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Precio promedio de las bencinas se ubica bajo los $700 por primera vez en un año

Precio promedio de las bencinas se ubica bajo los $700 por primera vez en un año

(El Mercurio) Una nueva disminución de $5,4 experimentarán esta semana los combustibles, según el informe semanal de la Empresa Nacional del Petróleo (Enap). Se trata, una vez más, de la máxima variación negativa que permite el sistema de estabilización de precios conocido como Mepco. Así, la gasolina de 93 octanos tendrá un valor de referencia de $653, la de 95 descenderá a $694 y la de 97 se comercializará a $742.

Este nuevo descenso marca un hito doble. Primero, porque desde el 11 de febrero de 2015 -cuando las bencinas llegaron en promedio a $696-, que no se veía que el precio de las bencinas de 95 octanos bajara la barrera de los $700.

Las razones que proporciona Enap para explicar esta baja se deben principalmente a que durante el período del 8 al 19 de febrero, el mercado internacional de la Costa del Golfo de México subió el precio de la gasolina regular mientras que bajó el precio de los demás productos.

«Por un lado, ha venido existiendo una sobreoferta de petróleo en el mundo y a esa sobreoferta se une que la expectativa de la demanda y el crecimiento mundial está cayendo», detalla a su vez la economista jefe de Econsult, Michèle Labbé.

El segundo hito es que con esta caída se cumplen 6 meses de disminución constante del precio de las gasolinas, con la sola interrupción con una subida de $1 el 21 de octubre del año pasado. Los especialistas esperan que esta tendencia a la baja se repita la próxima semana.

En regiones

Los lugares que tendrán combustibles más baratos para esta semana serán las regiones de Arica y Parinacota y del Maule, con un valor promedio de $684. En contraste, la Región de Aysén seguirá siendo una de las zonas del país con mayor valor de las bencinas, llegando esta semana a $794 promedio, según cálculos de «El Mercurio» sobre la base de los datos del portal Bencinasenlínea.cl.

En la Región Metropolitana, la bencina de 93 octanos tendrá un valor promedio de $651, mientras que la de 97 octanos alcanzará los $727.

El diésel -que también cayó $5,4 esta semana- se sigue ubicando como el combustible más barato y llegará a $400 en promedio. En la Región Metropolitana, su valor será de $390.

Vehículo eléctrico completó 10 etapas del Rally Dakar

Vehículo eléctrico completó 10 etapas del Rally Dakar

Acciona, multinacional española de infraestructuras, agua, servicios y energías renovables, presentó la nueva versión del Acciona 100% EcoPowered, vehículo eléctrico de competición de la categoría T1, diseñado íntegramente siguiendo la reglamentación técnica y de seguridad FIA-ASO. El modelo completó diez etapas del Rally Dakar, un 80% de la carrera, la prueba off road más dura del mundo automovilístico.

El auto tiene como objetivo demostrar la viabilidad y potencial de las energías renovables aún bajo las condiciones más extremas: este es el único vehículo 100% eléctrico que ha finalizado una fecha del calendario mundial de rallies, con su exitosa performance en el Rally Internacional de Marruecos, explicaron en Acciona.

Construido integralmente por la empresa española, cuenta con un pack de ocho baterías de litio que le dan una potencia de 300 CV con 6000 rpm, tracción 4×4 y cambio de marchas secuencial, que junto a la reducción de 45% en el peso respecto a su predecesor, entrega una performance mejorada y eficiencia única, que demuestra la capacidad tecnológica para posicionar las energías limpias como una alternativa real a los combustibles fósiles y a sus emisiones de CO2 que provocan el calentamiento global.

La empresa inició en 2011 su trilogía con el uso de energías renovables en diferentes tipos de vehículos, destacando su participación en el Vendeé Globe, a bordo de un velero que dio la vuelta al mundo en solitario, sin escalas y sin consumir combustible fósil, y el viaje al Polo Sur usando velas para capturar el viento.

https://youtu.be/xJyxEQZSMlw

EcoPowered

El modelo integra un motor eléctrico dual síncrono de alta eficiencia equivalente a 300 CV, de 6000 rpm con solo 80 Kg de peso, (frente a los más de 280 Kg de sus equivalentes en combustión interna). Tiene capacidad de ocho packs de baterías de altas prestaciones, ultraligeras y con capacidad de recarga rápida en 60 minutos, freno regenerativo amortiguación hidráulica-nitrógeno totalmente regulable y dirección servoasistida, de altas prestaciones y resistencia.

