mayo 5, 2016 | Industria
(El Mercurio) Las mayores firmas energéticas del mundo están dejando de lado las grandes ideas que hace apenas un par de años promocionaban como el futuro de la industria.
Desde Australia a Estados Unidos, las víctimas de esta situación incluyen proyectos de perforación a grandes profundidades, embarcaciones enormes que sirven como fábricas flotantes de gas natural licuado (GNL) y tecnologías capaces de reducir las emisiones provenientes de la quema de combustibles fósiles. Royal Dutch Shell PLC, Chevron Corp. y la australiana Woodside Petroleum PLC figuran entre las compañías importantes que cancelaron o aplazaron ambiciosas iniciativas.
Shell envió un claro mensaje el miércoles, tras anunciar una caída interanual de 83% en sus ganancias del primer trimestre. El conglomerado anglo-holandés divulgó una nueva reducción de 10% en sus gastos de capital este año, para dejarlos en US$ 30 mil millones. «Para ser brutalmente franco, cualquier inversión en instalaciones que deban construirse desde cero, ya sea gas natural licuado flotante, aguas profundas u otras alternativas, está siendo rigurosamente evaluada en cuanto a sus niveles de costos y retornos debido al momento que atraviesa el sector», afirmó Simon Henry, director financiero de Shell, durante una conferencia telefónica.
Desde que los precios del crudo empezaron a derrumbarse hace casi dos años, las petroleras han postergado o cancelado proyectos por cerca de US$ 270 mil millones, según la consultora noruega Rystad Energy. La mayor parte de esos recortes ha recaído sobre iniciativas de alta tecnología, que en su momento fueron consideradas cruciales para contar con un suministro global sustentable de energía.
Según los cálculos de la firma de información y analítica IHS Inc., las compañías de hidrocarburos redujeron en 15% sus gastos en investigación y desarrollo en 2015, cuando la cotización del petróleo promedió US$ 50 el barril, respecto de 2014, cuando el promedio de precios rondó los US$ 100 el barril.
Los esfuerzos para reproducir el auge de la energía de esquisto de EE.UU. en otros países también se han resentido. Los volúmenes generados por la fracturación hidráulica son los principales responsables de la caída del crudo, pero la exportación de esta técnica se ha topado con obstáculos políticos, geológicos y técnicos, agravados por el derrumbe de los precios.
Ahora, el foco está puesto en tecnologías capaces de reducir costos y mejorar la eficiencia.
ConocoPhillips reveló la semana pasada nuevos recortes de gastos por US$ 700 millones para este año, la mitad de los cuales resultarán de la decisión de no hacer exploraciones en aguas profundas en el Golfo de México. A su vez, Exxon Mobil Corp. anunció en marzo una reducción de 25% en sus gastos de capital en 2016 y prometió ser «muy selectiva» en sus inversiones. La británica BP PLC dejó entrever el mes pasado la posibilidad de hacer nuevos recortes de gastos si el mercado no se recupera el próximo año.
Los precios del crudo han ascendido a sus niveles más altos del año. Los contratos Brent, la referencia global, llegaron a US$ 48,50 el barril a fines de abril.
De todos modos, las empresas mantienen la cautela sobre retomar iniciativas complejas y caras. «No estaríamos dispuestos a realizar un aumento significativo (aunque) los precios del petróleo regresaran a US$ 60 el barril», señaló Brian Gilvary, director financiero de BP, a un grupo de analistas en abril. «Evaluamos detenidamente lo que podemos hacer en los márgenes de nuestro actual portafolio».
Unas de las grandes víctimas del desplome de los precios han sido las plantas flotantes de GNL, buques inmensos que esencialmente son fábricas marinas construidas para explotar yacimientos de gas en lugares remotos. Durante mucho tiempo, el gas natural fue transportado exclusivamente por gasoducto; las plantas de GNL lo transforman en líquido, que puede ser transportado por barco.
Woodside Petroleum archivó el mes pasado sus planes para tener una operación de GNL flotante en su yacimiento de Browse, frente al litoral occidental de Australia. Según las estimaciones de los analistas, habría costado US$ 40 mil millones.
