junio 8, 2017 | Industria
(Diario Financiero) «Tormenta perfecta”, el concepto que el ex ministro de Energía, Marcelo Tokman, acuñó hace casi una década para referirse a la crisis de abastecimiento en el principal sistema eléctrico del país, se reeditó en los últimos días.
Y si bien la situación ha mejorado respecto de esos años y hoy el abastecimiento de energía está asegurado en casi cualquier escenario, es el precio el factor que se resiente ante cualquier perturbación o desbalance de la operación.
Eso es precisamente lo que ha sucedido en los últimos días, cuando coincidiendo con el inicio de los envíos de gas natural a Argentina, cuando además las reservas hídricas están en niveles históricamente bajos y una central clave enfrenta una restricción operativa, el costo marginal en el Sistema Interconectado Central (SIC) ha superado los US$ 140 por MWh, como sucedió en algunos momentos de ayer, reflejando el costo de operar la centrales menos eficientes de la red.
Este rango es dos veces más alto que el nivel promedio que este factor mostraba en esta misma fecha del año pasado y al que están indexados los contratos de algunos grandes consumidores de electricidad.
El martes 6 de junio, por ejemplo, el costo marginal promedió US$ 124,6 por MWh, mientras que doce meses antes marcaba US$ 55.
Esta situación encendió los ánimos en la industria y tiene a los diversos involucrados en una dinámica de buscar responsables.
El ministro de Energía, Andrés Rebolledo, admite que el sistema eléctrico está operando en condiciones más estrechas, fundamentalmente porque la energía contenida en los embalses “está en su nivel más bajo desde que se tiene registro”, dijo.
Efectivamente y según datos del Coordinador Eléctrico Nacional, el conjunto de los reservorios contiene 200 GWh, lo que es similar a los 205 GWh que este lunes 5 de junio produjeron todas las centrales hidroeléctricas de pasada del SIC.
El año pasado en este mes la energía embalsada llegaba a 1.094 MWh, mientras que en un año húmedo como fue el 2006, en el mismo período hubo 5.572 GWh.
Envíos de gas a Argentina
Fuentes de la industria comentan que esta situación de escasez hídrica no habría sido suficientemente considerada a la hora de determinar los volúmenes de gas natural que a partir del viernes pasado comenzaron a inyectarse hacia Argentina.
Esto hizo que unidades clave para la contención de los costos no contaran con este hidrocarburo, como es el caso de Nueva Renca, -que ha tenido que quemar diésel-, y hasta ayer una de las unidades de Nehuenco.
“Respecto de la operación del Complejo Nehuenco, la unidad 1 ha estado operando con gas natural desde enero. La unidad 2 operó en base a gas natural hasta el 1 de junio pasado, y ha vuelto a operar con dicho combustible a partir de hoy”, dijo ayer Colbún.
Las versiones apuntan a que los cálculos efectuados por las empresas que tienen suministro de gas del terminal de Quintero, ENAP, Enel Generación Chile y la Aprovisionadora Global de Energía (Agesa) para determinar el volumen del combustible que destinarían a esa exportación, habrían considerado para estos días supuestos que finalmente no se cumplieron, como una mayor disponibilidad de agua por precipitaciones que se esperaban para la zona donde están las principales reservas hidroeléctricas, las regiones del Maule y Biobío.
Consultado sobre estas versiones, el titular de Energía señaló que en su calidad de presidente del directorio de la petrolera estatal no está al tanto de su gestión en el día a día, ni de los cálculos a partir de los cuales ésta toma sus decisiones.
Pero el propio Rebolledo anunció públicamente en tres ocasiones el inminente inicio de los envíos al país vecino de este año, lo que -dicen conocedores del tema- supuso una presión para que la petrolera concretara esta operación en los meses en que el consumo al otro lado de la cordillera se dispara.