En cuanto al diseño exterior, cuenta con paneles solares fotovoltaicos de alta eficiencia, integrados en el techo y que generan hasta 100 wh (12V) permiten recargar el sistema de alimentación primario del vehículo: componentes electrónicos, sistemas de navegación, de iluminación y de comunicación. Los neumáticos 245/85 R16 ofrecen un menor rozamiento, para hacer aún más eficiente el vehículo que tiene como objetivo principal competir contra el gasto de energía, demostrando la capacidad de las energías renovables.

Uno de los principales desafíos del proyecto fue el diseño del sistema de baterías y de la propulsión eléctrica, que está creado para garantizar una elevada autonomía en todo tipo de terrenos, potenciando el comportamiento dinámico del vehículo y mejorando la autonomía tras una modificación global del modelo previo (Acciona 2014), explicaron sus promotores.

Infografía auto eléctrico Acciona

Especificaciones técnicas

• Categoría: NRJ OPEN
• Autonomía: 200 km de autonomía en condiciones de carrera
• Dimensiones: Longitud total: 4,60 m / Ancho total: 2,00 m (2,20 m máxima FIA)
• Distancia entre ejes: 2,90 m
• Altura: 1,80 m (variable en función de compresión amortiguación)
• Peso Máximo: 2.100 kg
• Carrocería: Carbono con células fotovoltaicas incorporadas
• Motor: Eléctrico de 250 kW y 6000 rpm
• Potencia: 300 CV
• Par Motor: 800 Nm
• Baterías: De alto rendimiento 150 kW, carga rápida en 60 minutos
• Velocidad Máxima: 150 km/h auto-limitada electrónicamente
• Consumo Energético (Kwh): De 20 a 45 kW h/100 km (en función del tipo de terreno)
• Emisiones de CO2: 0 g
• Recarga de baterías: Toma de corriente doméstica (220 V), conexión industrial (400 V) y sistema de recarga rápida (50 kW h)

Generación hidráulica superó a la térmica en enero, a diferencia de 2015

Generación hidráulica superó a la térmica en enero, a diferencia de 2015

(El Mercurio) La energía generada por medio de centrales hidroeléctricas fue mayor en enero de este año que en el mismo lapso del año pasado.

Según datos del Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado Central (CDEC-SIC), entre el 1 y el 31 de enero de 2016 se generaron 2.183 gigawatts hora (GWh) con agua, mientras en el mismo período de 2015 solo se alcanzaron los 1.970 GWh, lo que refleja un alza de 10,8%. En tanto, contrario a lo registrado el año pasado, la generación por este tipo de fuente limpia superó a la termoeléctrica -carbón o gas- que alcanzó los 2.112 GWh, menor a los 2.431 GWh producidos por esa fuente en enero de 2015.

María Isabel González, gerenta general de Energética, reconoce que este año hay una mejor hidrología que en 2015, «pese a que el año en curso -entre abril de 2015 y marzo de este año- es relativamente seco, con 79% de probabilidad de excedencia, lo que significa que el 79% de los años entre los años hidrológicos 1960-1961 y el 2015-2016 son más húmedos que este último». Aún así, señala que hubo lluvias tardías que aún tienen efecto en el sistema eléctrico.

Por su parte, Francisco Aguirre Leo, director ejecutivo de Electroconsultores, asegura que las lluvias que se han presentado desde abril del año pasado hasta ahora permitieron generar más hidroelectricidad en invierno, lo que, junto con los deshielos de fin de año, mejoró el aporte al sistema de este tipo de fuente. Agrega que esto, sumado a los nuevos proyectos de Energía Renovable No Convencional (ERNC), redujo naturalmente el aporte termoeléctrico.

