febrero 19, 2016 | Industria y Negocios
(El Mercurio) El productor lechero Art Thelen estaba pleno de optimismo hace una década, cuando se unió a un creciente grupo de ganaderos estadounidenses que invertían en tecnología que transformaba el estiércol del ganado en electricidad.
Los sistemas prometían reducir la contaminación ambiental, generar ingresos adicionales y disminuir los olores que permean por kilómetros los campos donde pastan los animales. «Era una gran idea y cuando funcionó bien, fue maravilloso», dijo Thelen.
Ahora, este hombre de 61 años forma parte de un conjunto de criadores que desmantelaron recientemente sus sistemas de transformación de estiércol en energía, conocidos como digestores anaeróbicos, o que han cancelado planes para construirlos debido al prolongado bajón de los precios del gas natural y los costos de mantenimiento más altos de lo presupuestado, que hicieron que el sistema fuera menos económico.
La construcción de nuevos digestores en los hatos estadounidenses se ha desacelerado marcadamente durante los últimos dos años, lo que representa un reto para el gobierno de Barack Obama, el cual promociona esta tecnología como una forma de recortar las emisiones de gases de efecto invernadero. La agricultura representa el 36% de las emisiones de metano, un potente gas que atrapa el calor en la atmósfera, ligadas a los humanos en EE.UU., lo que lo convierte en la mayor fuente de estos gases, según la Casa Blanca.
Algunos grandes frigoríficos que antes apoyaron el desarrollo de digestores han adoptado una postura más cauta. Perdue Farms Inc., uno de los mayores procesadores de pollo de EE.UU., se ha comprometido a aportar estiércol de aves a un proyecto de biogás que se planea construir en el estado de Maryland, pero ha rechazado muchas otras propuestas de transformación de desechos en energía.
Los digestores son tanques exentos de oxígeno en los que microorganismos descomponen los desechos y capturan el metano que de otra manera sería liberado en la atmósfera. El biogás de los digestores, principalmente compuesto por metano, puede ser quemado para producir electricidad o limpiado y presurizado para ser transportado por gasoductos. El proceso de digestión también genera productos como fertilizantes que los agricultores pueden usar o vender. Y al evitar que se lancen los desechos a lagunas al aire libre, los digestores limitan la posibilidad de derrames que contaminen los cursos de agua.
A mayo de 2015 había cerca de 260 proyectos de digestores activos o en construcción en establecimientos pecuarios o granjas de EE.UU., según datos de la Agencia de Protección Ambiental de ese país (EPA, por sus siglas en inglés), recopilados a través de fuentes voluntarias. Solo seis nuevos proyectos entraron en operación o fueron construidos en 2014, un descenso frente a un promedio de cerca de 30 al año entre 2008 y 2013.
El plan del gobierno Obama para reducir las emisiones de metano depende de que los ganaderos usen voluntariamente los digestores, aunque algunas subvenciones y préstamos federales ayudan a pagar por estos sistemas. Una «hoja de ruta de oportunidades de biogás» emitida en 2014 por los departamentos de Agricultura y de Energía y la EPA proyectó que una amplia adopción de los sistemas podría producir energía para proveer electricidad a un millón de hogares estadounidenses, frente a cerca de 70 mil en aquel entonces. El año pasado, el Departamento de Agricultura anunció una meta de apoyar la instalación de 500 nuevos digestores hacia 2025.
Instalar y operar digestores se ha vuelto más complicado para los ganaderos. Comprar los sistemas puede costar millones de dólares, los cuales son financiados a través de acuerdos de ventas a largo plazo con las empresas de servicios públicos. El estiércol de un hato típico con 1.000 vacas puede producir suficiente electricidad para 250 hogares, dijo Melissa VanOrnum, vicepresidenta de marketing de DVO Inc., un proveedor de digestores.
Algunas empresas de servicios públicos pagan menos por la electricidad generada con estiércol, en medio de una caída nacional de los precios de la energía impulsada por el bajo costo del gas natural. La energía eólica y solar también se han abaratado, lo que las vuelve más atractivas que el biogás para las firmas de servicios públicos que buscan cumplir con los estándares de combustibles renovables.
No obstante, se cree que en algunos estados como Nueva York y California aumentarán el número de estas instalaciones gracias a los incentivos financieros del gobierno, dijo VanOrnum.
Smithfield Foods Inc., una subsidiaria de la china WH Group Ltd. y el mayor procesador de cerdo del mundo, ha instalado proyectos de biogás desde la década de los 90 y sigue siendo optimista sobre su potencial, pese a haber tenido que cerrar varias operaciones debido a que no fueron tan eficientes como esperaban, dijeron ejecutivos de la empresa. La compañía tiene un puñado de proyectos en operación y dos más en camino.
