mayo 22, 2017 | Industria
(Diario Financiero) La hegemonía de las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) en el sistema eléctrico nacional, que ya se refleja en que el 52% de los proyectos de generación que están en construcción corresponden a este tipo de tecnología, se manifiesta en las proyecciones que realiza la autoridad.
Es así que en el último informe definitivo de precios de nudo de corto plazo, una de las fijaciones tarifarias que desarrolla la Comisión Nacional de Energía (CNE), se proyecta que entre este año y el primer trimestre de 2021 el costo marginal promediará US$ 42,6 por MWh.
Este factor, que corresponde al precio al que se comercializa la energía entre las generadoras y que corresponde al costo de operar la central menos eficiente en un momento determinado, se ubicaría así en niveles previos a la crisis del gas argentino, es decir, de hace más de una década.
Comparado con el promedio de US$ 62 por MW que este indicador acumula en lo que va de mayo, la caída proyectada del costo marginal alcanzaría a 33%.
Los promedios ponen en evidencia que el precio de la energía mayorista seguirá la tendencia de los valores comprometidos a partir de 2021 para los suministros de clientes regulados, entre ellos los residenciales, ya que se pronostica que el mayor nivel se daría en marzo del próximo año, con US$ 68,4 por MWh.
El menor valor, en tanto, se espera para noviembre de este año y llegaría a US$ 28 por MWh, considerando valores para el mayor de los sistemas eléctricos del país, el Interconectado Central (SIC), que entre Taltal y Chiloé abastece al 94% de la población del país.
Costo del GNL
Esta reducción del precio de se dará pese a las proyecciones para la evolución de combustibles como el gas natural licuado (GNL) y el diésel que, aunque menor, juegan un rol en la generación.
En el primer caso, frente a un precio promedio de US$ 6,3 por millón de BTU (unidad térmica británica) esperado para este año, la proyección de la CNE se eleva a US$ 9,7 por millón de BTU y a US$ 10,5 por millón de BTU al 2029, el último año del período que considera el informe definitivo de precio de nudo.
El valor promedio del hidrocarburo importado para este período alcanza a US$ 9,6 por millón de BTU, lo que representa 52% de alza respecto del valor estimado para este año.
Contrario a lo que podría pensarse, el diésel se sigue requiriendo para la producción eléctrica en un porcentaje que ronda al 2% a 3% del mix, el que podría aumentar por la necesidad de respaldar la presencia de ERNC.
En este caso, la proyección de la autoridad también es al alza, pues si para este año se espera un precio promedio de US$ 49 para el barril de Brent, al final del período este valor se eleva a US$ 104,3.
En promedio en el período a 2029, este valor llega a US$ 84,7 por barril, casi el doble del precio con el que este combustible cerró el año pasado, US$ 43,7 por barril.
Sin gas y con poca agua
En lo que respecta a la indicación que la autoridad hace para el desarrollo futuro de la matriz de generación y siguiendo el derrotero de lo que el año pasado pasó con el carbón, las centrales a gas natural fueron eliminadas del plan de obras.
Una situación similar se dio con la hidroelectricidad, ya que sólo el 1,3% de la capacidad total de generación que la CNE recomienda instalar a enero de 2027, la que totaliza 2.915 MW, corresponde a unidades de este tipo. Se trata de dos unidades de pasada, cada una con 20 MW de potencia.
De esta forma en la recomendación de la autoridad considera dos tecnologías: eólicas y solares, representando las segundas el 65% del total propuesto, con 1.895 MW, lo que equivale, por ejemplo a dos veces la potencia del complejo termoeléctrico Nehuenco o poco menos de tres unidades como la hidroeléctrica Ralco.
La estimación de la CNE es que al 2021, cuando entran en servicio los contratos adjudicados en la licitación de 2016, la más grande realizada, las ERNC representarán del orden de 21% de la matriz, mientras que a marzo de este año representaron el 17% del total.
mayo 22, 2017 | Industria
(La Tercera) Las bajas temperaturas que afectan a la zona central del país es uno de los factores que han disparado la demanda de gas natural del Terminal de GNL de Quintero, llevándola incluso a cifras récord.
