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Por un Chile alineado con el desarrollo sustentable

Por un Chile alineado con el desarrollo sustentable

Nuestro planeta está viviendo un proceso de cambio que resulta de las emisiones originadas por el hombre y pide a gritos una toma de conciencia real que conduzca hacia acciones de mitigación concretas y pronto.

El globo se está calentando cada año, las especies se extinguen, los glaciares se derriten y el nivel del mar sube. En Chile, el año pasado se inundó el desierto de Atacama, al mismo tiempo que incendios forestales afectaban la Araucanía y altas marejadas llegaban a la zona central. Nada es coincidencia, y el común denominador es el ya conocido Cambio Climático.

Hay que hacer cambios y hay que hacerlos ahora. Esta convicción es la que logra generar instancias como la COP 21, celebrada en diciembre de 2015 en Paris, donde los países se reunieron para comprometer aportes (INDC) que buscarán disminuir las emisiones de carbono en el planeta.

En esta línea, las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) asumen un rol protagónico, al ser un aporte limpio para la generación eléctrica, además de lo competitivas que han demostrado ser. Solo basta recordar los precios logrados en la última licitación de suministro para distribuidoras (USD$ 79,3) donde el 100% fue adjudicado a proyectos ERNC. Proyectos amigables con el medio ambiente, económicos y, además, rápidos de construir.

Uno de los pilares principales que sostienen el compromiso de Chile ante la COP 21 está construido en base a la mitigación de emisiones del sector de generación eléctrica. Si bien celebramos ese compromiso, estimamos que la aplicación de los impuestos verdes, incorporados dentro de la Reforma Tributaria impulsada por el actual Gobierno, merece ser trabajada de manera más coherente.

Si bien todo impulso que apoye la mitigación al cambio climático será siempre respaldado por Acera, creemos necesario revisar la incidencia, efectividad y monto de los impuestos verdes. Ellos son un primer paso para aminorar las emisiones de CO2 y desincentivar el uso de energías contaminantes en Chile y por ello creemos que ese es también uno de los puntos claves a trabajar para lograr efectivamente un cambio de la matriz energética.

Es necesario un precio del CO2 que “mueva la aguja” y que su costo sea efectivamente soportado por quienes son responsables de la generación en base a combustibles fósiles contaminantes. Esta es la única manera para que se desincentive el uso de esos combustibles y evolucionemos por la senda del desarrollo sustentable.

Licitación abre espacio a Endesa, Colbún y AES Gener para consolidar dominio

(Diario Financiero) La licitación de suministro eléctrico para clientes regulados que el gobierno realizará en julio, abre espacio para que las principales operadoras del sistema consoliden su posición de domino en el mercado, dada la cantidad de contratos que deben renovar.

Endesa, Colbún y AES Gener tienen contratos por unos 13.300 GWh que vencen entre 2019 y 2022, lo que según datos de la consultora Valgesta equivalen al 96% de los 13.750 GWh que se busca adjudicar en el proceso que está previsto se realice en julio.

Acá no sólo figuran actores ya consolidados como estas tres firmas, sino que también desarrolladores de Energía Renovable No Convencional (ERNC) y nuevos entrantes que han mostrado interés, como la japonesa Mitsui, en alianza con la petrolera estatal ENAP.

Sergio Zapata, analista de CorpResearch, dice que la posición de los tres de los principales actores del sistema eléctrico les permitiría ofrecer precios competitivos para quedarse con parte importante de la energía que se subastará.

Esto porque, ellos no necesitan realizar nuevas inversiones para servir esos contratos, ya que -según comenta Zapata- la mayoría de las centrales de estas generadoras están pagadas o amortizadas en su inversión. Este hecho les quita la presión financiera que enfrentan los nuevos entrantes, que deben recurrir a la banca para conseguir financiamiento para proyectos greenfield, y donde la exigencia principal hoy en día es contar con un contrato de suministro -conocidos como PPA- de largo plazo.

“Las inversiones ya se realizaron y las empresas no necesariamente requieren contratarse, también pueden vender energía en el mercado spot. Buena parte de los contratos se darán en condiciones de indexación de precios con márgenes asegurados”, señala.

A esto se suma que el costo de generación de las unidades convencionales se ha reducido por efecto del desplome en el precio de los combustibles fósiles, lo que les deja más espacio a estas tres empresas para lograr mayores rentabilidades futuras si indexan a esta variable los precios que ofrezcan.

