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Chile y Argentina firman por segundo año consecutivo acuerdo para suministro de gas natural

Chile y Argentina firman por segundo año consecutivo acuerdo para suministro de gas natural

Este viernes en las oficinas de Enap se firmó el acuerdo mediante el cual Chile enviará gas natural hacia Argentina durante el invierno. De esta forma, y por segundo año consecutivo, nuestro país inyectará el hidrocarburo al vecino país, para afrontar el consumo de invierno.

El acuerdo fue suscrito simultáneamente en ambos países por el gerente general de Enarsa, Hugo Balboa (en Argentina), mientras que, en Chile, firmaron el acuerdo los gerentes de Gas y Energía, Marco Arróspide, y de Administración y Finanzas, Ariel Azar, ambos de Enap.

Participaron de la firma en Chile, el gerente general de Enel Chile, Nicola Cotugno; el gerente general de Aprovisionadora Global de Energía, Klaus Lührmann; el gerente general de GasAndes, Raúl Montalva; y el gerente general de Electrogas, Alan Fischer.

Las gestiones realizadas por las empresas estatales a cargo de viabilizar este acuerdo, Enap (Chile) y Enarsa (Argentina), y que contó con el apoyo de ambos gobiernos, permitirán exportar un volumen total de 276 millones de metros cúbicos entre el 1 de junio y el 31 de agosto de este año, lo que equivale a 3 millones de metros cúbicos diarios, fortaleciendo así la integración energética entre ambas naciones.

Marcelo Tokman, gerente general de Enap, señaló que “estamos muy satisfechos de haber podido articular este acuerdo por segundo año consecutivo y seguir avanzando en la integración energética entre Chile y Argentina. Este convenio produce beneficios para ambos países: contribuye a satisfacer las necesidades energéticas de Argentina y permite a Chile entregar gas disponible en otros mercados”.

Nicola Cotugno, gerente general de Enel Chile, matriz de Enel Generación Chile, comentó que esta operación permitirá ampliar los negocios futuros con Argentina. “Nuestra participación equivale a un embarque de gas de 90 millones de m3, y 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”, indicó el ejecutivo.

Por su parte, Klaus Lührmann, gerente general de la Aprovisionadora Global de Energía, afirmó que estos pasos son relevantes en integración energética binacional: “Estamos dando continuidad a un proceso de integración que comenzó el año pasado y que hoy da muestra de que es conveniente para ambos países y que esperamos que siga presente en el futuro, a través de acuerdos de largo plazo. Hoy Chile tiene una robustez en materia de abastecimiento de gas natural que permite que se convierta en exportador del mismo, y eso es una señal importante para el mercado internacional”.

Los volúmenes de gas natural serán suministrados por Enap, Enel Generación y Aprovisionadora Global de Energía (parte del grupo CGE), y se realizarán por medio de los gasoductos Electrogas y GasAndes, en la zona central.

Este año Enap colocará un 54% del volumen total, Enel Generación suministrará un 32% y Aprovisionadora Global de Energía, un 14%. Asimismo, entre ambas partes se acordó la opción de ampliar el volumen de suministro en caso de que sea requerido por Argentina y las empresas chilenas cuenten con el hidrocarburo disponible.

[Marcelo Tokman: Enap proyecta invertir US$101 millones en gas y energía este 2017]

Estadounidense ConocoPhilips evalúa ampliar sus inversiones en Chile

(La Tercera) La explotación de gas no convencional en la Región de Magallanes, enmarcado en el Plan Estratégico que lleva adelante en la región, es una de las prioridades en la actual gestión de Enap, atrayendo además la atención de distintos posibles socios. Uno de ellos es la petrolera estadounidense ConocoPhillips, que está muy atenta a los avances en la zona.

“Estamos considerando nuevas oportunidades de inversión en Colombia y Chile que brinden tanto escala como flexibilidad para la empresa”, dijo esta semana Ryan Lance, CEO de la firma norteamericana, en una conferencia con analistas.

ConocoPhillips y Enap firmaron en junio del año pasado un acuerdo de asociación para la explotación y producción de gas no convencional en el denominado Bloque Coirón, ubicado a 165 kilómetros al noroeste de Punta Arenas. De acuerdo con cercanos a la estatal, desde la firma del acuerdo a la fecha, personal de ConocoPhillips viaja periódicamente a la zona para realizar sondajes y mediciones de los potenciales recursos existentes. Las mismas fuentes señalan que a la fecha el trabajo ha tenido positivos avances, y no descartan que durante este año se pueda perforar los primeros pozos para la explotación de gas no convencional.