«Queremos hacer todo lo posible para promover el uso de estiércol de cerdo como una fuente de energía, pero hay obstáculos y estamos tratando de superarlos», dijo Kraig Westerbeek, vicepresidente de medio ambiente y servicios de apoyo de Smithfield.
Para los diseñadores de sistemas de biogás como DVO, los mercados internacionales ayudan a compensar la desaceleración en EE.UU. Alemania tiene más de ocho mil digestores, gracias a una ley que garantiza tarifas superiores a las del mercado por varios años para la electricidad generada por los productores de renovables. China, Francia y Dinamarca también alientan el uso de digestores.
febrero 18, 2016 | Industria
(América Economía) En febrero de 2014, el barril de crudo se pagaba todavía a US$110. Ahora el barril de Brent cuesta en torno a los US$30. En realidad, la anomalía era que estuviera tan caro. En la década de los 80 y 90 del siglo pasado, era normal un precio en torno a los veinte euros por barril. El Brent llegó incluso a estar por debajo de los diez euros en 1999. ¿Volveremos a ver precios así? Todavía no lo sabemos, pero sí podemos identificar los factores que han cambiado tan profundamente el mercado del petróleo.
1. Aumento de la producción estadounidense
Entre 2012 y 2015, la extracción de petróleo en Estados Unidos pasó de diez a catorce millones de barriles al día, situándose a la cabeza de productores mundiales de petróleo, adelantando incluso a Rusia y Arabia Saudí. Esos cuatro millones adicionales equivalen a la producción conjunta de Nigeria, Angola y Libia, tres de los grandes productores africanos. El desarrollo de técnicas de extracción como el ‘fracking’ (o fractura hidráulica) han posibilitado este aumento, haciendo accesibles los llamados petróleos de esquisto (por ejemplo, empapados en rocas porosas). Estas costosas tecnologías resultaban rentables con precios tan altos. Ahora ya no tanto.
2. Aumento de la producción en Irak
Casi nadie consignó que Irak fue el segundo país con mayor crecimiento de la producción el año pasado. A pesar de la guerra contra Estado Islámico consiguió aumentarla en un millón de barriles diarios (equivalente a la producción total de Argelia, el tercer productor de África), hasta los 4,3 millones a finales de 2015. Extrae ahora más que con Sadam Husein, principalmente de los yacimientos en la relativamente pacífica región autónoma kurda del norte del país.
3. Retorno de Irán tras el embargo
Con el acuerdo nuclear entre Irán y el «Grupo 5 + 1» (los miembros del Consejo de Seguridad de Naciones Unidas más Alemania) se levantaron en enero la mayoría de sanciones internacionales que pesaban contra el país. Su vuelta a los mercados de petróleo le hará pasar de los tres millones de barriles al día actuales que calcula la OPEP que produce, a 3,3 millones a final de año, según cálculos de la Agencia Internacional de la Energía. Este «petróleo fresco» supondrá más presión sobre los precios internacionales del crudo.
4. Petróleo en aguas profundas de Brasil
Brasil también elevó últimamente su producción sustancialmente. Pasó en dos años 2,6 millones a 3 millones de barriles al día, con 72 nuevos pozos en 2015 y 87, en 2014, según datos de la OPEP. Aunque mantener este crecimiento será difícil con los precios actuales, ya que la extracción en alta mar es muy costosa. Y además la empresa, con gran participación pública, Petrobras está involucrada en varios escándalos de corrupción y ha tenido que reducir sus planes de inversión.
5. Arabia Saudí lucha por mantener su cuota
En las últimas décadas, Arabia Saudí inclinó siempre la balanza respecto a los precios del petróleo. Con enormes reservas aún no explotadas y capacidad ociosa de producción en las que funcionan, el tercer mayor productor del mundo cuenta con mayor flexibilidad para adaptarse a la demanda y los precios rápidamente sin grandes costes. También podría reducir su producción para subir los precios. Pero incluso con un déficit récord de 89.200 millones de euros en 2015 están decididos a mantenerla. ¿Por qué? Para eliminar a los competidores con mayores costes de extracción (como el petróleo de esquisto), para limitar el beneficio de su archienemigo, Irán, y para desincentivar la inversión en energías alternativas.
6. Temores por China
Con tasas de crecimiento económico oficiales por encima del 6%, parece extraño hablar de crisis en China. Sin embargo, muchos inversores temen que tras esas cifras oficiales se esconda una realidad diferente. El desplome de los mercados de valores con el que ha inaugurado el año ha sido una señal de que el milagro chino podría tocar a su fin. Eso introduce nerviosismo en los mercados mundiales de materias primas. En una década, el consumo de petróleo chino subió de 7 a 11 millones de barriles diarios, más que toda Latinoamérica y África subsahariana juntas. Normal que cualquier síntoma de crisis haga temblar los precios del petróleo.