«No es el momento de los proyectos de capital grandes y pesados, por lo que invertir grandes sumas ahora no es probablemente la decisión más inteligente», afirmó en abril Peter Coleman, presidente ejecutivo de Woodside.
Los costosos esfuerzos para reducir el daño al medio ambiente mediante la captura y almacenamiento de carbono también son susceptibles al desplome de los precios. Los proyectos, conocidos como CCS por sus siglas en inglés, atrapan el dióxido de carbono liberado por procesos industriales y lo guardan bajo tierra. Esta clase de iniciativas son consideradas fundamentales por muchos analistas para impedir un cambio climático catastrófico y muchas empresas son defensoras de la tecnología.
Shell y Chevron encabezan ambiciosos proyectos en Canadá y frente a la costa de Australia, respectivamente. No obstante, otros proyectos han demorado en despegar. CCS es un proceso caro que, a menudo, depende de subsidios estatales. Shell canceló el año pasado una planta propuesta en el Reino Unido luego de que el gobierno retiró 1.000 millones de libras esterlinas en financiamiento. El bajo precio del petróleo ejerce una presión adicional sobre cualquier proyecto nuevo.
«Esta clase de iniciativas todavía está en pañales y son caras», dijo el mes pasado John Watson, presidente ejecutivo de Chevron.
En las aguas profundas del Golfo de México, las petroleras examinan nuevas oportunidades con recelo. Chevron realizó una rebaja contable de US$ 500 millones en 2015 tras cancelar el proyecto de Bucksin-Moccasin en la región. BP no ha tomado una decisión final sobre si seguirá adelante o no con la segunda etapa de una iniciativa que explota reservas de petróleo y gas a 400 metros de profundidad.
No todos los grandes proyectos están siendo postergados, pero los que se están llevando a cabo han sufrido reducciones de costos. BP, por ejemplo, prevé continuar su proyecto Mad Dog en el Golfo de México, pero cree que puede lograr mayores ahorros. La empresa ha recortado 50% del costo de los primeros planes.
mayo 2, 2016 | Industria
(Diario Financiero) Petrobras está sumida en la inmovilidad a causa de los escándalos de corrupción en los que está involucrada y eso está afectando seriamente el proceso de venta de su negocio de distribución de combustibles en la región, que bordea las mil estaciones de servicio en cinco países.
Así al menos lo deja en evidencia la decisión que habría tomado el grupo Luksic que, interesado por internacionalizar este negocio, que en Chile desarrolla a través de su filial Enex y usando la marca Shell, entró en carrera por la operación de la gigante brasileña en Uruguay y Paraguay.
Y pese a que las negociaciones estaban avanzadas, la demora del proceso los desalentó y habrían abandonado la puja, retirando su oferta, según comentaron conocedores del proceso que lleva adelante la petrolera y que ya excede el año.
Al interior de la matriz de Enex, Quiñenco, prefirieron no comentar respecto de este tema.
Lo anterior, considerando que la enajenación, que lleva adelante el banco Itaú, comenzó a inicios de 2015 y en abril de ese año hubo una primera entrega de ofertas por parte de los interesados en las estaciones de servicio de Chile, Colombia, Paraguay y Uruguay.
Posteriormente, recién en enero de este año, la petrolera estatal inició la venta del negocio en Argentina, donde las negociaciones se están dando con la local Pampa Energía, ligada al empresario Marcelo Mindlin. Esta, que es la única venta que Petrobras oficializó y de la cual informa, también se ha dilatado y las conversaciones han sido extendidas en dos oportunidades por plazos de treinta días. El último concluye en los próximos días, pero no hay luces de que no habrá otra dilación.
En las otras negociaciones la situación no es muy diferente. Por ejemplo, en Chile, donde el fondo Southern Cross estaría corriendo con ventaja, tampoco se ve un desenlace cercano, al igual que en Colombia, donde entre los interesados está Copec, a través de su filial Terpel.
“Poder de firma”
Hasta ahora la teoría que ha circulado para explicar la demora en la venta, es la definición de algunos puntos específicos de las transacciones o bien situaciones judiciales específicas que estarían entrampando la venta, como ha trascendido por ejemplo en el caso de los puntos de venta en Chile.