El acuerdo firmado en junio pasado entre Enap y la petrolera estadounidense considera que la firma chilena debe mantenerse al menos con el 51% del Contrato Especial de Operación Petrolera, siendo el socio operador, mientras que ConocoPhillips puede alcanzar hasta el 49% de dicho contrato, aportando recursos, tecnología, y su expertise en el sector.

En la firma del acuerdo se estimó que, en caso de éxito, la inversión en esta operación podría alcanzar entre US$ 70 millones y US$ 100 millones para los próximos cuatro años. A comienzos de 2016, el Servicio Geológico de Estados Unidos (USGS por sus siglas en inglés) confirmó la existencia de un importante potencial de gas no convencional en Magallanes, equivalente a 8,3 trillones de pies cúbicos, cifra que representa prácticamente el doble de la producción de gas en dicha cuenca en los últimos 70 años.

Bono

En materia financiera, en tanto, Enap concretó ayer una colocación de bonos en el mercado local por 6,5 millones de unidades de fomento (UF), unos US$ 250 millones. La tasa de colocación fue de 1,87%, con un spread de 67 puntos base. El plazo de emisión es 10 años con pagos semestrales de intereses y amortización de capital al vencimiento. Banco Santander-Chile actuó como asesor financiero, mientras que Santander Corredores de Bolsa Limitada fue el agente colocador.

Marcelo Tokman, gerente general de la estatal, comentó que “el éxito de esta colocación es un reflejo más de que los buenos resultados de la compañía están siendo reconocidos por los inversionistas. Estamos comprometidos y seguiremos avanzando de manera responsable en la ejecución de nuestro Plan Estratégico”.

Los fondos estarán destinados al refinanciamiento de pasivos de corto plazo.

[Marcelo Tokman: Enap proyecta invertir US$101 millones en gas y energía este 2017]

Inversión privada proyectada a cinco años cae 23% a mínimo desde 2008: US$ 35.107 millones

Inversión privada proyectada a cinco años cae 23% a mínimo desde 2008: US$ 35.107 millones

(El Mercurio) La inversión privada proyectada a un plazo de cinco años no repunta y está en su menor nivel desde 2008. Así lo revela el último catastro de la Corporación de Bienes de Capital (CBC) con datos a marzo de este año, que señala que los proyectos privados -un total de 500- para el periodo 2017-2021 suman US$ 35.107 millones, lo que representa una disminución de US$ 10.393 millones o 23% frente al informe anterior con cierre en diciembre pasado.

La entidad explicó que esta cifra se genera, por una parte, por el cambio de quinquenio (el análisis anterior consideraba 2016-2020), por lo que salió del informe el año pasado, que aportaba US$ 13.798 millones, mientras que el período que se incorporó, 2021, contabiliza US$ 1.290 millones. De todos modos, la CBC, indicó que se observa una baja reposición con iniciativas nuevas, factor que no alcanza a compensar la salida de los planes del catastro porque terminaron o fueron descartados.

«Los factores que podrían determinar un menor grado de reposición de la cartera de proyectos privados son múltiples, entre los que se encuentran condiciones menos favorables de mercado, falta de financiamiento, extensión o dificultades en el proceso de calificación ambiental, compleja tramitación sectorial de permisos, incertidumbre, entre otros», comentó la CBC.

Desempeño de principales rubros

El 67,6% de la menor inversión se produce por mermas en montos ligados a los sectores energía (36,93%), inmobiliario (17,09%) y minería (13,58%).

Al analizar el caso del rubro energía, la CBC comentó que «el freno de los proyectos de generación convencionales, de alto impacto ambiental, sumado a los incentivos de la autoridad permitieron un gran desarrollo durante los últimos años de iniciativas no convencionales que pudieran abastecer la demanda del mercado. Sin embargo, actualmente, la brecha entre oferta y demanda se ha reducido, con la incorporación de los proyectos terminados».

En cuanto al ámbito inmobiliario, la Corporación señaló que «se ha verificado una menor actividad, tanto de ingreso de nuevos proyectos como de continuación de nuevas etapas en otros. Esto último ha coincidido con un bajo crecimiento de la economía local, que ha afectado también los desarrollos inmobiliario-comerciales».

