noviembre 24, 2014 | Industria, Mundo
(Pulso) Colombia, una de las promesas de crecimiento en Sudamérica tiene un horizonte más nublado el próximo año. Obviamente no es el único. La semana pasada se conocieron varios informes de bancos de inversión que recortaron sus proyecciones incluso para las economías que se veían como las más fuertes de la región: la Alianza del Pacífico (México, Perú, Colombia y Chile). En el caso de Colombia, uno de los principales impactos se está sintiendo debido a la caída en el precio de uno de sus activos más valiosos: el petróleo.
Aunque Colombia sigue destacando por sus fundamentos sólidos, se prevé que la caída del precio del petróleo y la menor recaudación fiscal entorpezcan el ritmo de expansión del país, que el primer trimestre del año alcanzó 5,4%, el mayor de América Latina. JPMorgan pronosticó un 3,8% de crecimiento para el próximo año, mientras Goldman Sachs espera una expansión de 3,5%, tras el 5% de este año. “El año está terminando en una nota menos optimista que cuando empezó. La reciente caída en los precios internacionales del petróleo (el principal producto de exportación de Colombia) y el deterioro de los términos de intercambio del país debieran representar un shock negativo considerable para la economía doméstica, exacerbando los efectos contractivos puestos en marcha por la gradual remoción del estímulo monetario y fiscal durante 2014-15”, dijeron economistas de Goldman Sachs, encabezados por Alberto Ramos, en un informe sobre la región dado a conocer la semana pasada.
Por su parte, JPMorgan considera que la implementación de la reforma tributaria podría impactar las ganancias por acción de las compañías. Esto, sumado a los menores precios del petróleo, se convierten en el principal riesgo para la economía.
La clasificadora de riesgo Fitch Ratings sostiene que las perspectivas de crecimiento del país a mediano plazo son en general favorables, aunque advierte que las cuentas fiscales y los ingresos ya ajustados son vulnerables al declive de los precios del petróleo.
Problemas en Ecopetrol
La mayor petrolera del país, Ecopetrol (90% estatal), ha tenido un año difícil. Los ataques de las FARC a oleoductos, problemas con las comunidades locales y una menor producción, se suman a la caída de los precios del petróleo, para afectar la rentabilidad de las compañía y disminuyendo el optimismo sobre el principal generador de divisas del país. “A Ecopetrol no le está yendo muy bien, las metas de producción están por debajo de lo que se esperaba y la caída de los precios del petróleo tienen un efecto fiscal”, dice a PULSO Carlos Caicedo, analista para Colombia de la consultora de riesgo IHS. Las acciones de Ecopetrol han caído 26,89% en lo que va del año y el 31 de octubre cayó a su nivel más bajo desde julio de 2010. “Los que compraron acciones hace dos años por 5.000 (pesos colombianos) hoy han perdido la mitad”, dice Caicedo.
La ganancia neta de la petrolera cayó un 41% interanual en el tercer trimestre, por una menor producción, una baja de los precios del petróleo y el gas, y la devaluación del peso frente al dólar, informó la compañía. (ver recuadro).
El efecto de la caída de sus utilidades y la menor recaudación en las cuentas fiscales, menos robustas de lo que se pensaba, explican la discusión política en torno a una nueva reforma tributaria, para completar el presupuesto del 2015. El presidente José Manuel Santos busca cubrir un déficit de al menos 53 billones de pesos (US$24.574 millones) en los próximos cuatro años.
La buena noticia es que la moneda más débil beneficiaría al sector exportador, mientras que un tipo de cambio flexible, una eventual reducción en el déficit de la cuenta de ingresos y una disminución de las importaciones debido a la desaceleración del crecimiento interno impedirían desestabilizar la dinámica de la balanza de pagos.
¿Crece el riesgo país?