Sin embargo, conocedores de las tratativas comentan que en todos los países las negociaciones ya estarían listas, con definiciones y acuerdos en todos los puntos posibles y tampoco hay materias que estén impidiendo materializar la operación, sino que es la situación de la propia Petrobras la que bloquea estas ventas.
¿La razón? dicen las fuentes que en la petrolera nadie tiene ni estaría dispuesto a tener el poder de firma para sellar estas operaciones.
En algún momento el proceso llegó a tener un cronograma, donde la venta de Chile, donde está el mayor número de estaciones, sería la primera. Sin embargo, actualmente no hay nada de eso e incluso hasta el contacto con las contrapartes brasileñas se habría perdido.
Freno a las inversiones
La demora está afectando a tal punto este proceso que incluso podría llevarlo al fracaso, ya que a medida que pasa el tiempo, el valor de los activos se va reduciendo.
En esto también influye que la situación interna de Petrobras ha derivado en un congelamiento de las inversiones, que en el caso de Chile por ejemplo no sólo involucran un eventual crecimiento, para mantener los niveles de participación de mercado, sino que también los desembolsos de régimen de la compañía, que tampoco se estarían produciendo, incluso en las instalaciones que la industria opera en conjunto.
A nivel local y en lo que respecta al peso de la brasileña en el mercado local de combustibles, el año pasado Petrobras perdió un punto, situación que se replicaría con distinta magnitud en los otros mercados.
Otro factor que estaría desmotivando a los potenciales compradores del negocio de distribución de combustibles de la brasileña en la región, es el peligro de terminar involucrados en el escándalo político en que está metida. Esto en caso de que esas operaciones pudieran estar vinculadas a la triangulación de dineros u otro tipo de imputación.
Todo esto tendría a los diversos interesados revisando no sólo los montos que estarían dispuestos a poner sobre la mesa, sino que incluso su participación en el proceso.
[Petrobras perdió un récord de US$10 mil millones el año pasado]
abril 28, 2016 | Industria
(Diario Financiero) Roberto Angelini, presidente de Empresas Copec, destacó la necesidad de seguir dando pasos en el proceso de internacionalización operativa de actividades, con el objetivo de hacer del holding una «compañía multinacional» con presencia en diversos países.
Así lo sostuvo el empresario en su discurso ante los accionistas en la junta ordinaria de esta mañana, destacando avances que han ido estructurando «una base industrial relevante» en varios mercados de la región e incluso más allá del continente americano.
La compra más importante en lo que va de año es la reciente compra a Repsol, por parte de Abastible, de las operaciones en Perú (Solgas) y Ecuador (Duragas) por un valor cercano a los US$ 300 millones, convirtiendo a la filial en el tercer operador de GLP más grande de Sudamérica.
Presupuesto 2016
Con esta adquisición, Angelini corrigió al alza el Plan Base de Inversión 2016 de los US$ 1.192 millones informados en su memoria anual a una suma superior a los US$ 1.500 millones.
Del monto total, explicó el empresario, la mitad se destinará al sector forestal y el 45% irá al sector energético.
«Estos montos se usarán principalmente para el mantenimiento óptimo de las instalaciones productivas de la compañía, la adquisición y formación de bosques, la consolidación de los nuevos formatos de combustibles en Chile y el exterior, el fortalecimiento de nuestra infraestructura logística, como también para todas las distintas iniciativas», agregó.
Resultados primer trimestre
Consultado por uno de los accionistas sobre los resultados del holding al primer trimestre, el empresario adelantó que aunque aún no están las cifras oficiales, en base a los antecedentes que maneja, espera que éstas sean similares a los de igual período de 2015.
Lo anterior, indicó, pese a la situación más compleja que atraviesa el sector pesquero en la zona norte donde «no se ha pescado prácticamente nada», aseguró.
Respecto de la parte forestal, el ejecutivo anticipó que si bien China -principal cliente- recién está empezando a repuntar, los precios se han mantenido bajos.
