abril 19, 2016 | Comunidad
(ELECTRICIDAD 193) El proyecto de ley que modifica el sistema de Transmisión comenzó su análisis en el Senado, donde se estableció que los llamados polos de desarrollo tengan un 20% de generación proveniente de Energías Renovables No Convencionales (ERNC), eliminando la indicación hecha en la Cámara de Diputados, donde se propuso que estas tuvieran hasta 70% de presencia en estas zonas. Esto provocó el rechazo de organizaciones ambientalistas y ciudadanas, pues consideran que se deja la puerta abierta a grandes proyectos de embalses o termoeléctricas, por lo que afirman que los polos de desarrollo serían en realidad “zonas de sacrificio”. Esta idea no es compartida por algunos especialistas del sector.
Sergio Barrientos, gerente general de Surenergía
“No estoy de acuerdo en que se llamen zonas de sacrificio, porque lo más adecuado es definirlo como polos de desarrollo con efectos secundarios”.
1. ¿Está de acuerdo en que el proyecto de transmisión tiene zonas de sacrificio en vez de polos de desarrollo?, ¿Por qué?
No estoy de acuerdo en que se llamen zonas de sacrificio, porque lo más adecuado es definirlo como polos de desarrollo con efectos secundarios. Esto también depende desde la óptica con que se mire el tema, porque la percepción de un propietario de terrenos por donde pasaría una línea de transmisión podría considerarse una zona de sacrificio, si se percibe como algo negativo, pero quienes necesitan de la infraestructura energética como las viviendas, el comercio y las empresas van a estar muy interesados en que sean llamadas zonas de desarrollo. Lo más recomendable sería reconocer que este concepto tiene cosas positivas y negativas, pero lo fundamental es que los sistemas de transmisión son necesarios y el desarrollo, como lo conocemos ahora, no sería posible sin líneas de transmisión.
2. ¿Cree que es perjudicial reducir de 70% a 20% la participación de las ERNC en un polo de desarrollo?
No. Creo que es innecesario ligar sistemas de transmisión con un abastecimiento de energía que tenga una cierta tecnología. Decir que es perjudicial haber bajado la participación de energías renovables en ciertas zonas es la opinión de un grupo con intereses económicos claros. Tampoco sería negativo en términos medioambientales, ya que la instalación de líneas de transmisión tiene un efecto mínimo y circunscrito en la zona en que están presentes. Probablemente esto, si llega a ser ley, tendría que cambiarse en el tiempo debido a que es mejor que las zonas fueran libres, sin designaciones previas: Si una zona es solar que se ocupe el 100% y los mismo sería para una zona hidro. En este contexto no se podría decir que la menor participación de ERNC sería algo perjudicial.
3. ¿Cree que esto sería un subsidio indirecto por parte del Estado a las empresas energéticas?
No lo veo así debido a que, tanto la energía convencional como la renovable siempre es una apuesta sobre cómo se va a desarrollar a futuro. Esto depende no solo de si el Estado sube o baja la participación de las ERNC en ciertas zonas, porque depende de otros factores como la demanda y el precio de los combustibles. Asignarle un efecto positivo o negativo a un sector en particular no se relaciona con ningún tipo de subsidio.
4. ¿Cree que esto provocará un aumento en la conflictividad en torno a proyectos energéticos?
No creo que sea necesariamente conflictivo puesto que esto depende también de la mirada que tengan los desarrolladores de proyectos; de si son buenos negociadores o si se contactan tempranamente con las comunidades para evitar problemas.
Patricio Segura, vocero de Patagonia sin Represas
“Cuando se impone de forma externa un tipo de desarrollo a un territorio, más allá de lo que ha definido esa comunidad, las necesidades de otros sectores productivos o sus estrategias de desarrollo regional, se está efectivamente sacrificando a esas zonas a destinos distintos de los que ellos han definido”.
1. ¿Está de acuerdo en que el proyecto de transmisión tiene zonas de sacrificio en vez de polos de desarrollo?, ¿Por qué?
Sí. Cuando se impone de forma externa un tipo de desarrollo a un territorio, más allá de lo que ha definido esa comunidad, las necesidades de otros sectores productivos o sus estrategias de desarrollo regional, se está efectivamente sacrificando a esas zonas a destinos distintos de los que ellos han definido. Lo hemos visto en Aysén: todos los instrumentos apuntan a ERNC, a autoabastecimiento, y el gobierno insiste en imponer grandes represas para exportación.
2. ¿Cree que es perjudicial reducir de 70% a 20% la participación de las ERNC en un polo de desarrollo?