En lo que va del año, los CDS (credit default swaps) de Colombia han subido 1,5%. Los analistas descartan que el aumento del riesgo país se deba a la incertidumbre de llegar a un acuerdo con las FARC, pero concuerdan en que el logro de un trato con la guerrilla incentivará la inversión en el sector energético, de materias primas y eléctrico.
Pese a que el gobierno de Santos y las FARC mantienen desde hace dos años una negociación de paz para terminar un conflicto, la confrontación se mantiene y son frecuentes los bombardeos, combates y ataques. Hace unos días se suspendieron las conversaciones y se reanudaron después, lo que habla de la inestabilidad del diálogo y de la incertidumbre en torno a un acuerdo real.
octubre 2, 2014 | Industria
En el marco de un encuentro con la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados, la Asociación Gremial de Pequeños y Medianos Generadores de Energía (GPM AG), que está compuesta por cerca de 80 empresas y equivalen al 20% de la capacidad instalada del SIC, presentó una propuesta con miras a potenciar el desarrollo del sector.
En la instancia, Sebastián Pizarro, presidente de la gremial, quien estuvo acompañado de su vicepresidente, José Manuel Contardo y el asociado Juan José Chávez, explicó que la propuesta presentada al Ministerio de Energía y ante la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados sugiere reforzar las instituciones del Estado. “Para GPM AG es básico que existan reglas claras y estables en el tiempo que permitan realizar las inversiones, que siempre son a muy largo plazo, y se entienda la realidad de los nuevos competidores”, indicó.
Entre otros puntos, en la propuesta se propone:
– Lograr una estabilidad de precios de los contratos y revisar la conveniencia de realizar licitaciones que abarquen una distribución tan extensa.
– Eliminar precio techo de las licitaciones.
– Definir la condición excepcional de precio forzoso por un plazo máximo de un año, en consistencia con el período de suministro de las licitaciones de corto plazo.
– Que las bases de licitación contemplen que el generador pueda ofertar a cualquier hora, día y mes de acuerdo a su curva de producción.
– Que la distribuidora compre la energía en los puntos de inyección troncal más cercanos, disminuyendo el riesgo de los generadores y del sistema en su totalidad, lo que redundaría en menores precios de oferta.
agosto 27, 2014 | Proveedores
SolarMax participó en la instalación de un sistema fotovoltaico de autoconsumo en el techo de la Facultad de Economía y Negocios de la Universidad Tecnológica Metropolitana (UTEM), ubicada en el centro de Santiago. El proyecto, liderado por ERNC Chile, tiene previsto generar una producción media anual de 2.945 kWh.
Para ello, ERNC Chile ha usado, además de ocho paneles de 250 W, un inversor 2000s de SolarMax, que gracias a su carcasa de aluminio estable y de alta calidad se puede montar tanto en el interior como en el exterior de una forma segura.
Este inversor, con una potencia nominal de salida de 1’980 W, incorpora un sistema de refrigeración innovador que permite que, sea cual sea la intensidad de la radiación solar, el equipo siempre trabaje óptimamente.
El concepto de refrigeración inteligente elimina eficientemente el calor de la carcasa mientras los sensores supervisan continuamente la temperatura de servicio. En un caso extremo, la potencia de salida se disminuye para proteger los inversores contra sobrecalentamiento.
Además del inversor, SolarMax también ha aportado el sistema de monitoreo y visualización que se proyecta en la entrada del campus de la facultad. Se trata del software MaxMonitoring, que permite visualizar los datos de potencia de su instalación fotovoltaica en todo momento, además de indicar el estado del inversor y mostrar las curvas de rendimiento diario, mensual y anual.
agosto 13, 2014 | Industria
(Diario Financiero)
Los frentes de mal tiempo que han afectado en las últimas semanas a la zona centro sur del país han ayudado a aliviar la compleja situación de costos de energía en el principal sistema, llevando los precios a su menor nivel en más de una década.
Según proyecciones del CDEC-SIC, esta semana el costo marginal en el Sistema Interconectado Central (SIC) promediará US$ 26,34 por MW/h, su menor nivel desde que comenzaron las restricciones de gas desde Argentina, a mediados de la década pasada.