Sin embargo, un poco más optimistas son las proyecciones en la parte de combustibles, donde la compañía ya ve buenos resultados por el aumento en los volúmenes de venta de combustible tanto líquido como de gas, por lo que creen este trimestre será parecido o incluso mejor al del año pasado.
abril 27, 2016 | Industria
La empresa E-CL, que comenzará a llamarse Engie Energía Chile S.A.,alcanzó una utilidad neta de US$212 millones durante el primer trimestre de este año, lo que representó un aumento de 677% en relación al mismo período del año anterior. La cifra fue influenciada especialmente por la venta del 50% de la filial de la compañía Transmisora Eléctrica del Norte (TEN), hecho que fue anunciado a principios de este año.
El Ebitda de los primeros tres primeros meses del año alcanzó US$70,7 millones, con un margen Ebitda de 30,6%, superior en 2,8 puntos porcentuales a igual periodo del año anterior.
Por otra parte, los ingresos operacionales llegaron a US$230,9 millones entre enero y marzo de 2016, disminuyendo un 20% en comparación a igual trimestre del año anterior. Esto se debió principalmente a un menor precio promedio monómico tanto para clientes libres como regulados, producto de la caída en los precios de los combustibles a los cuales están indexadas las tarifas y la ausencia en este trimestre del negocio de gas natural, el cual estuvo presente todo el año anterior.
[E-CL sondea con potenciales interesados venta de proyecto termoeléctrico en Mejillones]
abril 25, 2016 | Industria
(ELECTRICIDAD 193) La necesidad de definir objetivos claros en planes estratégicos de política pública y por parte de las empresas para la instalación de medidores inteligentes es una de las principales recomendaciones que plantean especialistas del sector para Chile en este tema, donde la experiencia de Alemania, España, Italia, Estados Unidos, Canadá y Corea del Sur han sido estudiadas por el sector público y privado dentro del proceso de estudio para avanzar en la redes inteligentes (smart grid) y así permitir una gestión activa del consumo eléctrico.
Un primer paso en esta materia fue dado en marzo, con el anuncio de Chilectra de instalar 50.000 de estos aparatos para incorporarlos en los sistemas de distribución, lo que se suma a los programas pilotos emprendidos por Saesa y Chilquinta en regiones.
Antes de que comenzaran estas medidas, en el sector público y privado se miró con atención la experiencia internacional en la implementación de los medidores inteligentes, por lo que desde 2012 se publicaron tres estudios: uno encargado por la Comisión Nacional de Energía (CNE) a las consultoras Synex y Mercados Energéticos; otro solicitado por el Ministerio de Energía en 2013 y el más reciente realizado por Fraunhofer Chile para Corfo (2014).
También se han realizado misiones tecnológicas a Alemania, organizadas por GIZ, donde asistieron representantes del Ministerio de Energía, la CNE, la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, la Subsecretaría de Telecomunicaciones, Empresas Eléctricas A.G. y de las empresas distribuidoras.
En este contexto Revista ELECTRICIDAD conversó con especialistas para dar a conocer cómo fue la experiencia de otros países en la implementación de la medición inteligente.
Alemania
Matthias Grandel, especialista de la Agencia Alemana de Cooperación Internacional GIZ, destaca que la instalación de medidores inteligentes en el país germano se enmarca en el plan de la Unión Europea para que el 80% de los consumidores del bloque cuenten con estos aparatos a 2020.
“En Alemania se realizó un análisis costo-beneficio, donde se estableció que el medidor inteligentes es obligatorio solamente para clientes que consumen más de 6.500 kWh al año y para los que están en el sistema de generación distribuida con potencia superior a 7 kW. La instalación masiva para estos clientes debe empezar en 2017 y para la mayoría debe estar terminado en 2024”.
Grandel explica que en el tema de la adaptabilidad de las personas a estas tecnologías se produjo un debate en torno al uso de los datos privados, pues “la gente tuvo miedo de que su información privada fuera pública, pero esto nunca pasó. Otra discusión fue el tema de la seguridad, porque algunos pensaban que los medidores inteligentes podían ser manipulados por hackers, abriendo escenarios de black out masivos o de ciberterrorismo, aunque ahora el sistema es bastante seguro”.