Durante algunos días de la semana pasada, la demanda de gas en dicho terminal alcanzó los 14 millones de metros cúbicos por día de gas natural; de acuerdo con cercanos a la operación, la cifra más alta para la zona central del país desde la época en que esa región era abastecida por el gas proveniente de Argentina, que se inició en los años 90 y que finalizó en 2007.
Pero si bien se puede considerar a las bajas temperaturas y las precipitaciones como principales factores para el aumento del consumo residencial en la última semana, la tendencia en el aumento del consumo, además del residencial, industrial y eléctrico se ha visto reflejada durante todo el año. Cercanos al terminal señalan que durante los primeros cuatros meses de 2017 el Terminal de Quintero recibió 18 barcos con carga de GNL, la cifra más alta para este período desde la puesta en marcha de este terminal en 2009.
Otras regiones del país también estarían evidenciando efectos similares. Los mismos conocedores de la operación en Quintero señalan que en los días peak de demanda se registra hasta la carga de 38 camiones cisterna con GNL al día, para su envío a otras zonas geográficas. Además, agregan que una demanda que se acerque a la capacidad diaria no pone en riesgo el suministro.
Los principales accionistas del Terminal de GNL Quintero son la sociedad Terminal de Valparaíso, controlada en un 100% por la gasífera española Enagás; el fondo canadiense de pensiones OMERS con un 34,6%; la sociedad Terminal Bahía de Quintero (Enagás 51,9% y OMERS con 48,1%) que posee una participación del 10,4% de la sociedad; y la estatal Enap con el 20% de propiedad del Terminal.
Colbún y Gener
El crecimiento en la demanda se da a días que llegue el 31 de mayo, plazo autoimpuesto -de acuerdo con fuentes de mercado- por las generadoras Colbún y AES Gener para que decidan si ratificarán los contratos que firmaron el año pasado, y que son claves para el proyecto de ampliación del Terminal de GNL Quintero.
Esta ampliación, que ya cuenta con Estudio de Impacto Ambiental (EIA) aprobado, permitirá, entre otras cosas, elevar la capacidad de regasificación que posee el terminal de los 15 millones de metros cúbicos por día que posee en la actualidad hasta los 20 millones de metros cúbicos por día, además de aumentar la capacidad de almacenamiento de GNL con el reemplazo de un estanque.
Cercanos a las firmas que poseen participación en el terminal señalaron que el aumento en la demanda de GNL que se ha producido este año, y con mayor énfasis en la última semana, sirve para que las generadoras “estén convencidas” de que se trata de un negocio rentable.
mayo 18, 2017 | Industria
(Diario Financiero) Un aviso con la imagen del bus que Metrogas tiene circulando por Santiago para mostrar los beneficios del gas natural en el transporte público, acompañado del mensaje “súbete al gas natural y dale un respiro a tu ciudad… Las ciudades modernas del mundo ya lo utilizan nosotros también podemos”, comenzó a circular en medios a partir del sábado.
La publicación de la filial de Gas Natural Fenosa no fue al azar, es parte de una arremetida de la industria ante el gobierno para revertir la exclusión de este combustible en la licitación del Transantiago.
A fines de abril la ministra de Transportes, Paola Tapia, dijo a este medio que entre las exigencias que incluirán en las bases de la subasta figura que cada una de las seis unidades de negocios que se constituirán, deberá contar con al menos 15 buses eléctricos.
Este anuncio tomó por sorpresa a los actores de este sector, que veían con interés las opciones que planteaba el concurso, ya que en el documento “Contenido Esencial Bases de Licitación Concesión de Uso de Vías 2017”, que la cartera sometió a consulta pública, se consideraba la inclusión de máquinas que utilicen tecnologías de baja o cero emisión, sin especificar una alternativa.