Sin embargo, el experto advierte que el consumo eléctrico del SIC fue prácticamente nulo en el último año, pero destaca que el crecimiento positivo registrado en el SING -fundamentalmente por la minería- hizo que el crecimiento de la demanda total del sistema fuese levemente positivo.

Costos marginales a la baja

Los costos marginales -precio promedio de la energía generada por la central más cara que entra al sistema y que marca las transacciones en el mercado spot – registraron una caída drástica el año pasado. De hecho, cerraron 2015 con el nivel más bajo en una década, finalizando en torno a los US$ 89 por MWh, una baja de 31% respecto de 2014.

Lo anterior se explica por distintos factores, pero principalmente por el aumento de las lluvias -tras muchos años de sequía-, lo que permitió un incremento de la generación hidroeléctrica, y también por la baja en los precios de los combustibles fósiles, que hizo posible que las centrales tanto de carbón como de gas natural fueran las más caras operando. Es decir, con la baja de precios, aquellas centrales diésel, que son las más costosas, salieron del sistema.

Con todo, los costos marginales no influyen en las cuentas de los clientes regulados -hogares, comercio y pequeñas y medianas empresas-, sino en los grandes consumidores que tienen contratos indexados a los costos marginales. De esta manera, una baja en estos costos abarata la operación de empresas de diversos rubros, entre otros el minero, que hoy enfrenta un ciclo de precios bajos del cobre y altos costos de producción impulsados tanto por la fuerza laboral, las dificultades propias del rubro, la escasez de agua y los precios de la electricidad.

Energía eólica desplaza a la nuclear en la producción de electricidad mundial

(El Mercurio) El mundo de las energías renovables celebra un hito histórico. The Global Wind Energy Council, con sede en Bruselas, Bélgica, anunció que ya hay más capacidad para producir electricidad usando solo energía eólica, conocida como la energía del viento, que a través de la energía nuclear.

Luego de recopilar todos los datos de la industria correspondientes a 2015, la World Nuclear Association llegó a la conclusión de que este año hay gran capacidad para generar energía eólica que logre cubrir el consumo mundial.

Esto deja de manifiesto que la energía eólica está siendo «la opción» a la hora de sustituir las fuentes de generación eléctrica -basadas en la quema de combustibles fósiles-, por energías renovables que no impliquen emisión de carbono a la atmósfera. Los cambios en el sector incluso incidieron en la salida de las eléctricas de la crisis gracias a los US$ 200 mil millones en operaciones de compra en 2015. Entre los países que han apostado más decididamente a generar electricidad a través del viento, China ha sido el mayor representante con un importante número de plantas de energía eólica funcionando, contando entonces con el 33% de toda la potencia eólica mundial. La siguen Estados Unidos, India y España.

Marcelo Tokman: «Reservas de Magallanes podrían abastecer actual consumo de GNL de Chile por 60 años»

(Pulso) La región de Magallanes le quita el sueño a Marcelo Tokman. El ex ministro de Energía durante el primer Gobierno de la Presidenta Bachelet y actual gerente general de la petrolera estatal, recibió un informe que ratificó todas las hipótesis que tenía la empresa sobre las reservas de gas en esa zona.

Hace dos semanas, el servicio geológico de Estados Unidos (USGS), dio a conocer los resultados de un estudio que estima en 8 TCF (trillones de pies cúbicos) las reservas de gas no convencional en la región más austral del país. Para hacerse una idea, en 2014 Chile importó a través de los terminales de Quintero y Mejillones un total de 0,13 TCF.

Tokman asegura que, si bien esto ratifica que estamos en presencia de un reservorio de gas de enormes características, el mayor desafío es asegurar que eso se puede extraer a costos razonables.

“Es una magnitud muy grande y por eso estamos trabajando también en analizar formas de salir de Magallanes con ese gas. Pero para hacer realidad todo esto se requiere optimizar la producción para convertir este recurso en reservas económicamente explotables”, explica Tokman.

En paralelo, la empresa sigue muy de cerca la evolución del mercado petrolero, que a la empresa le influye de dos maneras: es la materia prima para su mayor línea de negocio, la refinería, y por el lado de su línea de producción de petróleo.