Brasil, México y Colombia
Arturo Banderas, gerente de ventas de Latinoamérica para medidores inteligentes de Siemens, resalta la experiencia latinoamericana. “Brasil sigue siendo el claro líder de medición inteligente con un plan de inversión de US$36.000 millones hasta 2020. Le siguen México −con un proyecto nacional de medición inteligente− y Colombia, con primeros despliegues de plataformas de gestión”.
El ejecutivo indica que Siemens instaló en estos mercados una plataforma “que actualmente gestiona 72 millones de medidores inteligentes, incluyendo despliegues masivos en Brasil, México y Colombia; capacitado con interfaces abiertas y con adaptadores desarrollados para integrar los principales sistemas del mercado”.
Entre las aplicaciones que tienen estos dispositivos en dichos países Banderas menciona la “protección de pérdidas, monitoreo de carga de los equipos en la red, seguimiento de la calidad de la energía, simulación y planeamiento, balance energético, prepago, gestión de interrupciones y la interacción con plataformas de control como Scada, EMS, DMS, ADMS, y Microgrids”.
Estados Unidos
José Gaviria, presidente y CEO de Primestone, empresa que diseña los softwares de los medidores, afirma que en Estados Unidos la instalación se realizó para “controlar la demanda en las puntas de invierno y verano (por el uso de aire acondicionado) para lo cual se gestiona el consumo”.
“El primer gran desafío al pensar en la instalación en este país fue la eficiencia energética para gestionar la energía y la demanda de la industria y residencial. Además en Estados Unidos existen recursos de redes de telecomunicaciones para capturar la información que está hecha de fibra óptica a bajo costo, mientras que en los países latinoamericanos la medición se hace en mayor parte por redes inalámbricas, que plantean desafíos de estabilidad y de competencia con empresas de telefonía móvil.
Italia
Según el estudio “Energía Inteligente: Experiencias, costos, beneficios, lecciones para Chile”, elaborado por Fraunhofer Chile para Corfo, en Italia existen más de 34 millones de medidores inteligentes bidireccionales instalados. “Los objetivos del proyecto, conocido como “telegestores”, eran permitir la lectura remota del consumo de energía residencial y habilitar en tiempo real, cambios contractuales como inicio o término de servicios”.
Canadá
El informe de Fraunhofer indica que en Canadá existen pilotos de tecnologías inteligentes en las provincias de Ontario y Quebec. “La reacción que ha tenido la población a estas iniciativas ha sido mixta. Algunos grupos han protestado por las instalaciones de medidores inteligentes basados en sus preocupaciones sobre privacidad y salud, lo que ha conducido al gobierno de British Columbia y a las empresas de la Provincia de Ontario a comprometer sus respectivos comisionados provinciales sobre privacidad para revisar el impacto de estos medidores”.
China
El documento entregado a Corfo señala que “la experiencia sugiere que un piloto focalizado en medidores inteligentes y redes residenciales en un área de una ciudad China determinada podría pagarse en 6 o 7 años creando significativos beneficios ambientales a través de ahorros de energía y reducción de emisiones”.
Corea del sur
El informe de Fraunhofer Chile destaca que en el país asiático, “con el financiamiento conjunto del gobierno y el sector privado, Kepco (empresa eléctrica) está llevando a cabo un proyecto de demostración de Smart grid muy ambicioso en la isla de Jeju la cual incorpora infraestructura avanzada de medidores, almacenamiento de energía y redes de monitoreo y telemetría”.
Reino Unido
Se menciona el proyecto Energy Demand Research Project (EDRP) que detectó las mejores prácticas y tecnologías “para fomentar la participación de los usuarios en la gestión de la demanda, de manera que finalmente se reduzca el consumo y el coste de la energía, donde se instalaron contadores inteligentes en 60.000 hogares, además de informes detallados del consumo”.
[Nuevas tecnologías: Comienza la introducción de medidores inteligentes]
La instalación de medidores inteligentes de Chilectra en Santiago, se basa en la experiencia que tuvo Enel en Italia y España. Foto: Gentileza Chilectra.
