleos Mexicanos (Pemex), pues sus ventas de diesel con sus principales clientes fronterizos de Nuevo León y de Tamaulipas cayeron hasta 59%, porque los empresarios del sector energético han preferido abastecerse de combustible por su cuenta en refinerías de la costa texana de Estados Unidos.
PMI, Comercio Internacional, una de las empresas filiales de Pemex, calculó que la petrolera, que este 18 de marzo cumple 80 años de su creación, perdió cerca de 50% en sus ventas de combustibles en la región de Nuevo Laredo.
Mientras que los reportes de Pemex Transformación Industrial (PTI) revelaron que las ventas de 2017 contra las de 2016 se desplomaron entre 59% y 42% con algunos clientes de Nuevo León, como con las empresas Energéticos San Roberto (-59%), Comercializadora y Distribuidora Martínez y Martínez (-54,5%), Gybsaco (-43,9%) y Refinados Mexicanos (-41,7%).
Los problemas en el sistema de refinación de Pemex se agudizaron tanto en 2017 que cerró el año con sus peores niveles de producción desde que existe un registro (en 1990).
Si se comparara 2017 con el año más productivo en la elaboración de gasolinas registrado por Pemex Transformación Industrial, que fue en 2004, cuando Pemex refinaba un promedio de 466 mbd (miles de barriles diarios) contra los 256 mbd que procesó el año pasado, podría notarse cómo su producción cayó prácticamente a la mitad.
Mayores pedidos
En 2017 Pemex también batió varios récords de importación de gasolina. Primero, de julio a septiembre, solicitó los mayores pedidos de combustible al extranjero, superando los 600 mbd, cuando en años pasados éstos iban de entre 300 y 500 mbd, de acuerdo con los indicadores petroleros.
Luego, en noviembre, Pemex volvió a registrar el volumen más alto de combustible importado, que alcanzó los 682 miles de barriles diarios, a falta de producción nacional.
Desde mediados de 2017, Pemex terminó trayendo del extranjero casi 80% de la gasolina que se requiere en el país, cuando la crisis en la refinación de combustibles se volvió más crítica, debido a que por primera vez en la historia del país una refinería, la de Madero, se apagaba por completo en agosto, como consecuencia de obras de mantenimiento que continúan hasta la fecha; y a que la refinería que se consideraba la estrella, Salina Cruz, trabajaba a menos de la mitad de su capacidad, luego de las inundaciones que sufrió en junio pasado por los huracanes y las afectaciones que tuvo por los sismos de septiembre, situaciones de las que sigue sin recuperarse.
La gasolina que Pemex refinó en los meses de julio, agosto y septiembre de 2017 sólo alcanzaría para satisfacer la demanda de apenas tres estados, como la Ciudad de México, Nuevo Léon y Puebla, de acuerdo con estadísticas de Pemex Transformación Industrial y de la Secretaría de Energía (Sener).
Pemex, para poder abastecer por completo la demanda interna de todo el país tendría que producir 834 mil barriles diarios, combustible que en promedio consumen las 32 entidades, según el estudio de Prospectiva de Petróleo Crudo y de Petrolíferos 2016-2030 de la Sener.
Aunque 2017 ha sido el peor año para Pemex, 2018 no pinta mucho mejor, los problemas de refinación continúan, pues la producción de gasolinas, de enero del año pasado contra este enero, tuvo una caída de casi 40%, de 304 mbd a sólo 187 mbd.
Sin embargo, los años negros en Pemex comenzaron a sentirse desde 2013. A partir de ese momento se materializó la reducción de plazas laborales, que sumaban 161 mil trabajadores, pero que a lo largo de estos cuatro años sólo quedaron 133 mil puestos, perdiendo a 28 mil de sus trabajadores, de acuerdo con cifras de la petrolera.
mayo 26, 2017 | Industria
(Diario Financiero) Como ya lo viene haciendo hace casi siete años, Colbún finalmente optó por seguir accediendo al terminal de regasificación de GNL de Quintero a través de la relación comercial que mantiene con la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP). La diferencia es que ahora lo hará en virtud de un contrato de largo plazo.