El ministro Pacheco ha dicho por los medios que esta ley incentiva las ERNC. Entonces, ¿por qué la insistencia en rebajar de un 70% a un 20% la fuente ERNC para que un territorio sea definido como polo de desarrollo energético? En el fondo, cuando deja la puerta abierta a que un tipo de proyecto (grandes represas), que en muchas partes incluso ya no es considerado renovable, se desarrolle y beneficie por esta ley, desincentivará el desarrollo de iniciativas de escala menor. El sentido común lo dice: si queremos incentivar las ERNC, pongamos una cuota que avance a ese fin.
3. ¿Cree que esto sería un subsidio indirecto por parte del Estado a las empresas energéticas?
Si el Estado se encarga de definir trazados, hacer los estudios e incluso asumir los costos de expropiación, para que luego el privado construya y obtenga las utilidades, por cierto que es un subsidio. Si definimos la energía como un servicio público debe dejarse de ver solo como un negocio y avanzar con fuerza en aspectos como la eficiencia y ahorro energético. Lo importante no es que nos convirtamos todos en clientes de las eléctricas, sino cómo nos autoabastecemos para vivir en dignidad. Y en eso, el gobierno falla medio a medio con sus políticas. Por eso podemos decir que sus proyectos benefician, a fin de cuenta, a las grandes empresas de la energía.
4. ¿Cree que esto provocará un aumento en la conflictividad en torno a proyectos energéticos?
Cuando no consideras a la gente, cuando intentas imponer tu mirada, eso indefectiblemente genera conflictos. Es necesario recordar que la Agenda de Energía y la necesidad de una Política Energética no parte motivada por un acto de autoconsciencia del Estado o las empresas, fue una necesidad producto de los procesos de movilización ciudadanos ante proyectos mal concebidos, mal ejecutados e incoherentes con lo que el país y los territorios estaban demandando. Lo que el Ministerio de Energía está proponiendo, con otro nombre y un aura de participación, es más de lo mismo.
abril 19, 2016 | Mundo
(AméricaEconomía) El secretario de Energía Eléctrica, Alejandro Sruoga, estimó en US$800 millones la inversión privada que se ofertará en la convocatoria prevista para aumentar la capacidad de generación térmica, con vistas a paliar el déficit de suministro del próximo verano.
“Es el primer testeo a la confianza del inversor privado en cuanto a financiar al Estado, pero en definitiva al usuario final de la electricidad”, afirmó Sruoga, en referencia a la licitación orientada a elevar la disponibilidad del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) y satisfacer requerimientos de la demanda.
El funcionario sostuvo, en declaraciones formuladas a Télam, que “estamos saliendo de un sistema muy subsidiado, donde el Estado tomaba el pago de todas las obligaciones, y queremos que sean los usuarios los que terminen pagando el costo del servicio”.
Las inversiones privadas para incrementar la capacidad de generación térmica y de producción de energía eléctrica asociada se pondrán en marcha a partir de junio, a fin de evitar baches en el suministro el próximo período estival, durante el invierno de 2017 y en el subsiguiente verano 2017-18.
El llamado apunta a incorporar entre 400 y 1.000 Mw (megavatios) al sistema, hoy en “palmario estado crítico”, según advirtió Cammesa (Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico) en febrero pasado.
Sruoga recordó que “cuando asumimos había cuatro proyectos de ciclo combinado en curso, dos de Enarsa (Ensenada y Brigadier López) y dos que hacían los privados con supervisión del Estado en el ámbito de Cammesa (Vuelta de Obligado y Guillermo Brown)”.
Son cuatro centrales parecidas, de 800 Mw, donde se instalan primero las dos turbinas de gas, de 500 a 600 Mw, y después en el cierre del ciclo y para lograr mayor eficiencia se agregan 200 a 300 Mw más.
El secretario advirtió que en esas cuatro centrales “estamos tratando de solucionar los problemas para concluir los proyectos de cierre de los ciclos”.
“Las dificultades que hay nos va a llevar a que se demoren un poco las obras; los mil Mw que pensábamos tener disponibles a partir del cierre de los cuatro ciclos este año no lo vamos a tener porque hay cuestiones contractuales a resolver”, explicó.
En cuanto a la nueva licitación, las ofertas técnicas se conocerán el el próximo 9 de mayo y Sruoga detectó inclusive “el interés de inversores que no están actualmente en el sistema, de aportar con nuevos proyectos”.
De todos modos se espera que las propuestas provengan en su mayor parte de generadores actuales, dadas las restricciones de la convocatoria en cuanto a los plazos requeridos, la logística de los combustibles líquidos y la capacidad de los gasoductos, y el acceso a la red eléctrica.
Sruoga precisó que los módulos serán de 10 MW por grupo y no menos de 50 en el conjunto, ya que “no queremos pequeños equipos para no repetir experiencias que no fueron buenas soluciones para el sistema”.