ENAP responde
En la estatal, que fue la que articuló la venta de gas a su símil transandino, dijeron que junto a las otras empresas revisaron minuciosamente los envíos que se harían al país vecino, tras examinar el interés de las generadoras chilenas.
“Para ENAP es prioridad el mercado nacional y por eso, como ha sido siempre, se les dio a las generadoras la primera opción de acceso a nuestro gas. Sin embargo, como las compañías, en base a sus propios cálculos, no tuvieron interés en comprarlo, se decidió exportarlo a Argentina”, aseguraron en la petrolera y dijeron entender que las generadoras ahora estén preocupadas por el impacto de los costos marginales en las transferencias de energía entre las mismas eléctricas.
En este caso ENAP haría alusión a Colbún, firma con la que cada año negocia la entrega de parte de sus excedentes de gas en un proceso, que dicen en el sector, se extiende hasta el último momento posible. Esa situación cambiará a partir de 2019, cuando entre en vigencia un contrato de largo plazo entre ambas firmas.
Enel Generación Chile, en tanto, señaló estar exportando un porcentaje menor de gas, incluso inferior al del año pasado. “Sin embargo, la compañía cuenta con el abastecimiento necesario para la operación de sus centrales de ciclo combinado, sin perjuicio de que se utilice este gas en otras unidades realizando una optimización que mejore el abastecimiento del sistema”, dijeron.
Esto último explicaría que la eléctrica de los Matte ayer haya vuelto a disponer del hidrocarburo para su segunda unidad.
Recientemente una norma reguló la operación del gas en el sistema, tanto para uso interno como para exportación y en ese marco se estableció que la autoridad debe visar los envíos a Argentina.
Sobre este punto en ENAP dijeron que la venta del combustible al país vecino “no recibió ningún reparo por parte del Ministerio de Energía, entidad que conforme a la ley tiene la potestad para hacerlo, previo informe de la CNE. A dicha repartición se le informó respecto de la exportación y no ejerció su facultad de prohibirla, puesto que no significaba una alteración ni amenaza al abastecimiento interno de gas”.
Consultado el secretario ejecutivo de la CNE, Andrés Romero, por la situación de estrechez con la que opera el sistema en términos de precios, prefirió no comentar.
Un cuarto elemento conjugó para que en los últimos días la disponibilidad de gas natural para fines de generación no fuera suficiente para abastecer a todas las centrales que pueden usar este combustible: la mayor demanda de los usuarios residenciales y comerciales, a raíz de la baja en las temperaturas.
Ministerio analiza alternativas
El ministro de Energía, Andrés Rebolledo, dijo ayer que en la cartera existe preocupación por el nivel de los costos marginales y la situación de virtual agotamiento de las reservas hídricas para generación, así como las restricciones operativas que presentan algunas instalaciones térmicas clave.
Al respecto, adelantó que en conjunto con la CNE y la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) están analizando todas las alternativas regulatorias y normativas que disponen con el objetivo de determinar si algunas de ellas pueden ser aplicadas para contener los costos marginales y también cuidar el uso del agua.
Aunque no precisó qué tipo de instrumentos están mirando, anteriormente el gobierno aplicó figuras como el decreto preventivo de racionamiento, que pese a su nombre, nada tiene que ver con cortes programados, sino que establece una cantidad mínima de energía (500 GWh) que debe mantenerse en los embalses. Rebolledo dijo que la idea es llegar a una conclusión a la brevedad, considerando la urgencia de la situación.
junio 2, 2017 | Industria
Ya se inició el proceso de envío de gas natural desde Chile hacia Argentina por la zona central, suministro que será entregado durante los meses de invierno al país vecino, por un total de 3 millones de metros cúbicos diarios a través del Gasoducto GasAndes, que une la Región Metropolitana de Chile con la Provincia de Mendoza en Argentina mediante una tubería de 450 kilómetros que cruza la cordillera de Los Andes.
