julio 18, 2016 | Mundo
(América Economía) Argentina tiene previsto incorporar, a principios de octubre de este año, unos 1.000 millones de litros de gasoil y naftas de distinta calidad al mercado interno, lo cual implica aumentar un 5% la producción nacional de combustibles, anticiparon a Télam fuentes de la industria del petróleo.
«El 5% de combustible adicional significa que vamos a incorporar unos 1.000 millones de litros de gasoil y naftas de diversa calidad en el mercado argentino», precisó el Gerente del Complejo Industrial La Plata (CILP) de YPF, Gustavo Chaab.
El combustible adicional que se sumará al país permitirá garantizar el abastecimiento de naftas y gasoil en todo el territorio nacional, pocos meses antes que comience la próxima temporada de turismo veraniego.
En diálogo con Télam, el directivo de la petrolera nacionalizada en 2012 vinculó el crecimiento en la producción de combustibles líquidos con la puesta en marcha de la nueva planta de Coque, que se construyó en la Refinería La Plata y que será inaugurada oficialmente en octubre por el Presidente de la Nación, Mauricio Macri.
El jefe de Estado visitó hace pocas semanas el CILP para observar la marcha de las obras de la planta de Coque, en tanto aprovechó la oportunidad para conocer algunos detalles más sobre el funcionamiento global de la refinería.
Chaab anticipó también que el próximo lunes se iniciarán las pruebas definitivas para poner en funcionamiento la planta, cuya construcción demandó una inversión de aproximadamente 1.000 millones de dólares.
«Estamos muy confiados y expectantes que los ensayos resultarán exitosos», señaló.
Según los datos del Ministerio de Energía de la Nación, en 2015 se produjeron un poco más de 20.564 millones de litros de gasoil y natas, por lo cual los aproximadamente 1.000 millones que se agregarán en octubre al sistema representan un 5% del total del país.
Además, los 1.000 millones de litros que se sumarán al mercado de combustibles representan un 10% de incremento en la producción total anual de la petrolera estatal.
La nueva planta de Coque constituye la mayor inversión que se realizó en el Complejo de La Plata desde los años ´80 y principios de los ’90, ocasión en la cual se levantaron otras unidades de procesamiento como el Coque B y el Cracking Catalítico.
Con la puesta en marcha del nuevo emprendimiento se ampliará la capacidad de conversión, lo cual transformará la Refinería La Plata en «una de las más avanzadas del continente y del mundo», comentó el ingeniero Chaab.
«Esta obra tendrá un fuerte impacto en el procesamiento de crudo y la capacidad de producción de naftas y gasoil en el Complejo, y -un dato no menor y de vital importancia- es que permitirá reemplazar gran parte del combustible líquido que proviene del exterior, vía importaciones», dijo.
Según el directivo de la petrolera estatal, «ésta situación será más importante cuando se normalice la situación internacional del precio del barril de petróleo».
En términos estrictamente técnicos, el objetivo principal de la nueva unidad de Coque apunta a promover el craqueo de moléculas de hidrocarburos pesados (de alto peso molecular) a través de ciertas condiciones de proceso (más de 500° C) y suficiente tiempo de reacción (24 horas en cámaras) para convertirlos en Gas Licuado de Petróleo (GLP), naftas, gasoil y gasoil pesado.
La inversión realizada para la construcción resulta particularmente significativa para aquellos crudos pesados sometidos a la inestabilidad y la cíclica situación que atraviesa el precio internacional del barril de petróleo, como el Escalante que se extrae en la provincia de Chubut.
La nueva planta de Coque reemplazará -en parte- a la unidad que se incendió el 2 de abril de 2013, cuando se produjo un intenso y trágico temporal que afectó las ciudades de La Plata, Beriso y Ensenada.
julio 18, 2016 | Industria
(La Tercera) Se apaga la luz del carbón. El mundo no quiere seguir quemando un combustible tan cuestionado por su impacto al medioambiente y desde China a Europa, pasando por Chile, el fuerte rechazo de las comunidades y la penalización por su uso, mediante impuestos, está obligando a la industria energética mundial a orientarse hacia fuentes de generación más limpias. “Se trata de un fenómeno en el que realmente se aprecia una transición hacia el uso de las energías renovables, una energía más digitalizada que tiene como objetivo una mayor descarbonización de nuestro negocio”, dice Pierre Devillers, country manager de Engie Chile (ex GDF).
La compañía franco-belga tiene fuerte presencia carbonera en el norte del país. Devillers precisa que como grupo están en proceso “para plantearse como líder a nivel mundial” de esta tendencia y que seguirán igual línea en Chile.
Aclara que lo anterior no implica cerrar operaciones, pero que por ello descartaron el proyecto Infraestructura Energética Mejillones 2, de 350 MW, que ya tiene permiso ambiental y cuyo proceso de venta está suspendido a la espera de una estabilización del mercado eléctrico.