Esta fórmula le abría un espacio al gas natural, que precisamente tiene emisiones que son muy bajas comparadas con el diésel, pero no nulas como sucede con la electricidad.
Ofensiva por el cambio
El director ejecutivo de la Asociación de Empresas de Gas Natural, AGN Chile, Carlos Cortés, explicó que en las numerosas reuniones sobre la incorporación de alternativas de combustibles más limpias al trasporte capitalino que en los últimos años han sostenido con las autoridades, tampoco se les especificó la predilección por una tecnología.
“Celebramos y compartimos plenamente la necesidad de introducir tecnologías limpias en el transporte público de Santiago; consideramos que es una buena señal, que va en la dirección correcta. Esta diversificación debiera incluir a todas las opciones disponibles, entre ellas el gas natural; sin embargo, a estas alturas del proceso pareciera que la participación de los buses a gas natural no estaría claramente definida como alternativa en esta licitación”, precisó el representante de la industria.
Añadió que están desplegando una serie de acciones ante la autoridad para conseguir que estas máquinas sean incorporados, revirtiendo lo anunciado, ya que las bases de la licitación aún no se habrían remitido a la Contraloría.
Entre ellas figura la reunión que la semana pasada sostuvieron con la titular de Transportes, oportunidad en la que, dice el dirigente, le entregaron una serie de antecedentes que confirman que el gas natural es una alternativa a considerar.
“No hay razones técnicas ni económicas que justifiquen dejar afuera al gas natural de esta importante transformación del transporte público capitalino. No incluirlo sería desaprovechar la oportunidad de contar con un energético económico y ambientalmente amigable para limpiar el aire de Santiago”, comentó Cortés.
Añadió que el gas natural es una tecnología cuya eficiencia está más probada que la electricidad en el transporte mayor y es hasta 30% más competitiva. Ponen además, el ejemplo de Punta Arenas, donde hace años el transporte público es íntegramente en base a este hidrocarburo.
Demanda
Penetración a nivel global Según datos de la industria, en el mundo hay del orden de 1.150.000 unidades (considerando transporte público urbano e interurbano), siendo la principal alternativa para el transporte en ciudades como Madrid, Seúl y Shangai.
Proyectan mayor demanda De acuerdo a estimaciones de la Agencia Internacional de Energía, dependiente de la OECD, la demanda de gas natural crecerá en los próximos años, impulsado especialmente por el sector transporte (principalmente de pasajeros), lo mismo que el GNL (para camiones y transporte marítimo). La mayor tasa de crecimiento estará en el transporte, donde el uso de gas natural se expandirá -en promedio- alrededor de 5% anual, para alcanzar alrededor de 160 bcm en 2040, frente a 43 bcm en 2013.
Menores emisiones La incorporación de buses a gas natural en reemplazo de los diésel reduciría aproximadamente 80% las emisiones de Material Particulado (MP) y 90% en Óxidos de Nitrógeno (NOx), ambos respecto del estándar de buses EPA 2010.
Impuesto específico El impuesto específico que paga el gas natural es mayor que el que rige para el diésel, pese a que éste último es más contaminante, esto explican en el sector significa que el segundo pague un 35% menos de gravamen que el gas (en base energética), lo que en la industria indican que se ha constituido en una barrera de entrada para que este último pueda competir en el transporte público. Para generar una igualdad de condiciones, proponen, debiera corregirse esta distorsión o bien incorporar algún incentivo que compense este diferencial.
[Gas Natural Fenosa busca comprar a Eurnekian participación en gasoducto que une a Chile y Argentina]
mayo 15, 2017 | Industria
(Diario Financiero) Tal como lo hicieron en 2015, cuando compraron participaciones de sus socios en los gasoductos que operan en Chile, con el objetivo de consolidar su posición en estas estructuras que califican como estratégicas, ahora Gas Natural Fenosa se aprestaría a replicar esta jugada para hacerse con el control de una de ellas.