En el caso de la minería, la entidad recordó que el fin del «superciclo en el precio de los minerales representó también el ajuste de la cartera de proyectos sectorial». Añadió que, en ese contexto, se descartó parte significativa «de las grandes expansiones de faenas o desarrollos de nuevos yacimientos, y se desarrollaron mayormente iniciativas de menor tamaño, cuyo propósito era optimizar procesos, mantener niveles de producción, o generar expansiones marginales».

La CBC añadió que otros sectores que registran iniciativas descartadas de las proyecciones son el industrial y el forestal. Indicó que se han retirado complejos industriales, por razones de mercado; montajes en centrales forestales y plantas acuícolas, por extensión de procesos de calificación ambiental.

Montos en la capital caen 20%

Salvo Tarapacá y La Araucanía, todas las regiones registraron disminuciones en las inversiones proyectadas a cinco años. La Región Metropolitana, que concentra cerca del 30% de los montos esperados a 2021, experimentó una caída de 20,7%.

Antofagasta -que suma US$ 8.651 millones en inversiones en el quinquenio- exhibe una merma de 22,3% en comparación con el reporte previo de diciembre pasado.
Máximo US$ 84.538 millones era la inversión prevista a cinco años en el 4 {+o} trimestre de 2013. Proyecciones para planes del sector estatal también descienden

En el reporte del primer trimestre de 2017, la Corporación de Bienes de Capital catastró inversiones del sector estatal por US$ 11.641 millones para el período 2017-2021. Ese monto es menor a los US$ 15.694 millones detectados en el reporte de fines del año pasado, que consideraba el lapso 2016-2020.

La CBC indicó que no necesariamente la disminución de los planes ligados al área pública está vinculada a que el actual gobierno está atravesando por el último año de su mandato.

La entidad explicó que la merma actual «coincide con que grandes proyectos del portafolio, que comenzaron su ejecución en años previos, terminaron recientemente o lo harán próximamente». Citó como ejemplos la Línea 6 del metro, el mejoramiento integral de la infraestructura ferroviaria del tramo Santiago-Rancagua de EFE y algunos recintos del plan de hospitales, entre otros.

A lo anterior, se añade que aún no se define un cronograma preciso de ejecución para las nuevas iniciativas equivalentes o de reposición.

Los mayores desembolsos del sector estatal se encuentran en obras públicas, con US$ 5.907 millones, seguido de minería, con US$ 5.431 millones. Más atrás aparece el rubro energía, con US$ 299 millones y solo US$ 4 millones a 2021.

[Marcelo Tokman: Enap proyecta invertir US$101 millones en gas y energía este 2017]

Siemens moderniza el sistema de control en central Nehuenco

Siemens moderniza el sistema de control en central Nehuenco

Siemens se adjudicó un contrato con Colbún para la modernización del sistema de control en la Central Termoeléctrica Nehuenco I, con la nueva plataforma de control y automatización Siemens T3000 Cue (SPPA-T3000).

La planta de ciclo combinado tiene una capacidad instalada de 368 MW y está ubicado en Quillota, suministrando energía para un equivalente de 350.000 hogares aproximadamente.

Según informó Siemens en un comunicado, los nuevos controles instalados «mejorarán la operación y confiabilidad de la planta, debido a que están específicamente diseñadas para su implementación en plantas de energía y en controles de turbinas en una plataforma común y facil de usar. El SPPA-T3000 Cue es una sistema de instrumentación y control de plantas de generacion basada en la web que puede ser integrado en los sistemas IT existentes, independiente del equipamiento original de fábrica (OEM)».

Este sistema entrega el funcionamiento en tiempo real de operaciones, ingeniería, diagnósticos, archivos, alarmas y servicios de mantenimiento, además de poseer una interfaz de seguridad java enabled, donde los usuarios autorizados tienen un acceso virtualmente seguro en cualquier momento y en cualquer lugar.

«Además, la tecnología Embedded Components Service ayuda a simplificar la operación y mantención de la planta de energía y permite habilitar a los operadores para que puedan utilizar individualmente las unidades de la planta de energía en un modo de operación flexible que se adecúe a la demanda», informó Siemens.