El equipamiento importado será provisto por los únicos proveedores del mercado: la alemana Siemens, la estadounidense General Electric y probablemente la japonesa Mitshubishi.
“No tenemos una restricción a priori de cuántos MW vamos a contratar; y lo que ofrecemos son contratos de largo plazo, a 10 años, dolarizados, con una remuneración por la capacidad disponible y por costos variables no combustibles”, precisó el secretario.
El objetivo de máxima del Ministerio de Energía y Minería es incorporar el equivalente de una central típica de ciclo combinado, de unos 800 MW, pero que demoran entre dos y tres años en instalarse.
“Vamos a hacer la previsión de funcionamiento en base a la demanda a abastecer y simular la incorporación de las ofertas al sistema, qué beneficios traen, y en función de eso ver si tomamos todas, alguna o ninguna”, concluyó Sruoga.
abril 18, 2016 | Mundo
(El Mercurio) Para los inversionistas con abundante efectivo -y nervios de acero-, los vapuleados activos de Brasil se ven atractivos.
Algunas de las empresas más importantes del país, como la estatal Petróleo Brasileiro SA y el gigante del hierro Vale SA, están vendiendo activos a sus precios más bajos en años en medio de la crisis económica y política.
Estas y otras compañías brasileñas luchan para reducir su deuda mediante desinversiones. Petrobras y Vale buscan vender hasta US$ 20.000 millones en activos, lo que hace que Brasil sea atractivo para los inversionistas con perfil de riesgo alto.
«Los inversionistas de private equity ven un país que es bueno para la inversión a largo plazo», dice Fernando Borges, director gerente y codirector de Carlyle Group en Brasil y Sudamérica.
Vale, el mayor productor mundial de mineral de hierro por ingresos, ha sido golpeado por la caída de los precios de esta materia prima. La minera indicó en febrero que consideraría desprenderse incluso de activos estratégicos para reducir su deuda, que llegaba a US$ 25.000 millones al cierre de 2015, a US$ 15.000 millones dentro de 18 meses. Esto se suma a su actual programa de venta de activos no esenciales por entre US$ 4.000 millones y US$ 5.500 millones.
Petrobras, debilitada por un enorme escándalo de corrupción y el derrumbe de los precios del crudo, ha indicado que pretende vender US$ 15.000 millones en activos este año y otros US$ 42.000 millones hasta finales de 2018 para reducir sus altísimos niveles de deuda.
La empresa ha puesto en venta su filial argentina, así como algunas operaciones de distribución energética, parte de un negocio de distribución de gas natural y varios yacimientos petroleros menos atractivos, entre otros activos. La amplia variedad de activos en venta está atrayendo incluso a rivales locales.
«Petrobras tiene activos interesantes que vamos a evaluar», dice Rubens Ometto, presidente de la junta de Cosan SA, fabricante brasileño de azúcar y etanol, y menciona el gas natural como un sector que le interesa a su empresa. Brasil tiene la mayor flota de autos que pueden andar tanto con gasolina como con etanol a nivel mundial y Cosan posee una empresa conjunta con Royal Dutch Shell, que distribuye ambos combustibles en todo el país.
Sin embargo, no son sólo grandes empresas las que se ven obligadas a vender. La economía de Brasil se contrajo 3,8% en 2015, y se prevé que vuelva a retroceder a una tasa similar.
La recesión ha dado lugar a un enorme aumento del número de empresas que solicitan protección bajo la ley de bancarrota. Solamente en el primer trimestre, 409 compañías buscaron alivio, más del doble que en el mismo período de 2015, según la agencia de crédito Serasa Experian.
Los bancos de inversión locales han recibido mucho interés de inversionistas internacionales que consideran realizar fusiones y adquisiciones en Brasil, y es probable que la actividad se acelere hasta fin de año, afirma Alberto Fernandes, vicepresidente de Itaú BBA, división de banca de inversión del gigante Itaú Unibanco Holdings.
El volumen de fusiones y adquisiciones en Brasil alcanzó 109.000 millones de reales (US$ 30.900 millones) el año pasado, frente a 192.700 millones de reales en 2014, según la Asociación Brasileña de Entidades de los Mercados Financiero y de Capitales (Anbima).
Los inversionistas que buscan obtener ganancias rápidas deberían tomar recaudos, ya que incluso a precios de remate, muchos activos podrían demorar años en generar utilidades, dado el actual entorno. «Brasil es para inversionistas que buscan un retorno en un horizonte de 10 años», asevera Martin Escobari, director de operaciones latinoamericanas de la firma de private equity estadounidense General Atlantic.