¿Cómo están viendo el mercado petrolero?, ¿se ve un repunte en algún momento?

Estamos en un período de mucha volatilidad e incertidumbre. No deja de sorprenderme la cantidad de consultoras especializadas que han ido cambiando de un mes para otro las proyecciones y siempre dando razones atendibles. Mucha de esta información está surgiendo día a día. Una gran duda, incluso si se logran incluir a Irán en un acuerdo y contener la oferta, es a qué precio comienza a aumentar la producción en EE.UU. Si el precio repunta en el corto plazo, hay una cantidad importante de pozos en EE.UU. a la espera de precios más altos para comenzar a producir. Incluso si sube más, hay un importante inventario de pozos por facturar. Pero sin duda, el consenso es que las expectativas de recuperación más rápida que se esperaban hoy se ven menos probables.

¿Eso es bueno o malo para ENAP?

Primero que todo, es bueno para el país. Nosotros producimos sólo el 2% del petróleo que se consume y evidentemente una baja en el precio nos ayuda. Ahora, desde la perspectiva de ENAP, somos una empresa bastante integrada, entonces tenemos por un lado la actividad de producción de petróleo en Magallanes, Argentina, Ecuador y Egipto y en eso no hay forma de arrancar y la baja del precio nos pega negativamente. En el negocio de la refinación hay varios impactos. Hay uno que nos provocó una pérdida de casi US$1.000 millones en 2008, pero que a través de las políticas de cobertura se ha logrado aislar por completo. Pero hay otros impactos positivos, como los costos de la energía. Y en el GNL, si bien podemos comprar más barato, el precio de venta está determinado por otros combustibles y, además, por la mejora de la hidrología. Parte de nuestras ventas de GNL iban al sector eléctrico, y con las mayores lluvias ha sido más complicado colocar ese gas. Mirando como un todo, el efecto es negativo para ENAP porque le pega en su línea de exploración y producción, pero a diferencia de las petroleras tradicionales, el impacto es mucho más leve debido a que somos una empresa integrada.

¿Cuál es el efecto financiero de la baja del petróleo para ENAP?

Vamos a anunciar el cierre definitivo de 2015 y como un todo a la empresa le fue muy bien. Y eso es porque efectivamente tenemos resultados muy positivos en la refinación que más que compensaron los resultados del upstream. Eso no significa que no tengamos que estar muy atentos y como no podemos darnos el lujo de tener pérdidas, tenemos que estar atentos a las condiciones de mercado y tomar decisiones que nos permitan minimizar esas pérdidas. En esa línea, lo que anunciamos hace algunos días va en esa dirección. En parte de nuestros pozos petroleros, 49 pozos, nos resultaba más conveniente detener la producción mientras los precios están bajos, generando un importante ahorro de costos. Y tal como hicimos eso, vamos a estar permanentemente revisando nuestra actividad petrolera en Chile y el extranjero para ver si hay una mejor forma de optimizar y capear de la mejor forma posible este ciclo adverso.

¿Están analizando tomar medidas similares en los demás países en que operan?

Estamos permanentemente analizando opciones. Pero una vez que uno ya perforó un pozo, ya fluye naturalmente y el lifting cost o costo asociado solamente a la producción, está muy por debajo de los precios actuales. El problema es que se hace más difícil tomar la decisión de hacer nuevas perforaciones porque ahí sí hay un costo fijo que tienes que rentabilizar.

¿Van a volver a operar en algún momento?

Nosotros hemos hecho un inventario de los 49 pozos, identificando cuál es el precio que se requiere para que cada uno de estos pozos vuelva a ser rentable e irlos poniendo en operación nuevamente. Esto además significa que estamos reubicando a la gente a otras actividades y para estar listos para volver a destinarlos a la operación de estos pozos cuando los vayamos poniendo en operación. Hay que aclarar que la producción de esos pozos es marginal incluso para Magallanes y muy marginal para Chile como un todo.

¿Hay un cambio de foco en Magallanes desde el petróleo hacia el gas?