En este sentido, sostiene que las ofertas de los generadores convencionales podrían ubicarse en un rango entre los US$ 80-90 por MWh, no muy distintas del promedio registrado en el último proceso, de octubre del año pasado, donde se ubicaron en torno a los US$ 80 por MWh.

Por su parte, Ramón Galaz de Valgesta, dice que los precios para las tecnologías convencionales, esto es, gas, carbón e hidroelectricidad de embalse, podrían moverse en rangos entre US$ 75 y US$85 por MWh.

“Creemos que los precios van a estar en niveles similares a los que vimos en la última licitación, para aquellas ofertas en los bloques de 24 horas. Las señales muestran que los precios de transacción de la energía en el largo plazo, unos 10 años, debieran estar en estos rangos”, explica.

Contratos por vencer

Endesa ha señalado que aproximadamente un 40% de su capacidad de generación contratada vence al 2021. Según datos del mercado, entre 2019 y 2022 sus vencimientos de convenios con clientes regulados suman unos 8.000 GWh, mientras que en el caso de Colbún bordean los 3.000 GWh, poco menos de la mitad de la energía que hoy tienen contratada (unos 6.600 GWh).

En el caso de AES Gener (incluyendo Gualcolda), los vencimientos para los próximos años alcanzan unos 2.100 GWh.

Si bien estas firmas han señalado públicamente su intención de ir o mantener un esquema comercial “conservador”, esto es, con un porcentaje relevante de su capacidad contratada en el largo plazo, siempre les queda la opción de vender en el mercado spot.

Según señala Zapata, en un escenario donde la demanda crece a tasas marginales, en el corto plazo estas eléctricas no necesitarían construir nuevas unidades y las ofertas para la próxima licitación se respaldarían en la capacidad actual.

Hoy la cartera de proyectos es reducida. Endesa solo tiene en construcción Los Cóndores (150 MW) y paralizó Neltume (490 MW). Colbún construye La Mina (34 MW), mantiene San Pedro (170 MW) en estudio y no ha decidido la inversión de Santa María II (340 MW). AES Gener, en tanto, avanza con Alto Maipo (531 MW) y Cochrane.

[Del Campo: licitación sólo será competitiva para eléctricas con centrales en operación]

Alzas en tarifas eléctricas inciden en un aumento de 0,4% en el IPC de marzo

Alzas en tarifas eléctricas inciden en un aumento de 0,4% en el IPC de marzo

(El Mercurio) El IPC de marzo subió 0,4% respecto del mes anterior, ubicándose por debajo de las expectativas del mercado que apuntaban a 0,5% y 0,6%. En la variación mensual incidieron principalmente las alzas en los servicios de educación, además del ítem vivienda y servicios básicos, por aumentos en las tarifas eléctricas y en los arriendos.

Según el INE, la electricidad anotó un aumento de 1,2% en el tercer mes del año, con incidencia de 0,037 puntos porcentuales (pp), acumulando una variación de 8,4% en el año y de 13,0% a doce meses. La variación positiva de este mes se debió a la entrada en vigencia del Decreto N°1T publicado en Diario Oficial el día 4 de marzo de 2016, que fija el precio de nudo promedio en el Sistema Interconectado Central (SIC) y Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), con motivo de las fijaciones de precios señaladas en el artículo 158° de la Ley de General de Servicios Eléctricos.

Analistas ven una menor presión inflacionaria derivada del tipo de cambio y algunos están ajustando sus estimaciones para el cierre del año a niveles por debajo del 3,6% que proyecta el Banco Central.

La inflación acumulada en 12 meses llega a un 4,5%, ubicándose sobre el techo del rango meta del Central donde ha permanecido por espacio de dos años, habiendo alcanzado un peak de 5% en agosto de 2015.

El investigador de Libertad y Desarrollo, Francisco Klapp, plantea la importancia de seguir prestando atención a los indicadores subyacentes o de tendencia que excluyen alimentos y energía, los cuales dan una idea más clara de las presiones de precios. Dicho indicador anotó una variación de 0,5% en el mes, acumulando 4,8% en 12 meses.

Por de pronto, Banchile Inversiones proyecta una variación entre 0,3% y 0,4% en el IPC de abril, lo que llevará a que la inflación interanual continúe situándose sobre el 4%. Este mes está el aporte del alza de las tarifas eléctricas y, de seguir las alzas en los combustibles, podría tener la primera incidencia positiva en el IPC en los últimos ocho meses. A ello se agregan los reajustes trimestrales de salud y los riesgos vinculados a los vaivenes del tipo de cambio.