7. Inviernos suaves
El 2015 fue el año más cálido desde que hay registros. Gracias al fenómeno de «El niño», 2016 promete serlo también. Las altas temperaturas en Estados Unidos, Europa y Japón baja la demanda de combustibles para calefacción, contribuyendo a la caída de los precios.
8. La OPEP ya no funciona como un cártel
Los 13 miembros de la OPEP (entre los que se encuentran Arabia Saudí, Irak, Irán, Nigeria y Venezuela) representan una producción conjunta de 32,3 millones de barriles al día. Un tercio de la producción mundial de petróleo. Debería serles fácil reducir la producción para aumentar los precios. Sería lo esperable. No en vano, la organización se estableció para eso, para mantener los precios.
Sin embargo, prácticamente todos los estados miembro han sostenido su producción, a pesar de los intentos de Venezuela, cuyo ministro del ramo, Eulogio del Pino, ha intentado acordar recortes de producción que eleven el precio a unos 70 dólares por barril. Su gira por países de la OPEP y por Rusia no ha dado sus frutos. La Agencia Internacional de la Energía ve improbable tal acuerdo. «Las continuas especulaciones sobre un acuerdo entre la OPEP y terceros países productores parecen no ser más que eso, meras especulaciones», escribió la AIE en su informe mensual publicado el martes pasado.
«Sea cual sea el desarrollo de los precios, el mercado no volverá a ser el mismo», dijo la AIE en enero. Es una mala noticia para las economías dependientes del petróleo como la de Venezuela, Nigeria o Angola. Tendrán que adaptarse para evitar el colapso económico. Pues los numerosos cambios que han empujado a la baja a los precios del crudo, son estructurales.
febrero 17, 2016 | Industria y Negocios
(La Tercera) Entre el 11 y el 17 de febrero, el precio de los combustibles cayó en cerca de $ 5 por litro, según la Enap.
De acuerdo a información de precio a consumidor de combustibles líquidos de la Comisión Nacional de Energía (CNE), es el petróleo diésel el que ha visto una mayor caída en su valor en un año en la Región Metropolitana.
Las estadísticas de la CNE, indican que dicho combustible cuesta en promedio $ 401,7 por litro en la R. Metropolitana, cifra inferior a $ 483,7 por litro que costaba en diciembre de 2015, y a los $ 490,1 por litro que promediaba en febrero del año pasado, con lo que la caída en un año llega a 18%.
En el caso de la gasolina de 93 octanos, si bien ha experimentado una baja, esta ha sido menor debido al impuesto específico a los combustibles. Hoy su precio promedia $ 664,9 por litro en la Región Metropolitana ($ 264 más que el diésel), cifra que ha caído en comparación a los $ 711,8 por litro de diciembre de 2015, pero está más cara que hace un año, cuando su valor llegaba a $ 661,5 por litro.
La situación de la gasolina de 97 octanos no es muy distinta. Según cifras de la CNE, su valor llega a $ 743,3 por litro, levemente más bajo que el promedio de $ 797,9 por litro registrado en diciembre de 2015, pero mayor que los $ 732,4 por litro de febrero de ese año.
febrero 15, 2016 | Industria y Negocios
El especialista en Derecho Eléctrico, profesor de la especialidad de la Pontificia Universidad Católica de Chile, socio de Vergara y Cía., y ex integrante del Panel de Expertos, Alejandro Vergara, recurre a su experiencia para analizar el proyecto de modificación de la Ley General de Servicios Eléctricos y sus implicancias en el Panel de Expertos y el nuevo coordinador (una vez que se unan los sistemas interconectados del norte y centro del país).
¿Qué referencia hace el Proyecto de Ley al Panel de Expertos?
El proyecto pretende que el ministro, mediante resolución exenta, y de modo definitivo, pueda declarar inaplicable los dictámenes del Panel, lo que quebranta la cosa juzgada de las decisiones de todo tribunal, establecido así por la Constitución. La situación actual ya es rara (la suspensión por seis meses de los dictámenes), pero al menos es transitoria.
Pero, ¿ese tema del Panel no fue cambiado durante la tramitación del proyecto?
En la redacción original del Proyecto se mantiene la intención de consagrar una inmunidad jurisdiccional para la Comisión Nacional de Energía (CNE) y la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC), respecto de las decisiones del Panel de Expertos; esto es dejar al Panel en la insignificancia institucional, pues si este no puede decidir los conflictos entre empresa y autoridad con fuerza de cosa juzgada, resulta innecesaria su existencia; el Panel queda así privado de su esencia jurisdiccional.