El recurso es suministrado por Enap (54%), Enel Generación (32%) y la Aprovisionadora Global de Energía (14%), desde el Centro de Operaciones de Gasoducto GasAndes (parte del Grupo CGE), ubicado en San Bernardo.
La ceremonia de inicio del suministro fue encabezada por el ministro de Energía, Andrés Rebolledo; el gerente de Gas y Energía de Enap, Marco Arróspide; el gerente general de GasAndes, Raúl Montalva; el gerente de Trading y Comercialización de Enel Generación Chile, Humberto Espejo, el gerente general de Aprovisionadora Global de Energía (filial de CGE), Klaus Lührmann, y el Embajador de Argentina en Chile, José María Bordón.
Envíos
Según informó Enap, «la capacidad de transporte del gasoducto permitiría aumentar el suministro en hasta 1 millón de m3/día, a solicitud de Argentina, sujeto a las condiciones operativas del gasoducto y a la respectiva disponibilidad de gas natural de las empresas chilenas que participan en la operación de exportación».
El proceso fue liderado por la empresa estatal, la que además de aportar con gas propio, actuó como articulador del negocio, revisando e integrando las cantidades de gas natural disponible en el mercado local de los distintos actores y liderando las negociaciones con la estatal argentina Enarsa.
La iniciativa fue destacatada por el Ministro Andrés Rebolledo, quien señaló que el envío «marca un nuevo hito en el proceso de integración energética entre ambos países. Como Gobierno, a través de Enap, apostamos por continuar en este desafío de integración bilateral entre dos naciones hermanas, y estamos muy satisfechos del logro del trabajo realizado de manera coordinada entre todas las empresas que han participado y que han hecho posible lograr la exportación de este hidrocarburo a Argentina”.
Por su parte el gerente general de GasAndes, Raúl Montalva, señaló que “el fortalecimiento de la integración energética se produce gracias a los esfuerzos coordinados y conjuntos de todos los actores involucrados. En 2016 reiniciamos la utilización de la infraestructura de GasAndes para este propósito y, hoy, estamos muy contentos de dar nuevos pasos en este sentido, los que creemos continuarán en los años venideros, contribuyendo a cimentar la integración energética entre Chile y Argentina”.
Marco Arróspide, gerente de Gas y Energía de Enap, sostuvo que “hemos actuado como articuladores de este acuerdo con Enarsa, y estamos muy contentos de que, por segundo año consecutivo, se hayan dado las condiciones para avanzar en la integración energética entre ambos países. Este acuerdo genera beneficios mutuos, ya que por un lado entrega una alternativa para los requerimientos energéticos trasandinos, y por otro, permite a Chile colocar gas disponible en otros mercados”.
Finalmente Humberto Espejo, gerente de Trading y Comercialización de Enel Generación Chile, señaló que “este modelo de negocio nos permite aprovechar de forma eficiente el gas con el que contamos, además, representa una oportunidad para mantener y potencialmente incrementar este tipo de transacciones con Argentina, que nos pueden entregar flexibilidad y margen en nuestra operación”.
[Chile y Argentina firman por segundo año consecutivo acuerdo para suministro de gas natural]
junio 1, 2017 | Industria
Con el propósito de analizar y debatir sobre la gestión de los recursos hídricos en los sectores productivos, se celebrará Water in Industry, el Primer Congreso Internacional de Agua en Procesos Industriales, entre el 7 al 9 de junio en el Hotel Grand Hyatt de Santiago.
Durante estas jornadas, expertos internacionales abordarán temáticas relacionadas con la seguridad en el suministro de agua, en el uso eficiente de los recursos y en la gestión responsable de los efluentes para lograr una administración eficaz del recurso en los procesos industriales.