Otro grupo que está en la misma sintonía es Enel, que en marzo de 2015 y a través de su CEO, Francesco Starace, inició un proceso similar. Ese mes, tras una reunión histórica con el entonces director ejecutivo de Greenpeace Internacional, Kumi Naidoo, en Roma, el alto ejecutivo italiano anunció la eliminación gradual de los combustibles fósiles, para reemplazarlos por energías renovables. Dos meses después, en entrevista con Financial Times, dijo que “la era del carbón ha terminado” como fuente de energía.
Actualmente en Chile, el carbón representa el 33% de la generación del Sistema Interconectado Central (SIC) y el 79% en el caso del Sistema Interconectado del Norte Grande (Sing).
El mercado de carbón viene cayendo desde 2011 por el exceso de oferta global y la menor demanda de grandes consumidores como China, que busca limpiar sus cielos. En los últimos cinco años, el precio del combustible se ha reducido en torno a 60%
Días después de asumir, el presidente de Enersis Chile, Herman Chadwick, especificó que el grupo no invertirá más en centrales a carbón, decisión que implica que la compañía se quedará sólo con central Bocamina, operación a carbón en la que la firma invirtió unos US$ 100 millones en mejoras ambientales.
En opinión del secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Andrés Romero, la descarbonización de las generadoras “es una tendencia de largo plazo y tiene lugar, básicamente, porque en energía se hunde mucho capital, el cual se amortiza en un largo tiempo y lo que están pensando hoy las compañías, probablemente, es que a futuro los acuerdos climáticos serán más fuertes y afectarán esas inversiones”, explica.
Con su visión coincide Juan Clavería, experto en energía y ex gerente general de GDF Suez. “Es una tendencia mundial a la que es imposible oponerse, toda vez que a medida que avanza el tiempo, la población mundial es cada vez más sensible a los efectos del calentamiento global”, comenta.
La chilena Colbún también está en la misma línea. Su objetivo es generar un mix de proyectos más limpios, asegura su gerente general Thomas Keller (ver entrevista en páginas 14-15).
Aunque su capacidad generadora es un 90% térmica, en Gener también están disminuyendo su uso de carbón, cambiándolo por gas natural, como lo reconoció el grupo hace unos meses en una presentación ante inversionistas . Y también quieren crecer en Energía Renovables No Convencionales (ERNC) e hidroelectricidad.
Pero Hugh Rudnick, académico de la Escuela de Ingeniería de la Universidad Católica, acota que hoy los combustibles más baratos del sistema eléctrico son el agua y el carbón. Por eso, advierte, una descarbonización de la matriz podría elevar fuertemente sus costos a mediano y largo plazo.
[El final de la era de los combustibles fósiles ha llegado… para la electricidad]
julio 15, 2016 | Industria
(La Tercera) Las empresas que presenten proyectos a gas en la licitación eléctrica del 27 de julio corren con desventaja y de acuerdo a expertos de la industria, algunas iniciativas podrían quedar fuera de carrera por las exigencias establecidas en las bases.
Si bien el lunes pasado la Comisión Nacional de Energía (CNE) ingresó la última modificación a las bases de la licitación eléctrica a clientes regulados (hogares y pymes), ésta sólo consideró introducir una alternativa al período de vigencia de la boleta de garantía de los proyectos, de un año (el anterior era de cinco años), haciéndolo renovable hasta el inicio del suministro del bloque adjudicado.
Sin embargo, el Ejecutivo no se hizo cargo de otra preocupación de interesados en la subasta: el precio de indexación del petróleo Brent.
Cercanos a la licitación advierten un cambio de criterio por parte del Ejecutivo frente a la indexación de precios del petróleo, lo que haría poco competitiva la oferta a gas, considerando el uso en las bases del escenario Referent Case, que considera precios cercano a los US$ 90 por barril entre el 2021 al 2030; en desmedro del escenario planteado por el Low Oil Case, que considera precios cercanos a los US$ 60 en igual periodo de tiempo, y que fue utilizado en la subasta de 2015.
Este cambio no ha sido visto con buenos ojos por quienes están interesados en ingresar al sector eléctrico nacional con proyectos en base a gas natural, puesto que consideran que están en desventaja frente a la oferta que pueden hacer las centrales en base a generación hídrica y a carbón, y poniendo en riesgo las iniciativas que postularían entrantes como Enap, Gas Natural Fenosa e IC Power.
Ramón Galaz, director de la consultora Valgesta, sostiene que las firmas ya debieran tener incorporada esta situación, “que tiene como efecto que en el caso particular del gas natural o las ofertas que pudieran estar basadas en este combustible se tornen menos competitivas producto del indexador que se utilizará”, afirmó.