El costo marginal es el precio que pagan las generadoras por intercambiar energía en el mercado spot, pero hoy, dados los problemas de “desadaptación” que existen en el sistema, estos son traspasados en los contratos a los clientes libres, por lo que afectan directamente a las empresas.
Las lluvias han incrementado el aporte de las centrales hidroeléctricas de pasada y embalse del sistema, las que en su mayor parte de encuentran generando a toda capacidad, e incluso en algunos casos, han debido verter agua, como la central Angostura (316 MW), de Colbún.
Así, en lo que va de agosto, la generación hidroeléctrica aporta el 57,62% del total de la energía producida en el SIC. Mientras, las unidades termoeléctricas han reducido su presencia, contribuyendo con el 36,02% de la energía al sistema.
La proyección del organismo se basa en la programación semanal que hace para el despacho de las centrales, las que entran en bloques al sistema, partiendo por las más baratas (hidroeléctricas) hasta las de mayor costo, que son las unidades que funcionan con diesel.
En cualquier caso, la baja en los costos es una situación puntual, y en la medida que las centrales hidroeléctricas vayan disminuyendo su aporte, los precios volverían a subir.
Los mayores aportes
Hoy, las centrales que están realizando los mayores ingresos al sistema son las grandes hidroeléctricas de embalse.
En promedio, Ralco (640 MW) ha aportado en las últimas dos semanas el 9% de la energía generada en el sistema. Pangue ha contribuido con un 7% y las centrales Colbún y Pehuenche con otro 13%.
Asimismo, la mayor disponibilidad de agua en el sistema ha hecho que gran parte del parque termoeléctrico no sea despachado, lo que ha ayudado a contener los costos. En el caso de las carboneras eficientes -que en promedio tienen un costo de producción de energía de entre US$ 40-50 por MW-, sólo han mantenido generación continua las cuatro unidades del complejo Guacolda, la central Campiche y otras unidades del complejo Ventanas, todas de AES Gener. En el caso de Bocamina I, de Endesa, su presencia ha sido intermitente.
En tanto, la unidades en base a GNL -más caras que las carboneras- han estado casi ausentes en las últimas semanas, y sólo han sido despachadas de forma esporádica Nehuenco II y San Isidro II.
Pese al mejor panorama, las restricciones que existen en el sistema de transmisión -debido al atraso en las obras de expansión- impiden que los menores precios lleguen a todos los usuarios. Los cuellos de botella entre Alto Jahuel y Charrúa (cerca de Concepción), restringen la llegada a la zona central de la energía barata producida en la VII y VIII regiones. Lo mismo pasa de Polpaico al norte.
Central Santa María sufre desconexión por falla
Dos episodios de desconexión del sistema sufrió la central Santa María de Colbún en los últimos días. Ambos pasaron inadvertidos pese a la estrechez que vive el sistema, producto de la mayor disponibilidad de recursos hidroeléctricos.
Según comentan fuentes, la mañana del domingo la unidad, que aporta una capacidad de 350 MW al SIC, debió ser desconectada de la red por cerca de 12 horas, esto a solicitud de Transelec, que realizaba trabajos de mantención en instalaciones cercanas.
Cerca de las 22:00 horas del domingo, y una vez que las obras finalizaron, la central volvió a estar disponible para el despacho.
El segundo episodio ocurrió el lunes, cuando cerca de las 8:00 horas la central volvió a interrumpir su operación, esta vez producto de una falla menor que afectó al ducto de enfriamiento y que fue resuelta pasado el mediodía.