El foco ha sido el tight gas. El año pasado tuvimos inversiones récord, sobre US$300 millones, y este año vamos a estar sobre los US$250 millones. Si bien, los recientes ajustes muestran lo que corresponde hacer, que es que ante una baja del precio, hay que reducir algunas actividades. Pero no hay que perder la perspectiva, esto es en un contexto en que estamos y seguimos invirtiendo mucho más que lo que se había invertido en Magallanes, con el foco puesto en el gas.

¿Hay cambios en ese plan luego de conocerse el informe del USGS, que ratifica las cuantiosas reservas en Magallanes?

Tanto la información como nuestro trabajo ha ido en la línea de confirmar nuestro plan estratégico para Magallanes, que consta de varias etapas y las hemos ido cumpliendo satisfactoriamente. Hay un trabajo que empieza varios años atrás con análisis geológicos y fue entonces cuando prendió la posibilidad, de que quizás haya recursos no convencionales explotables, tal como en EE.UU. Tras eso, hicimos las perforaciones y en 2014 hicimos una campaña muy agresiva, que nos permitió confirmar que ese gas existía y que lo podíamos producir. El trabajo posterior del Servicio geológico de EE.UU, el USGS, ratificó la hipótesis que teníamos y justificó nuestro plan de inversiones. Está claro que tenemos recursos suficientes no sólo para satisfacer los requerimientos de Magallanes, pero también incluso para pensar en otras alternativas. Pasamos del pesimismo, cuando creíamos que no tendríamos gas ni siquiera para abastecer a la región, a un escenario totalmente distinto. Pero ojo, no es un escenario que esté totalmente asegurado porque una cosa es que exista el recurso y otra, que tengamos la capacidad de explotarlo competitivamente.

Allí surgen varias líneas de acción. La primera era asegurar el consumo de Magallanes. Un segundo punto, pensar dónde colocar los excedentes, en la medida que tengamos precios mutuamente convenientes, y luego a largo plazo, si es verdad que está todo el gas que se nos está señalando, que es equivalente al doble que todo lo que se ha extraído en Magallanes en nuestros 70 años de historia en esa zona.

Esa es la duda que surge del informe. Hay mucho gas, pero ¿se puede sacar o no?

Ese es justamente el desafío. Estamos en un súper buen escenario. Aparentemente, tenemos gas suficiente. Era necesario demostrar que éramos capaces de extraerlo y lo conseguimos. Pero el gran desafío ahora es que no basta con que exista el gas sino que tenemos que ser capaces de explotarlo competitivamente. Nuestro trabajo ahora es optimizar la operación. Eso tiene varias líneas: la primera fue lo que hicimos el año pasado  en el bloque Arenal, que es poner los equipos sobre unos rieles y perforar hasta nueve pozos simultáneos en una misma locación. Así, entre 2014 y 2015 no sólo aseguramos la producción necesaria para Magallanes, sino que logramos venderle a Methanex, redujimos los costos en más de 30%. Hay un esfuerzo muy grande aún en términos de lograr ser capaces de producir costos que permitan viabilizar disponibilidad competitiva de otros clientes industriales en la zona y además para viabilizar a futuro algún proyecto que nos permita exportar desde Magallanes al resto del país o alguna posibilidad con Argentina incluso. El cierre de 49 pozos es justamente parte de este esfuerzo. Salimos de un escenario pesimistas en que se pensaba cerrar.

Estos 8,3 TCF, ¿pueden compararse con el consumo nacional?

La mirada de largo plazo que tenemos es que  esto debiera dar para asegurar el consumo de Magallanes, venderle gas a Methanex e incluso satisfacer parte del consumo de gas que tiene el país al norte de Magallanes. Si calculamos, las reservas de gas descubiertas en Magallanes permitirían abastecer el actual consumo de gas natural licuado de Chile por los próximos 60 años. Pero repito, siempre y cuando seamos eficientes y logremos extraerlo a precios competitivos.

¿Hay una baja en el mercado de proveedores a causa de la situación de mercado del petróleo?