Galaz agregó que este nuevo escenario, los inversionistas que se presenten con proyectos a gas tendrán “que evaluar si pueden hacer su mejor esfuerzo y si pueden participar finalmente”.
El caso de Enap
Una de las firmas que podría verse afectada es la estatal Enap, que a través de su joint venture con la japonesa Mitsui participaría en la licitación.
“La gran pregunta que uno se hace es porqué Enap tenía que entrar al mercado”, sostuvo Susana Jiménez, economista de Libertad y Desarrollo (LyD). Afirma que independiente de la evolución de los precios de los combustibles, se debió tener en cuenta los vencimientos de contratos de firmas que irán con precios bastante atractivos a la licitación, haciéndola competitiva por sí misma.
Sin embargo, tanto Galaz como Jiménez afirman que la licitación eléctrica de todas formas alcanzará una alta participación y precios bajos.
[Tras reparos de eléctricas CNE anuncia cambios a las bases de la licitación]
julio 13, 2016 | Mundo
La Asociación Regional de Empresas del Sector Petróleo, Gas y Biocombustibles en Latinoamérica y el Caribe (Arpel) elaboró el documento «Oportunidades para el desarrollo de petróleo y gas no convencional en América Latina y el Caribe».
La publicación se hizo, según un comunicado de Arpel, con el objetivo de compartir con todos los grupos de interés los aspectos más relevantes relativos a la exploración y explotación de hidrocarburos no convencionales (shale/tight petróleo/gas) así como propuestas para que su desarrollo en América Latina y el Caribe se realice de una manera sostenible y para beneficio de los países de la Región.
Entre 2005 y 2015, la región de América Latina y el Caribe experimentó un crecimiento de su Producto Interno Bruto de aproximadamente 3,5% anual y los hidrocarburos no convencionales presentan una oportunidad histórica para abastecer a la región de la energía que necesita para continuar por ese sendero. Los avances tecnológicos y la experiencia ganada permiten que algunos de estos proyectos sean técnica y económicamente viables, en un marco sostenible.
El documento elaborado por Arpel propone alternativas para alcanzar altos niveles de excelencia en lo que refiere a asuntos como la gestión del agua, el uso de la tierra, la aplicación de aditivos químicos y estándares operacionales de avanzada y así asegurar una explotación social y ambientalmente sostenible de estos recursos no convencionales. A su vez, el documento realiza algunas propuestas regulatorias para facilitar el desarrollo de los no convencionales, teniendo en cuenta sus particularidades en cuanto a las inversiones necesarias, perfil de producción, logística y tecnología aplicada. Con el fin de aportar rigurosidad técnica al debate, las alternativas provienen de mejores prácticas descritas en una amplia gama de informes científicos y de políticas publicados por organizaciones gubernamentales e intergubernamentales así como por asociaciones de la industria cuya misión es apoyar la implementación de prácticas sostenibles por parte de las empresas de petróleo y gas.
Entre las múltiples recomendaciones que se desarrollan en el documento, se señala la necesidad de que los gobiernos y la industria aprovechen iniciativas colaborativas para establecer e implementar políticas y mejores prácticas de gestión del agua que sean eficientes y permitan un desarrollo sostenible de los recursos hidrocarburíferos no convencionales, como por ejemplo Thirsty Energy del Banco Mundial. Se destaca también la importancia de realizar, a lo largo del ciclo de vida del proyecto, un monitoreo previo -y durante todo el proyecto- de la calidad del agua dulce subterránea, con participación de representantes del gobierno y de las comunidades adyacentes.
También se recomienda poner a disposición los resultados al público en general y que los resultados de esta evaluación sean confirmados periódicamente a través de empresas independientes y certificadas. Además, se recomienda asegurar la existencia y cumplimiento de regulaciones asociadas a la disposición de agua de retorno y de las características y controles de pozos inyectores y sumideros, fomentando un mayor uso del reciclado como buena práctica de gestión. El relacionamiento responsable con las comunidades es otro de los puntos abordados en el documento. En este sentido se sugiere maximizar la comunicación transparente con las comunidades en cuanto a las operaciones, como por ejemplo niveles y orígenes de consumo de agua, aditivos químicos utilizados en la estimulación hidráulica y alternativas de tratamiento, estableciendo un proceso adecuado y de común acuerdo, así como ampliar el alcance de la comunicación utilizando mecanismos similares a los que se usan en Europa (NGS Facts) y en Estados Unidos de América y Canadá (FracFocus).