Tras la paralización a fines de 2013 de Bocamina II (350 MW), de Endesa Chile, por una decisión judicial, esta unidad de la generadora ligada al grupo Matte es la única carbonera de gran tamaño que se encuentra operando de forma continua en el sur del país. La primera unidad del complejo Bocamina tiene 128 MW.
julio 2, 2014 | Industria, Mundo
(Pulso) En la agenda energética, presentada hace ya casi dos meses por el Gobierno, se le otorga un rol destacado al GNL en la matriz energética nacional. No sólo se espera que sea el gas el que ayude a reducir los costos en el mediano plazo, sino que además se le erige como la solución para la contaminación por leña en el sur, se propone vender volúmenes adicionales de gas en la zona central y hasta construir un nuevo terminal de GNL en el sur.
La idea del Ejecutivo se sustenta en el nuevo rol exportador que tendrá EEUU, que decidió explotar sus reservas de shale gas o gas de esquisto. Esto a su vez ampliará fuertemente la oferta de gas a nivel mundial, lo que podría, eventualmente, ayudar a reducir los precios de este recurso en los mercados internacionales.
Pero varios expertos han levantado la voz para manifestar sus dudas de que el precio del gas a nivel mundial vaya a bajar en el mediano plazo. Uno de los más escépticos -estuvo en abril en Chile y ofreció charlas al respecto- es el economista de la U. de Texas, Gürcan Gülen, quien publicó recientemente el documento “¿Es competitivo el GNL norteamericano?”, que fue subido por el blog local Breves de Energía.
“Aunque el potencial del shale gas es grande, la productividad en las cuencas donde se produce es heterogénea y sólo en unas pocas sería rentable producir gas natural si los precios fuesen de US$4 por millón de BTU o menores. De ahí que, para satisfacer la demanda creciente, se tendrán que explotar cuencas más caras”, parte señalando en su informe.
Agrega que el costo de perforar y de operar los pozos de shale gas podría aumentar con las nuevas regulaciones ambientales, lo que sumado a lo anterior hará que el precio sostenible sea de alrededor de US$6 por millón de BTU. A ello habría que agregar otros costos, como el de transporte que añadirá US$1 por millón de BTU.
Así, un cálculo realista de costos totales de producción de gas para exportación llega a cerca de US$12 por millón de BTU, cifra que no está tan alejada de los valores a los que hoy se transa, a nivel internacional, el gas natural licuado.
En su trabajo, Gülen hace un modelamiento de los costos de transporte del gas según ubicación, el que ayudará a engrosar el valor final del gas natural.
Así, llevar el energético a terminales ubicados en zonas cercanas a los terminales de gas por mar costará US$1,3 por millón de BTU. “Si el destino es un país con costa en el Atlántico, se espera un costo de US$2 por millón de BTU y de US$3,5 por millón de BTU; si el destino es un país en la costa del Pacífico hasta US$5 por millón de BTU en el caso más costoso”, añade en su trabajo el economista.
¿Conclusión? “El GNL de los Estados Unidos comienza a perder su ventaja competitiva en Europa cuando el Henry Hub -índice de precios del gas natural dentro de Estados Unidos- alcanza valores entre US$5 y US$6 por millón de BTU. Este umbral podría ser incluso más bajo si a consecuencia del ajuste económico, la disposición a pagar por el gas natural de los consumidores europeos disminuye. Por el contrario, a los actuales precios spot y niveles de demanda en Japón, el GNL norteamericano sería competitivo en Asia”, expone.
“Sin embargo, si los costos en los Estados Unidos aumentan o el precio del GNL en Asia vuelve a su nivel pre Fukushima, ya no sería competitivo. Y si el precio del petróleo cayese, estas conclusiones se reforzarían”, cierra en su reporte.
En abril pasado, Gülen estuvo de visita en Chile. Entre otras actividades, participó de un seminario en Libertad y Desarrollo al que asistieron Alex Galetovic, Susana Jiménez, Renato Agurto, Juan Carlos Olmedo, Sebastián Mocarquer, Juan Ricardo Inostroza, Rodrigo Álvarez, Carlos Cortés, Esteban Skoknic, Ricardo Sanhueza y Alejandro Jadresic, entre otros analistas y expertos locales.