Jacques Wiertz, académico de la Universidad de Chie y director de Programa Técnico de Gecamin, responsable de la organización del evento, considera que la gestión de los recursos hídricos plantea una serie de desafíos técnicos que generalmente son abordados de manera sectorial, en eventos muy especializados. Es por este motivo que WaterinIndustry 2017 se plantea como una respuesta frente a la necesidad de un foro técnico, multisectorial y multidisciplinario sobre la gestión del agua en la industria.
“Es importante que los profesionales responsables de la gestión del agua conozcan las experiencias y buenas prácticas desarrolladas por otros sectores para resolver problemas similares a los suyos”, considera.
Por otro lado, agrega que también resulta relevante dar a conocer los resultados de las investigaciones e innovaciones desarrolladas por el mundo académico para permitir una eficiente transferencia tecnológica”, considera.
Presentación técnicas
El Congreso contará con más de 50 exposiciones, entre las que participarán expertos de Celulosa Arauco y Constitución, Chile; MineralsAmericas, BHP Billiton, Chile; Aguas del Altiplano, Chile; Vale, Brasil; Quebrada Blanca, Teck, Chile; Peróxidos do Brasil; Juruti Mine, AlcoaWorldAlumina, Brasil, entre otras.
Además, dictarán charlas plenarias representantes de Aguas Andinas, Codelco Tech, Nestlé, Viña Concha y Toro, CCU, ENAP, IANSA, la Agencia Chilena de Cambio Climático y Sustentabilidad, la Asociación Chilena de Riego y Drenaje, el Centro de Derecho y Gestión de Aguas UC.
En tanto, la ceremonia inaugural contará con las charlas de HenkOvink, enviado especial para los Asuntos Hídricos Internacionales del Reino de los Países Bajos, titulada: “Una visión integral: cómo garantizar los recursos hídricos en tiempos de cambio climático”; y la de Carlos Estévez, Director de la Dirección General de Aguas, que hablará sobre: “La alianza público-privada en la gestión integrada del recurso hídrico”.
Wiertz señala que la convocatoria ha logrado captar la atención de representantes de la industria minera, energética, agrícola, vitivinícola, “quienes probablemente no habían tenido la oportunidad de intercambiar experiencias en la gestión del agua”.
Al mismo tiempo, afirma que en el congreso se presenta como una oportunidad de escuchar las propuestas de proveedores. “La gestión del agua definitivamente es responsabilidad de todos y todos pueden contribuir en la búsqueda de una gestión innovadora, económica y sustentable del agua en los procesos industriales”, manifiesta.
La primera versión de Water in Industry está organizada por el Centro de Recursos Hídricos para la Agricultura y la Minería (CRHIAM); el NationalInstitute of Science and Technologyon Mineral Resources, Water, and Biodiversity – INCT-Acqua; el Núcleo Biotecnología Curauma de la Pontificia Universidad Católica de Valparaíso; el Instituto de Minerales Sostenibles, Centro de Agua en la Industria de los Minerales (SMICWiMI), Universidad de Queensland, Australia; y Gecamin, Chile.
Vea aquí el programa del evento.
mayo 29, 2017 | Industria
(La Tercera) De un inminente déficit energético a una situación de superávit, con varios proyectos en stand by a la espera de mejores precios. Esa es la descripción que hoy se puede hacer en el mercado eléctrico, que vive la otra cara de la moneda de lo observado tras la crisis del gas: proyectos más que suficientes para cubrir la demanda, un consumo a la baja y costos de capital cayendo.
Esto ha provocado que varios proyectos, que suman unos US$ 4.000 millones, estén postergados, paralizados o, definitivamente, enterrados. El último en caer en esta condición –al menos, de manera temporal- es la central hidroeléctrica Ñuble, ligada a Eléctrica Puntilla. Esta unidad, que costaría a lo menos US$ 400 millones, ha sufrido diversos retrasos relacionados con diferencias entre la empresa mandante y el contratista, que incluso derivaron en la cancelación de uno de los contratos.