¿Esas son las únicas modificaciones que sufre el Panel de Expertos?
El proyecto contiene además una precisión procesal, respecto de la calidad de “parte” o “interesado” de la CNE o SEC en las discrepancias ante el Panel. Señala que la autoridad siempre tendrá la calidad de interesado, para luego precisar que la decisión del Panel solo será vinculante para aquellos que participen en el proceso en calidad de partes (lo que no sería el caso de la CNE o SEC). Eso es una clara intención de restarle vinculatoriedad a los dictámenes del Panel respecto a esos órganos de la Administración. Según la Constitución, la cosa juzgada es un efecto de la esencia de las decisiones de los tribunales especiales, que es el caso del Panel.
El proyecto creará un nuevo coordinador, ¿qué pasará con los CDEC?
Se crea un nuevo órgano coordinador (CISEN) que será el único para todo el territorio. Entonces, desaparecen los CDEC. Pero respecto de este nuevo órgano coordinador, llamado “independiente”, desaparece también, como estándar regulatorio, todo asomo de independencia o autonomía.
¿Pero si al nuevo coordinador se lo califica de “independiente”, cómo puede suceder lo que usted plantea?
Parece que es una ironía de los autores del Proyecto, ya que se faculta al Presidente de la República a regularlo por Reglamento; a la CNE para dictar normas técnicas; se le otorga a la SEC no solo la facultad de fiscalizar al CISEN, sino de darle órdenes a su directorio y de sancionarlo con multas, o porcentajes de su sueldo.
Con la redacción actual, el CISEN será casi un departamento dependiente de la SEC y la CNE, sus integrantes casi unos funcionarios de esos organismos, quienes no se relacionarán con ellos como democráticamente se relacionan los órganos independientes, respetando su autonomía, sino que recibirán desde la CNE y SEC verdaderas “órdenes”, las que deberán cumplir, con bajas posibilidades de reclamo, atemorizados con multas restadas de su remuneración mensual.
febrero 12, 2016 | Industria
(Pulso) Una verdadera guerra de precios es la que se espera para la próxima licitación eléctrica, fijada inicialmente para abril pero que muy posiblemente se retrase para incorporar algunos cambios normativos.
Si bien, los anteriores procesos han cerrado en torno a US$100 por MWh, en la industria ven un recorte adicional, cerrando “incluso por debajo” de los US$80 por MWh. Se trata de una cifra que sería histórica, acercándose a los niveles de la época de oro del gas argentino, y que refleja además otros elementos como la deprimida situación del mercado de los combustibles en el mundo, la arremetida de las generadoras renovables en Chile y la mayor capacidad instalada existente en el país.
A esto se añade otro elemento: la urgencia de los grandes generadores, como Endesa y Colbún, de renovar sus contratos vigentes pues gran parte de los acuerdos con grandes clientes o distribuidoras comienzan a vencer.
El año pasado, Endesa intentó quedarse con toda la licitación 2015/02, ofertando todos los bloques a un valor de entre US$84,20 por MWh y US$85 por MWh, pero con restricción, es decir, con la condición de adjudicarse la totalidad de los 1.200 GWh en juego.
Eso fue una señal de que los grandes generadores irán con todo por esta licitación, aseguran en la industria .
Para el socio de la consultora BGS Energy Law, Daniel Gutiérrez, la baja de los precios de las licitaciones debería profundizarse por la alta competencia.
“La mano va a seguir igual en el sentido que los precios tendrían que mantenerse o seguir bajando, fundamentalmente porque va a haber más competencia. Esto se explica porque las empresas que son empresas convencionales van a competir para no quedarse sin nada y van a bajar sus precios, y segundo porque la energía renovable pude licitar por bloque horario”, señala el experto.
En relación con las centrales renovables, se espera que tengan un aporte improtante, pero no tanto como en los últimos procesos, pues los volúmenes son muy grandes como para ser absorbidos por estos actores que todavía tienen una capacidad instalada limitada.
“Es difícil adivinar el precio promedio resultante, hay muchas variables en juego, y falta mucho. Además, es probable esta se postergue por unos meses, para dar espacio a que se apruebe la nueva ley de Transmisión. Yo espero nos sorprendamos con precios mucho menores que US$80 por MWh, resultante de una intensa competencia”, señala el director de Systep y académico de la Universidad Católica, Hugh Rudnick.
El experto añade otro elemento: el efecto en las tarifas. A su juicio, esto podría efectivemente ocurrir, pero recién a partir de 2021 pues será entonces cuando comiencen a suministrar los nuevos oferentes.
“Estas son licitaciones de un importante volumen de energía, pero con suministro desde 2021, así que las bajas de tarifas asociadas solo se verán entonces”, remarcó.
[Panorama financiero del sector energético]