La controladora de CGE y Metrogas ahora estaría buscando hacerse con el control de GasAndes, el principal ducto de transporte de gas natural que conecta a Chile con Argentina, que en la década de los noventa y hasta 2006 jugó un rol clave para viabilizar la llegada del hidrocarburo desde el país vecino.
[Gobierno evalúa apoyar licitaciones privadas para abastecer de gas a industriales]
El año pasado y tras la crisis que derivó en el corte de los envíos desde ese país, este gasoducto comenzó a operar en reversa para abastecer desde Chile a Argentina con gas importado a través del terminal de regasificación de GNL de Quintero, con el cual GasAndes está conectado.
A través de su filial Aprovisionadora Global de Energía (Agesa), la española ya posee el 47% de las sociedades que a ambos lados de la cordillera operan el gasoducto de 463 kilómetros que une la localidad argentina de La Mora (provincia de Mendoza) con la comuna de San Bernardo.
La empresa aprovecharía el proceso de venta que a mediados de abril el empresario trasandino Eduardo Eurnekian le encargó al banco Itaú.
El controlador de Corporación América a través de la Compañía General de Combustibles (CGC) posee el 40% de las sociedades GasAndes Chile y GasAndes Argentina.
Eurnekian resolvió desprenderse de estas participaciones al igual que otras de este sector que operan en ese país, como el 22% de Transportadora de Gas del Norte (TGN), el principal gasoducto de ese territorio; Gasinvest y la Transportadora de Gas del Mercosur.
Opción preferente
Agesa, que nació de la separación de los negocios mayorista y minorista de Metrogas, en su condición de socia de GasAndes tiene una opción preferente en caso de que alguno de los socios decida desinvertir.
El 13% restante de ambas firmas es propiedad de AES Gener, cuya matriz, AES Corporation, lanzó a nivel global un plan de venta de activos con el cual este año espera recaudar US$ 500 millones.
Las reglas de la sociedad establecen que cuando el socio que busca vender tiene una oferta concreta debe manifestarla al directorio para que los otros accionistas puedan igualarla, lo que podría suceder en los próximos días. Esta es la opción que Gas Natural Fenosa estaría evaluando.
Consultada la firma por esta posibilidad, confirmaron su participación en este proceso y comentaron que “en caso de que esta operación saliese al mercado se valoraría con mucho interés porque se considera estratégica para el negocio”.
El inicio de envíos de gas desde Chile a Argentina, el año pasado, al igual que la opción que ambos gobiernos evalúan de establecer intercambios o swap de gas y energía entre distintas zonas de los países, abrieron toda una gama de nuevas opciones para este tipo de infraestructuras.
Tras el cese en las exportaciones del hidrocarburo, GasAndes, que entró en operación en 1997 y demandó una inversión en torno a los US$ 1.400 millones de esa época, fue considerado como un costo hundido. En 2009, con la llegada del GNL, el ducto comenzó a ser utilizado por Metrogas para almacenar el combustible que recibe procesado desde Quintero.
Gobierno de Macri elimina impuestos a exportaciones de gas
En medio de la crisis del gas y como una forma de evitar la presión de Bolivia y para solventar el gasto de tener un barco regasificador de GNL en Bahía Blanca, Argentina subió en 2007 el impuesto que pagaban sus exportaciones de gas natural.
El tributo equivalía al 100% del mayor valor que ese país pagaba por sus importaciones del hidrocarburo, lo que vino a complicar aún más la situación de quienes compraban el gas argentino en Chile. Sin embargo, en enero de este año el gobierno de Mauricio Macri, decidió eliminar estos impuestos, lo que favorecería el plan de intercambio de energía que se está evaluando con Chile, ya que por ejemplo la realización de swaps de gas entre ambos países ya no tendría esa carga tributaria, en el caso del combustible que viene de Argentina hacia nuestro país.