Sin embargo, aunque esa situación se había resuelto, el problema central hoy es que los precios de largo plazo de la energía no se ven lo suficientemente atractivos como para justificar una inversión de esa magnitud. En la misma condición está la cartera de proyectos hidroeléctricos de EPA, firma controlada por Invercap -matriz del grupo CAP-, que maneja un portafolio de 12 iniciativas que suman 150 MW de potencia y que costarían unos US$ 600 millones. Según informó la empresa en su Memoria Anual, las menores lluvias han complicado el acceso a financiamiento para continuar invirtiendo.
El ex presidente de Invercap, Roberto de Andraca, comentó en la Memoria 2016 del grupo CAP que el año pasado la filial EPA “debió continuar ajustando sus gastos y revisando sus proyectos como consecuencia de la persistente baja en el precio de la energía eléctrica que se produce como resultado de los menores precios del carbón, gas y petróleo que se viene observando en el mercado internacional”.
A ello se suma la cartera de proyectos termoeléctricos asociados a la licitación de terrenos para centrales de energía impulsada por el Ministerio de Bienes Nacionales, ligados a empresas como Enel y Engie. Salvo Collahuasi, que sigue mirando alternativas, las otras empresas decidieron devolver los terrenos por cambios en el mercado, asociados a la pérdida de competitividad del carbón. Las iniciativas sumaban unos US$ 3.000 millones.
Si bien Enap no ha señalado si suspenderá o no su cartera de proyectos termoeléctricos en asociación con Mitsui, una señal importante fue la firma de un contrato de venta de gas con Colbún. El hidrocarburo que comercializó la estatal era el que tenía reservado para la operación de la central Nueva Era. Aun- que Enap puede recurrir a fuentes alternativas de gas, estas son mucho menos a firme que la que tenía por su calidad de accionista de la sociedad GNL Chile.
Las razones
Francisco Aguirre, socio de Electroconsultores, comenta que en lo principal el problema es que no hay demanda eléctrica sin crecimiento económico. “Por otro lado, ningún inversionista expondrá capitales en grandes proyectos con las inseguridades que se han evidenciado para los proyectos de tecnologías tradicionales. Y cuando la demanda se recupere los precios subirán, pues deben reflejar los costos de desarrollo de energías de base”, subraya.
El socio de la consultora Systep, Hugh Rudnick, añade que la decisión para invertir en un proyecto de generación se basa en las expectativas que tengan los inversionistas sobre el nivel de precios que existirán para toda la vida útil del proyecto, de manera que se obtengan los ingresos suficientes para cubrir todos los costos del proyecto, incluyendo los costos financieros y de capital.
“Muchos inversionistas llegaron a Chile interesados en los altos costos marginales que se proyectaban a futuro, pero en los últimos dos años ha habido una baja de los costos marginales, por los menores precios de los combustibles, cambios tecnológicos y una caída de la demanda”, indica.
A su juicio, dada la baja de crecimiento de la demanda, habría una sobrecapacidad instalada de generación, que además se refleja en la sobrecontratación, de aproximadamente un 10%, de la demanda regulada en las empresas distribuidoras.
mayo 26, 2017 | Industria
(Pulso) —“Las investigaciones son recurrentes en Chile. Hemos tenido muchas. Siempre hemos estado bajo investigación por una u otra razón y estamos colaborando con la Fiscalía”. Así de directo se mostró el gerente de asuntos corporativos de Enex –brazo de combustibles del Grupo Luksic–, Juan Eduardo López, al ser consultado por la indagatoria de la Fiscalía Nacional Económica (FNE) por presuntos incumplimientos al fallo de la Corte Suprema que ordenara una serie de mitigaciones tras adquirir la operación de Terpel a Empresas Copec.
Esto luego que a mediados de marzo, el órgano antimonopolio abrió una investigación a raíz de una denuncia por presuntas conductas anticompetitivas en el rubro de combustibles. La acción surgió luego que una empresa de distribución de combustibles (Surenergy), ligada a dos ex ejecutivos de Shell, presentara una denuncia en contra de la Empresa Nacional de Energía (Enex), controlada por el grupo Luksic, por prácticas predatorias y abuso de posición dominante.