[Salarios reales caen 0,5% en febrero, su mayor baja para el mes en seis años]

 

Enap presidirá comisión fiscal de asociación regional de empresas petroleras

Enap presidirá comisión fiscal de asociación regional de empresas petroleras

El gerente de Administración y Finanzas de la Empresa Nacional de Petróleo (Enap), Ariel Azar , fue nominado como presidente de la comisión fiscal de la Asociación de Empresas de Petróleo y Gas de América Latina y el Caribe (Arpel), donde ejercerá el cargo hasta 2018.

Arpel es una asociación sin fines de lucro que nuclea a empresas e instituciones del sector petróleo, gas y biocombustibles en Latinoamérica y el Caribe. Fue fundada en 1965 como un vehículo de cooperación y asistencia recíproca entre empresas del sector, con el propósito principal de contribuir activamente a la integración y crecimiento competitivo de la industria, y al desarrollo energético sostenible en la región.

Actualmente sus socios representan más del 90% de las actividades del upstream y downstream en América Latina y el Caribe e incluyen a empresas operadoras nacionales e internacionales, proveedoras de tecnología, bienes y servicios para la cadena de valor, y a instituciones nacionales e internacionales del sector.

En las designaciones del organismo se eligió a Carlos Colo, gerente ejecutivo de Exploración y Desarrollo de YPF, como presidente del directorio de la Asociación. Colo es geólogo con más de 30 años de experiencia en exploración y producción. A su cargo ha estado la exploración de Vaca Muerta, y previamente ejerció funciones dentro de YPF como director de la Dirección Técnica de E&P, director de la Unidad Económica Las Heras y Gerente General en Colombia.

En tanto, los representantes de las empresas socias de Arpel eligieron a Ancap –tras ocupar la Presidencia- y reeligieron a Pluspetrol para ocupar las Vicepresidencia primera y segunda respectivamente, que serán ejercidas por Benito Piñeiro y Claudio de Diego.

Piñeiro es contador público y licenciado en Administración y se desempeñó como gerente general de Ancap de 1996 hasta marzo de 2005, fecha en la que pasa a ejercer como Asesor de Directorio hasta la actualidad.

Por su parte, De Diego es ingeniero industrial y ha ocupado dentro de Pluspetrol distintas posiciones como ser Worldwide Well Construction Manager, director comercial y gerente general en Perú. En 2012 fue designado Vicepresidente Senior de Activos de Producción Global.

La elección de las nuevas autoridades de Arpel tuvo lugar durante la Asamblea Anual de Representantes, celebrada recientemente en Bogotá, Colombia.

El Directorio quedó conformado además por otras siete empresas socias, las cuales serán representadas por los siguientes altos ejecutivos: Lenin Armijos (EP-Petroecuador); João Araújo Figueira (Petrobras); María Isabel Fernández Alba (Repsol); Alfredo Coronel Escobar (Petroperú); Sara Salazar (Recope); Verónica Rollandi (Spectrum), y Kyle Chapman (Weatherford).

 [Enap expone hitos e inversiones 2016 a bancos y corredoras de seguros]

Fondos apuestan a que recuperación del petróleo ya acabó

Fondos apuestan a que recuperación del petróleo ya acabó

(Pulso) Los administradores de fondos perdieron la fe en la reciente recuperación del petróleo en tanto son mayores las dudas de que los grandes productores puedan acordar un congelamiento de la producción.

Los futuros en el petróleo West Texas Intermediate retrocedieron la semana pasada por primera vez desde mediados de febrero. Los precios habían subido desde un mínimo en casi 13 años a raíz de una propuesta de Arabia Saudita, Rusia, Venezuela y Qatar de limitar la producción petrolera y reducir el superávit mundial. Volverán a reunirse con otros países en Doha el 17 de abril.

“Las dudas respecto de la reunión crecían antes de las declaraciones saudíes”, señaló Mike Wittner, responsable de mercados petroleros en Société Générale en Nueva York. “La gente que sigue esto fue acercándose a la posición de que aunque se llegara a un acuerdo de congelar la producción sin Irán, no equivaldría a nada”.

Las posiciones cortas en el crudo WTI, o sea las apuestas a que los precios caerán, subieron en su nivel máximo desde noviembre en la semana previa al 29 de marzo, según la Comisión del Comercio en Futuros sobre Mercancías de los Estados Unidos. La liquidación de posiciones cortas durante las siete semanas anteriores fue la más grande de que se tiene registro.

[Argentina aumenta un 6% el precio de los combustibles]