El contrato también incluye la migración de todos los controles Siemens Simatic S5, los cuales son para otros sistemas de plantas como caldera auxiliar, fuego suplementario y compuerta de bypass, donde el sistema autónomo se conecta con el anterior sistema SPPA-T2000, pero ahora tiene los controles totalmente integrados al SPPA-T3000 Cue, permitiendo que las características estén habilitadas para una plataforma de control único para un mejor acceso y y fácil uso.

El convertidor de frecuencia de la turbina a gas (SFC)/Sistema de excitación estática (SEE) también serán renovados. Este sistema se usa para el encendido de la turbina donde el generador es usado como motor y la excitación para el generador. El regulador automático de voltaje (AVR) y el sistema de excitación de la turbina de vapor, también serán reemplazados.

[Enap, Gas Natural Fenosa y socios de El Campesino en carrera por el complejo Nehuenco de Colbún]

Costo de la electricidad baja 60% en tres años de la Agenda de la Energía

(La Tercera) Un verdadero zapato chino era, solo tres años atrás, la situación de la energía en Chile. Precios disparados, muy lejos de mercados como Perú o Colombia, reflejaban la dificultad para desarrollar proyectos, con varias iniciativas como HidroAysén, la termoeléctrica Barrancones o la del complejo carbonero Castilla cayendo uno a uno, entrampado en decisiones judiciales, políticas o ambientales.

Por entonces, el recientemente nombrado ministro de Energía, Máximo Pacheco, debió decidir, junto con sus pares del Comité de Ministros, el futuro del proyecto HydroAysén, al que se revocó el permiso ambiental. Tras ese episodio, apuró el tranco de un trabajo ambicioso: la Agenda de Energía, documento en que definiría la hoja de ruta para resolver ese entramado.

El documento, presentado por la Presidenta Michelle Bachelet el 15 de mayo de 2014, tenía por objeto “construir y ejecutar una política energética de largo plazo que tuviera validación social, política y técnica” y que hiciera frente a un escenario en que los precios de la energía eléctrica habían aumentado considerablemente en la última década. “En 2006, el suministro eléctrico para nuestras familias, comercios y pequeñas empresas (clientes regulados) fue adjudicado a valores promedio de US$ 65 MWh; en cambio, la última licitación, realizada en diciembre de 2013 para estos mismos clientes, fue adjudicada al doble del 2006”, diagnosticaba la propia agenda.

El documento, además de leer el escenario de manera cruda, se puso metas ambiciosas como la reducción de los costos marginales de la electricidad desde los US$ 151 promedio de 2013, la baja de los valores de las licitaciones para distribuidoras y levantar las barreras para las energías renovables. A esto se sumó fomentar el uso eficiente de la energía, robustecer a la estatal Enap y el desarrollo de una política de largo plazo, que se materializó en 2015 tras un extenso proceso participativo del que sólo queda pendiente la definición de una estrategia local para la región de Aysén, hoy en etapa final de desarrollo.

Los resultados

Tres años después, en la industria energética hay consenso de que la hoja de ruta cumplió gran parte de sus objetivos, siendo los precios de la energía, tanto en lo relativo al costo marginal como en los valores de las licitaciones de suministro para las distribuidoras, los más vistosos, con resultados muy por sobre las expectativas.

En el Sistema Interconectado Central (SIC), por ejemplo, el costo marginal promedio mensual de abril bajó de US$ 146,6 por MWh en promedio en 2014 a US$ 59,2 por MWh el presente año, una caída de 60%. En el caso del Sing, la baja también ha sido significativa: desde US$ 86,7/MWh en 2014 a US$ 51,5 este 2017.

Este descenso se ha dado además en medio de un escenario de sequía, que en años anteriores disparaba los costos de producción de electricidad. El auge de las ERNC, que traspasaron el umbral de la rentabilidad que las hacía poco atractivas, también hizo lo suyo, al igual que la baja internacional en los precios de los combustibles.

“La Agenda de Energía fue efectiva en lograr precios más competitivos (…) Otro factor relevante fue la reducción del precio de combustibles y del precio de las tecnologías eólicas y solares”, explica el gerente general de AES Gener -la principal productora eléctrica en Chile- Javier Giorgio. Según el ejecutivo, esto se dio además en un ambiente de diálogo con los distintos actores del mercado, lo que fue positivo.