En la resolución en que la FNE reveló el inicio de la investigación, asegura que se hace necesario “realizar en esta investigación una evaluación de las condiciones de competencia en que operan dichas instalaciones y el sistema de abastecimiento de combustibles en el país, para efectos de comprobar que las mismas no signifiquen una vulneración de lasnormas contenidas en el DL 211”.
Sin embargo, Enex se defiende y sostiene que en el proceso de enajenación de las estaciones de servicio estuvo presente personal de la Fiscalía Nacional Económica. E incluso la compañía puso término a los contratos de abastecimiento, pagando indemnizaciones a Enap y Oxiquim. A estos últimos terminó pagando US$12 millones debido a un arbitraje.
Además, López explicó que la venta de las 61 estaciones de servicios que le ordenara el máximo tribunal para aprobar la adquisición le generó “un costo muy alto”.
“La Fiscalía nos dijo que cumplimos y se archivaron los antecedentes. Ahora que nos digan que no cumplimos o que van a investigar esto no parece ser coherente con lo que pasó”, afirmó el ejecutivo de Enex.
Y más aún: “Nos parece incorrecto que ahora investiguen incumplimientos, porque el esfuerzo económico que hizo la empresa fue tremendo”.
El ejecutivo añadió que dicho esfuerzo radicó en subastas sin precio mínimo “con precios irrisorios” más una serie de indemnizaciones que la compañía debió pagar a Enap. “Si te dicen que ya cumpliste y después te dicen: vamos a investigar si cumplieron. ¿De qué estamos hablando?”, se preguntó el ejecutivo del grupo Luksic.
“El fallo de la Corte Suprema fue muy duro para nosotros que consideró medidas que no fueron pedidas por la Fiscalía Nacional Económica”, concluyó.
A su juicio, la FNE no solicitó ante el máximo tribunal la venta de las estaciones de servicio ni el fin de los contratos de abastecimientos con terceros. Si bien no cuenta con cifras para graficar o dimensionar el tamaño de los ingresos que dejó de percibir Enex tras el fallo de la Corte Suprema, el ejecutivo detalló que al menos la compañía perdió 2 puntos de participación de mercado.
Otro impacto significativo para la compañía radicó en el cierre de la planta de Coronel. “Ese fue un impacto muy grande, porque es una zona en donde la capacidad de almacenamiento y distribución es muy limitada. Ahora estamos peor que la competencia. No podemos ir a las instalaciones que hay, y la competencia sí puede. De hecho, esa instalación la ocupa Copec”, disparó López.
“Aquí la concentración está en Copec, que tiene el 60% del mercado. Esa es la negociación. Nosotros tenemos el 20% o 22%. Decir que Angelini o Luksic están concentrados es un despropósito”, acusó.
El ejecutivo desestimó los cuestionamientos que realizara la denunciante Surenergy ante la FNE, en el que se afirma que los grupos Angelini y Luksic comparten los directorios de las empresas que abastecen el mercado de combustibles. “Sería raro que las empresas de combustibles no se junten para la logística de combustibles, y no es efectivo que la distribución esté concentrada. Cualquier persona puede traer combustible a Chile”, sostuvo.
López concluye: “Que investiguen todo el mercado, nosotros le daremos explicaciones, pero no me comparo con la participación de Copec”.
En 2013. El grupo Luksic a través de Enex matriz de Shell compró los activos de Terpel a Empresas Copec. “Si te dicen que ya cumpliste y después te dicen: vamos a investigar si cumplieron. ¿De qué estamos hablando?”
A través de Sonamar, los grupos Luksic y Angelini comparten el directorio de la empresa naviera que ingresa combustible a Chile.