La volatilidad proviene de varios factores, entre ellos la investigación de corrupción, conocida como Operación Lava Autos, en torno a Petrobras, que está lastrando los vitales sectores del petróleo y la construcción. La economía se está hundiendo tras registrar en 2015 la mayor contracción en 35 años. En tanto, los esfuerzos para destituir a la Presidenta Dilma Rousseff han sido celebrados por los mercados, pero es poco probable que conduzcan a una rápida recuperación económica.
Aunque podría haber un cambio de gobierno, su historial de inmiscuirse en industrias clave de la economía genera dudas en algunos inversionistas. Un buen ejemplo es el sector de energía eléctrica, donde los controles de precios minoristas implementados por el gobierno de Rousseff socavaron a los distribuidores y desalentaron la inversión de las empresas de generación.
Esos controles de precios se han levantado, pero los inversionistas mantienen la cautela. La interferencia estatal ha dado lugar a serias dudas sobre la estabilidad del marco regulatorio, dice Alexandre Furtado, analista de la consultora Lopes Filho & Associados, en Rio de Janeiro.
abril 18, 2016 | Industria
(La Tercera) La Asociación de Generadoras, informó que en el último año hidrológico (que va desde abril de 2015 a marzo de 2016), los costos marginales en el Sistema Interconectado Central (SIC) cayeron 43% respecto del período anterior (2014-2015).
Según datos del CDEC-SIC, este indicador (que hace referencia al precio al que las generadoras transan sus necesidades de corto plazo entre sí) está en sus niveles más bajos en una década.
Tomando como referencia a la barra de medición Quillota 220 KV, los costos marginales tuvieron como promedio en los últimos 12 meses (abril 2015- marzo 2016) un valor de 70,8 US$/MWh, por debajo de los 123,9 US$/MWh de los 12 meses anteriores, y 55% menor que el promedio de los anteriores últimos cuatro años hidrológicos (abril 2011 – marzo 2015).
Rodrigo Solís, director de estudios y contenidos de la Asociación de Generadoras, afirmó que entre los factores que influyen en este resultado, las mejores condiciones hidrológicas es uno los puntos “más importantes”.
A lo anterior, Solís sumó como factores “el nivel de precios de los combustibles fósiles que sufrió una baja importante desde mediados del año pasado, y los mayores aportes de tecnología en base a recursos renovables, solar principalmente en el norte del SIC”.
[Nuevo escenario de costos acerca al sector eléctrico a la época del gas argentino]
Mayores facilidades
Para Andrés Salgado, director técnico ejecutivo del CDEC-SIC, desde 2006 que no se presentaban en el SIC costos marginales en niveles tan bajos durante el mes de marzo.
El ejecutivo señaló que existe otro factor que justifica la caída en los costos. “La creciente puesta en servicio de nuevos proyectos de generación, en donde los inversionistas han visto una mayor facilidad para concretar sus emprendimientos”, sostuvo.
Salgado agregó que, a su juicio, es importante resaltar que si bien existe un importante aumento de la oferta de energía en la zona norte del SIC, ésta no ha podido ser aprovechada de manera completa, debido a que la capacidad actual del sistema de transmisión desde el norte al centro es aún limitada.
“Estas restricciones debieran superarse en la medida que se concreten los proyectos de transmisión actualmente en construcción”, sostuvo el director del CDEC-SIC.
abril 17, 2016 | Industria
A raíz de la emergencia que ha provocado la crecida del caudal del río Tinguiririca, Enap informó que durante la mañana de este domingo, personal de la planta de San Fernando de Enap detectó una baja en la presión del oleoducto sur. Ante dicha anomalía, y siguiendo los protocolos establecidos, se activaron los planes de contingencia y se detuvo el flujo en el oleoducto, ante la posibilidad eventual de una rotura en el cruce con el río Tinguiririca. Para ello, se cerraron las válvulas en ambas riberas del río.
La compañía indicó que tal como corresponde en este tipo de situaciones, se realizaron pruebas de hermeticidad, las que concluyeron una eventual pérdida de contención del oleoducto sur, en el kilómetro 355, justo en el cruce con el río. Agregó que las condiciones actuales del caudal hacen imposible la llegada de equipos especializados para confirmar una eventual rotura en el centro del río y efectuar una estimación inicial de alguna pérdida o fuga.
La empresa manifestó que se dio aviso a las autoridades pertinentes y a la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC), y que dispuso todos sus equipos disponibles, maquinaria y personal técnico calificado, para mantener una permanente inspección en la ribera norte y sur del río Tinguiririca.
Desde la estatal destacaron que las distintas plantas de Enap mantienen stock suficiente para asegurar el suministro durante la semana. Eventuales complicaciones se están resolviendo en forma directa con los distribuidores.