Los recursos no convencionales representan una fracción importante de los recursos hidrocarburíferos en varios países de América Latina y el Caribe. Es así que el desarrollo sostenible de estos recursos permitirá garantizar una fuente adicional de energía, diversificar el portafolio de la matriz energética y acompañar los esfuerzos de los Estados para alcanzar niveles cada vez mayores de prosperidad. Este Libro Blanco es un documento único que permitirá apoyar tanto a gobiernos como a la industria, así como a otros grupos de interés, a desarrollar las bases para un desarrollo sostenible de recursos no convencionales para el beneficio duradero de toda la sociedad de los Estados de América Latina y el Caribe.
julio 12, 2016 | Industria
(La Tercera) Las inquietudes que planteraron en las últimas semanas varios actores del sector eléctrico, respecto de ciertas exigencias para la licitación que comienza el 27 de este mes y que amenazaban con dejar fuera a algunos oferentes, se hicieron sentir en la Comisión Nacional de Energía (CNE).
Ayer, día en que vencía el plazo para realizar cambios a las bases de la subasta por cerca de 12.500 GWh para 2021-2041, que incluye a los clientes regulados (hogares y pymes), la CNE anunció los ajustes.
En concreto, incorporó la posibilidad de presentar alternativamente, para los proyectos nuevos (que no han iniciado su construcción o no tienen clasificación de riesgo), “una boleta de garantía de seriedad de la propuesta con una vigencia de al menos un año, renovable sucesivamente hasta el inicio de suministro del bloque adjudicado o hasta la entrega del informe de clasificación de riesgo definitivo”.
Antes de este cambio, se establecía que los proyectos nuevos debían acompañar boletas de garantías por cinco años o más (equivalentes a cuando comenzaban a suministrar o cuando obtuviesen la clasificación de riesgo), lo que, comentaron algunas fuentes, no estaban otorgando los bancos.
Dicha exigencia ponía en riesgo las iniciativas con las que postularía gran parte de las firmas de Energía Renovable No Convencional (ERNC) y actores entrantes, como Enap a través de su joint venture con Mitsui, Gas Natural Fenosa, IC Power con la central Los Rulos, entre otros.
Por la mañana, el ministro de Energía, Máximo Pacheco, había dado indicios de los cambios en las bases, pues la inquietud le parecía “perfectamente atendible”, según dijo tras participar del seminario “Las perspectivas del sector energético chileno en el corto, mediano y largo plazo”, del World Energy Council (WEC).
En el mismo evento, tanto Herman Chadwick, presidente del directorio de Enersis Chile, como Marcelo Tokman, gerente general de Enap, se habían manifestado expectantes respecto de la decisión.
Las otras exigencias
Pero las boletas de garantía eran sólo uno de los temas que inquietaba a la industria. Representantes del sector ven con preocupación que no se hayan modificado dos exigencias que también podrían afectar a los proyectos nuevos.
Una de ellas corresponde a las curvas de combustibles para el cálculo del precio nivelado. Sobre este punto, fuentes ligadas a algunas firmas interesadas en participar en esta licitación advierten de un cambio de criterio en el Ejecutivo respecto de los precios del petróleo a indexarse en la oferta.
Las mismas fuentes explican que en la licitación de octubre de 2015, la CNE consideró dentro de sus bases el escenario de precios del petróleo del Low Oil Case. Sin embargo, para esta subasta habría recurrido a otro escenario, denominado Reference Case, el que apareció en el informe Energy Outlook de este año.
Las empresas interesadas sostienen que este cambio de mirada hace poco competitiva a la oferta en base a gas natural, puesto que el informe del Reference Case contempla precios entre los US$ 90 por barril del 2021 al 2030, mientras que Low Oil Case considera precios cercanos a los US$ 60 en igual período.
Las fuentes señalan que la solución pasaba por cambiar las curvas de las bases al Low Oil Case de 2016, reporte que apareció publicado esta semana. Agregan, además, que al no realizarse estos cambios, y debido a la influencia de los precios del petróleo en los del gas natural, la licitación beneficiaría a generadoras en base a carbón e hidroelectricidad, con costos bastante menores.
Antes de que se conociera que esta materia se mantiene tal cual, Tokman había señalado que “todas estas variables, obviamente, afectan los cálculos que se llevan a cabo para poder ofertar”.
De todos modos, precisó, “cualquiera sea la definición de la autoridad, haremos el mayor de los esfuerzos para presentar la alternativa más competitiva posible en cuanto a precio”.
La otra exigencia consiste en las denominadas ofertas condicionadas, que se hacen en al menos dos bloques. Las fuentes comentan que, según las bases, sólo se pueden hacer este tipo de ofertas si es que son iguales en los bloques ofertados.
Como quedó establecido en las bases, agregaron las fuentes, es una inflexibilidad innecesaria que sólo castiga a los nuevos proyectos que están entrando en servicio precisamente en esos años y no pueden garantizar disponibilidad total de energía en el bloque 1, pero sí pueden hacerlo para el bloque 3, por ejemplo.
[La exigencia de la licitación que complica a las eléctricas]