Ayer, ambas empresas firmaron un convenio a 12 años, que fija un pago mínimo que podría llegar a US$ 400 millones, en virtud del cual la eléctrica de los Matte tendrá capacidad para regasificar GNL en la planta controlada por Enagás y también podrá comprar el hidrocarburo a la estatal. El acuerdo, que comenzará a regir en 2019, está enfocado en abastecer al complejo termoeléctrico Nehuenco, el mismo para el cual la compañía está buscando un socio. Este proceso se habría visto impactado, precisamente, por la falta de un acceso de largo plazo a estos dos elementos.
-¿Qué volumen involucra este acuerdo?
-El pago está más relacionado con servicios de regasificación en el terminal de Quintero por un volumen equivalente al consumo de un ciclo combinado del complejo Nehuenco durante un año. También incluye la compra de GNL a ENAP lo que se analizará caso a caso, dependiendo de que las condiciones que nos ofrezca sean competitivas.
-¿La capacidad de regasificación no está amarrada a que el GNL sea de ENAP?
-No. El acuerdo nos permite tener acceso directo al mercado internacional de GNL, lo cual flexibiliza y amplía nuestras opciones para operar. Por supuesto que compraremos GNL a ENAP si sus condiciones son competitivas.
-¿Este convenio de largo plazo anula la opción que se adjudicaron en el open season de GNL Chile?
-En el caso de ese proceso en el que participamos teníamos una opción para contratar capacidad de regasificación, a la que ahora accedimos a través de este acuerdo con ENAP. En virtud de ello es que ya comunicamos a GNL Chile nuestra decisión de no ejercer la opción que teníamos y no seguir participando de ese proceso.
-¿Que Nehuenco ahora tenga un abastecimiento de gas asegurado los deja en mejor posición en la búsqueda de un socio?
– Este acuerdo con ENAP maximiza el valor del complejo Nehuenco porque le da viabilidad en el largo plazo. En este contexto me parece que se potencia el atractivo del complejo.
-¿En qué etapa está esa operación?
-Es un proceso confidencial. Estamos tranquilos con la forma en la que se ha desarrollado, y no tenemos una fecha definida para concretarlo, porque estas cosas toman su tiempo, pero se ha ido avanzando de acuerdo a lo presupuestado.
-Tenemos entendido que ya recibieron ofertas no vinculantes…
-Hemos recibido manifestaciones de interés en el marco de las fases iniciales de este proceso. No hay nada acordado hasta el momento.
Este es un activo que tiene por delante una larga vida útil por lo que no tenemos ningún apuro en concretar una asociación, lo que sucederá si se concreta una asociación que haga sentido y que agregue valor, esa es la prioridad.
-¿Inversiones como la modernización de Nehuenco dependen de definiciones en materia regulatoria sobre los servicios para estabilizar el sistema que dan estas centrales?
-Las inversiones en general en el sector de energía, pero en particular en el caso de los ciclos combinados e incluso la expansión de la regasificación, dependen de la claridad respecto de señales de mercado para los potenciales inversionistas.
Concretamente, se requiere claridad sobre cómo se va a remunerar la inversión que va a respaldar el sistema eléctrico en el futuro en un escenario en el cual va a aumentar de manera importante la participación de las energías renovables de generación variable, principalmente las solares y eólicas.
Resulta entonces clave avanzar en todo lo relacionado con la regulación de los servicios complementarios y celebramos que esta urgencia haya sido reconocida por la autoridad que está promoviendo esa discusión. Por supuesto, que nos gustaría ver que ese esfuerzo se traduzca a la brevedad posible en medidas concretas.
AES Gener tampoco ejercerá la opción de GNL Chile
Ayer finalizaba el plazo para que Colbún y AES Gener ejercieran la opción que ambas se adjudicaron en marzo 2016 en el open season que hizo GNL Chile para abrir el acceso a capacidad de regasificación del terminal de GNL de Quintero.
Y tal como lo hizo la eléctrica de los Matte, la firma controlada por la estadounidense AES Corp, también oficializó su renuncia a esta alternativa, según comentaron fuentes de la industria.
En el caso de la primera eléctrica, las mismas fuentes comentan que habrían sido dos los elementos que habrían inclinado la balanza por la oferta de la petrolera: el menor plazo del contrato, que en el caso de la comercializadora de la planta expiraba en 2040, diez años después que el de ENAP, y la entrada en vigencia del convenio, ya que el caso de GNL Chile éste regía desde 2022, pues estaba asociado a una expansión de la planta, mientras que con la estatal éste se inicia en 2019, lo que resultaría más conveniente para los planes de Colbún.