Este año vamos a perforar 35 pozos en la isla de Tierra del Fuego, pero al mismo tiempo vamos a perforar cinco pozos en el continente, porque nuestros análisis nos indican que la franja en que hay tight gas atraviesa el estrecho y llega al continente. Entonces esperamos proveer como ENAP el 100% del gas de Magallanes, pero además queremos confirmar que esta formación llega al continente. Y para eso licitamos un equipo de perforación externo. Y las ofertas recibidas son casi 30%  más bajas.

Tokman y resultados 2015: «Vamos a cumplir un tercer año con un Ebitda superior a los US$600 millones»

Todo este esfuerzo requiere una ENAP más robusta. El Gobierno respondió a ese desafío con el proyecto de ley de Gobierno Corporativo. ¿Cómo debería ser ENAP para enfrentar todo esto?

Cuando nos tocó asumir la administración de la empresa diseñamos un plan estratégico que tiene que ver justamente con eso, asegurar que ENAP sea una empresa relevante en el desarrollo energético en el país y que pueda jugar un rol histórico que ha jugado en términos de contribuir con el desarrollo energético junto con parte de la política energética del país. Eso yo creo que lo hemos venido materializando, en primer lugar se requería un fortalecimiento financiero, terminar con lo que era la montaña rusa que ENAP tenía un año bueno después uno malo, etc. Vamos a anunciar dentro de poco los resultados del año 2015 y puedo anticipar que se va a cumplir un tercer año con un Ebitda sobre US$600 millones. Se requiere obviamente invertir para asumir ese rol. En 2014 invertimos US$400 millones, en 2015 US$600 millones y este año, cerca de US$800 millones.  Esto es fundamental para algo que no se estaba cumpliendo: contrarrestar la depreciación natural de nuestros equipos, reemplazar con nuevas reservas la producción y eso lo estamos logrando con estos niveles de inversión.

También decidieron ingresar a generación eléctrica.

Nosotros cumplimos con la materialización de un pedido por parte del Gobierno de traer más competencia y ahí nuestro objetivo es claro, generar más competencia, y lo hicimos trayendo a Mitsui, poniendo a disposición estos proyectos para que puedan participar en la licitación. El solo hecho de que puedan participar y que pueda materializar proyectos ya es una señal para el resto de la industria. El objetivo de desarrollar estas centrales de ciclo combinado es ése, más competencia. Los oferentes que pensaban que podían seguir tirando precios altos y adjudicarse las licitaciones igual, ahora deberían sentir que hay un nuevo actor y sentir que tienen que ofrecer precios más bajos. Y así incluso ya habríamos logrado nuestro objetivo. Además podemos ganar la licitación. En ese caso, podríamos viabilizar uno o incluso los dos proyectos. Pero estamos logrando el objetivo de introducir más competencia. El éxito es introducir más competencia y que sea a precios más competitivos.

¿Cómo ven las perspectivas para el terminal de Quintero, considerando el acuerdo con Argentina y el interés de otros países como Uruguay o Paraguay?

GNL Quintero es parte fundamental de nuestro plan estratégico. El terminal ha sido muy valioso y muestra la forma en que nosotros queremos trabajar, dando un impulso desde la política pública, pero buscando las mejores alianzas posibles.

¿Qué rol cumple ENAP en la exportación de gas a Argentina?

Algo que es evidente, que es el desarrollo de mercados energéticos más integrados, en eso el gas ha jugado y va ajugar un rol y en ese sentido nos parece muy positivo que hayamos logrado materializar esta iniciativa de exportar gas a Argentina. Nosotros como ENAP veníamos conversando ese tema hace mucho tiempo, dentro de todos los temas que tenemos con YPF y Argentina y nos parece muy bien que se haya logrado materializar. Acá hay coyunturas que potencian la idea: tenemos la infraestructura con los gasoductos, mejoró la hidrología y nos genera menos demanda del parque de generación y, además, en Argentina la demanda se dispara en invierno. Ellos importan directamente con sus dos terminales, desde Bolivia y además usan combustibles más caros. Ahí se produce esta ventana. ENAP de alguna forma está actuando no sólo vendiendo su propio gas sino que como articulador del negocio.