mayo 29, 2017 | Industria
(La Tercera) De un inminente déficit energético a una situación de superávit, con varios proyectos en stand by a la espera de mejores precios. Esa es la descripción que hoy se puede hacer en el mercado eléctrico, que vive la otra cara de la moneda de lo observado tras la crisis del gas: proyectos más que suficientes para cubrir la demanda, un consumo a la baja y costos de capital cayendo.
Esto ha provocado que varios proyectos, que suman unos US$ 4.000 millones, estén postergados, paralizados o, definitivamente, enterrados. El último en caer en esta condición –al menos, de manera temporal- es la central hidroeléctrica Ñuble, ligada a Eléctrica Puntilla. Esta unidad, que costaría a lo menos US$ 400 millones, ha sufrido diversos retrasos relacionados con diferencias entre la empresa mandante y el contratista, que incluso derivaron en la cancelación de uno de los contratos.
Sin embargo, aunque esa situación se había resuelto, el problema central hoy es que los precios de largo plazo de la energía no se ven lo suficientemente atractivos como para justificar una inversión de esa magnitud. En la misma condición está la cartera de proyectos hidroeléctricos de EPA, firma controlada por Invercap -matriz del grupo CAP-, que maneja un portafolio de 12 iniciativas que suman 150 MW de potencia y que costarían unos US$ 600 millones. Según informó la empresa en su Memoria Anual, las menores lluvias han complicado el acceso a financiamiento para continuar invirtiendo.
El ex presidente de Invercap, Roberto de Andraca, comentó en la Memoria 2016 del grupo CAP que el año pasado la filial EPA “debió continuar ajustando sus gastos y revisando sus proyectos como consecuencia de la persistente baja en el precio de la energía eléctrica que se produce como resultado de los menores precios del carbón, gas y petróleo que se viene observando en el mercado internacional”.
A ello se suma la cartera de proyectos termoeléctricos asociados a la licitación de terrenos para centrales de energía impulsada por el Ministerio de Bienes Nacionales, ligados a empresas como Enel y Engie. Salvo Collahuasi, que sigue mirando alternativas, las otras empresas decidieron devolver los terrenos por cambios en el mercado, asociados a la pérdida de competitividad del carbón. Las iniciativas sumaban unos US$ 3.000 millones.
Si bien Enap no ha señalado si suspenderá o no su cartera de proyectos termoeléctricos en asociación con Mitsui, una señal importante fue la firma de un contrato de venta de gas con Colbún. El hidrocarburo que comercializó la estatal era el que tenía reservado para la operación de la central Nueva Era. Aun- que Enap puede recurrir a fuentes alternativas de gas, estas son mucho menos a firme que la que tenía por su calidad de accionista de la sociedad GNL Chile.
Las razones
Francisco Aguirre, socio de Electroconsultores, comenta que en lo principal el problema es que no hay demanda eléctrica sin crecimiento económico. “Por otro lado, ningún inversionista expondrá capitales en grandes proyectos con las inseguridades que se han evidenciado para los proyectos de tecnologías tradicionales. Y cuando la demanda se recupere los precios subirán, pues deben reflejar los costos de desarrollo de energías de base”, subraya.
El socio de la consultora Systep, Hugh Rudnick, añade que la decisión para invertir en un proyecto de generación se basa en las expectativas que tengan los inversionistas sobre el nivel de precios que existirán para toda la vida útil del proyecto, de manera que se obtengan los ingresos suficientes para cubrir todos los costos del proyecto, incluyendo los costos financieros y de capital.
“Muchos inversionistas llegaron a Chile interesados en los altos costos marginales que se proyectaban a futuro, pero en los últimos dos años ha habido una baja de los costos marginales, por los menores precios de los combustibles, cambios tecnológicos y una caída de la demanda”, indica.
A su juicio, dada la baja de crecimiento de la demanda, habría una sobrecapacidad instalada de generación, que además se refleja en la sobrecontratación, de aproximadamente un 10%, de la demanda regulada en las empresas distribuidoras.
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.
mayo 25, 2017 | Industria
La Empresa Nacional del Petróleo (Enap) y Colbún suscribieron un “Contrato de Suministro de Gas Natural con Capacidad Reservada de Regasificación” de gas natural licuado (GNL) por un periodo de 12 años, que entrará en vigencia en enero de 2019, permitiendo dar continuidad operativa al Complejo Nehuenco e involucra un pago mínimo que podría alcanzar los US$ 400 millones aproximadamente.
Ambas empresas ya tenían vigente un contrato de suministro para el período comprendido entre 2016 y 2018, y previamente habían firmado un contrato similar para el año 2015, por lo que el acuerdo suscrito esta semana permite extender la relación comercial entre ambas compañías en un horizonte de largo plazo y en términos y condiciones beneficiosos para las dos partes.
El gerente general de Enap, Marcelo Tokman, afirmó que “con este contrato la empresa estatal se asegura la colocación de su gas en un horizonte de tiempo que permite dar sostenibilidad a nuestro negocio de GNL. Con este acuerdo, Enap sigue consolidando su posición en el mercado del gas natural, cumpliendo con el mandato que le fue asignado en la agenda de energía de impulsar el desarrollo del gas natural para hogares, uso industrial y generación eléctrica”.
Por su lado, el gerente general de Colbún, Thomas Keller, señaló que “este acuerdo nos permite tener acceso directo al mercado internacional de GNL, lo cual flexibiliza y amplia nuestras opciones para operar Nehuenco. Además, se trata de una buena noticia para la matriz energética nacional, porque permitirá utilizar infraestructura de generación ya disponible por parte de Colbún y aportar así a un suministro seguro y competitivo para el sistema eléctrico”.
El convenio contempla la entrega de gas natural proveniente de GNL y el servicio de regasificación, permitiendo a Colbún contratar embarques de Enap o de terceros para acceder a dicho recurso.
[Enap disminuye en más de 70% sus ganancias durante el primer trimestre]
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.