Los swaps consideran la opción de inyectar hacia Chile en la zona de Biobío gas producido en Argentina, para suministrar desde Chile volúmenes equivalentes, pero por ejemplo en la zona central o el norte, donde están los otros gasoductos.
En paralelo, Chile se apresta para enviar 3 millones de m3 diarios de gas a Argentina a través de GasAndes, a partir de junio.
mayo 11, 2017 | Industria
(Diario Financiero) El éxito de la primera licitación eléctrica privada, cuyo plan piloto acaba de finalizar en la Región del Biobío con un saldo de reducción promedio de 40% en los precios de la energía para un grupo de doce clientes industriales, tiene al gobierno analizando la idea de apoyar un proceso similar, pero para acceder a suministro de gas natural.
El ministro de Energía, Andrés Rebolledo, adelantó hace unos días en el acto de cierre de este ejercicio de agregación de demanda, que “estamos viendo y evaluando opciones en ese sentido. Además, en el mercado esto ya está sucediendo más allá de la coordinación y el rol que pueda tener el Ministerio de Energía”.
Concepción, donde hay varias industrias intensivas en uso de combustible, particularmente diésel, sería nuevamente el escenario para probar un sistema de este tipo, el cual estaría en una fase inicial y su materialización podría tomar todavía un tiempo, comentaron conocedores del tema.
Los plazos, dicen las fuentes, estarían condicionados a la implementación del Plan de Prevención y Descontaminación Ambiental (PPDA) para la zona metropolitana de Concepción, cuya puesta en marcha se espera para 2018.
Las medidas para reducir las emisiones al aire en esta zona incentivarán el reemplazo del diésel y con ello se incrementaría la demanda de gas en el segmento industrial viabilizando la agregación de esos consumos para acceder a precios más competitivos.
Trascendió que ya hay firmas que están analizando alternativas para ejecutar una subasta, lo mismo que buscando la instancia bajo la que articularían esta licitación, acudiendo eventualmente a Irade, entidad local que junto a Acenor, el gremio que agrupa a los clientes libres eléctricos, organizó la subasta que acaba de finalizar.
Alternativas
Las fuentes comentaron que de prosperar una experiencia de agregación de demanda de gas natural, existirían dos alternativas para acceder al suministro.
Una es la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) que tiene GNL y además posee la planta de regasificación en esa zona, que está conectada con la red de gasoductos que abastece a Concepción.
La otra alternativa estaría en Argentina, aprovechando el gas que se está extrayendo en pozos de prueba en la zona de Neuquén, volúmenes que no se están colocando en el mercado transandino y que podrían enviarse a Chile durante unos tres a cuatro años.
Trascendió que Innergy, comercializadora de gas natural ligada a Gas Natural Fenosa, habría sondeado esta posibilidad, considerando también que recientemente el gobierno trasandino redujo el impuesto a las exportación de gas a Chile, lo que haría competitivo los precios.
Ocho empresas con contratos
Ocho de las trece empresas que participaron en la licitación eléctrica privada en la Región del Biobío ya firmaron sus contratos con generadoras.El resto está pronta a cerrar sus convenios.
Ese fue el resultado del plan piloto que finalizó el viernes y que derivó en bajas en torno a 40% en el precio de la energía para este grupo de clientes.
Fueron 46 las ofertas de suministro que presentaron 14 eléctricas por un total de 56.196 GWh, doce veces la energía requerida. Este volumen, en torno a los 4.000 GWh, es casi el doble de lo que el ministerio tiene previsto licitar para clientes regulados a fin de año.
Con un promedio de US$ 58 por MWh las ofertas representaron una reducción de 40% en el precio de consumo de energía vigente en el momento de la subasta, explicaron los organizadores de este ejercicio de agregación.
El gobierno está evaluando apoyar el desarrollo de un proceso similar en la zona de Copiapó para lo cual estarían contactando a asociaciones de pequeños y medianos mineros a fin de encontrar alguna entidad que encabece el proceso. En la zona sur, en tanto, algo similar se estaría buscando a nivel de productores lecheros.