Desde Engie Chile, la mayor generadora del Norte Grande, añaden que la Agenda de Energía permitió fijar las prioridades del país en este aspecto, estableciendo planes concretos de acción en el mediano y largo plazo.

“A partir de esta Agenda se dio impulso a proyectos relevantes, como la interconexión que permitirá que Chile cuente con un sistema eléctrico único, más competitivo y eficiente”, plantean desde la empresa de capitales franco-belgas.

“La agenda estableció las prioridades legislativas como la Ley de Trasmisión y la Ley de Equidad Tarifaria y de Reconocimiento a las comunas generadoras, todas promulgadas en 2016”, complementan.

“Sin duda el trabajo en materia de energía por parte del Gobierno ha tenido avances muy importantes, y estos se pueden ver en la disminución en los precios de la energía, en la entrada de más actores al mercado y con ello también de más oferta de renovables en el parque generador”, comentan en Enel Chile.

 

Déficit hidroeléctrico

Desde Colbún coinciden con el carácter positivo de la Agenda, pero hacen hincapié en un punto en que no se ha avanzado al mismo ritmo: el desarrollo de la hidroelectricidad, recurso propio y abundante que, sin embargo, no se ha aprovechado de manera adecuada.

En hidroelectricidad, si bien se realizó un Estudio de Cuencas y se impulsó una Mesa de Hidroelectricidad Sustentable, aún está pendiente que esos lineamientos se traduzcan en un desarrollo efectivo del gran potencial hidroeléctrico que tiene Chile.

Al mismo tiempo, ponen otro punto sobre la mesa, la flexibilidad necesaria para adaptar el parque eléctrico a las irrupción de las energías renovables, que pasaron de tener un rol secundario en el sector a aportar casi el 10% de la producción total.

“Aunque no estaba incluido en la Agenda de Energía, la mayor penetración de energías renovables de fuente variable (ERFV) requiere necesariamente un sistema eléctrico más flexible, y mayor flexibilidad implica mayores costos. Se necesita una regulación y un mercado de servicios complementarios que introduzca las señalares de precios correcta para asumir este desafío”, agregan.

Coincide con esta visión el gerente general de AES Gener, Javier Giorgio. “Está pendiente avanzar en una regulación que reconozca los nuevos costos en los que incurren las centrales termoeléctricas para aportar servicios complementarios a la red eléctrica que permitan adicionar en forma segura más energía renovable variable”, indica.

[Coordinador Eléctrico Nacional: Nuevas tareas y perspectivas]

¿Habrá 100 mini hidro?

Uno de los compromisos que difícilmente se cumplirá será la construcción de 100 centrales mini hidro durante el gobierno de la Presidenta Bachelet. A la fecha, sólo se han levantado 64 centrales de este tipo. “Se han construido y están en operación 42 centrales mini hidro y 22 están en construcción. Son 64 de las 100. Tenemos 26 que están aprobadas en el Sistema de Evaluación Ambiental. Vamos a estar cerca del objetivo”, dijo el Ministro de Energía, Andrés Rebolledo.

Que no se cumpla este objetivo, tampoco es un problema para el director ejecutivo de la Asociación de Pequeñas y Medianas Centrales Hidroeléctricas (Apemec), Rafael Loyola, quien calificó este plan como “un éxito”.

“Es un plan que se basa en el compromiso serio de la autoridad en orden a hacer un esfuerzo y poner los recursos para, mano a mano con la industria, identificar e intentar superar barreras burocráticas y administrativas que muchas veces impiden que proyectos de inversión se desarrollen”, dijo Loyola.

Andrés Rebolledo: “Hace algunos años este sector era una traba al crecimiento económico”

¿Cuál es la evaluación que hace a tres años del lanzamiento de la Agenda de Energía?

Esta es una agenda que marca una visión común del sector, compartida entre los distintos actores que son parte del sector. Creemos que ese es un elemento que le da el sello, y probablemente explica de forma significativa, esta reforma exitosa en el sector de energía, que haya cambiado el panorama y que hoy tengamos una situación totalmente distinta a marzo de 2014. El esfuerzo hecho que permitió tener esta visión compartida ha sido una buena directriz para efectos de entender la proyección del futuro del sector a partir de esta visión consensuada.

¿En que se traduce?

Esto se traduce en varios indicadores relevantes, uno de ellos son todos los cambios legislativos. Este periodo de gobierno vamos a haber concluido y tramitado siete leyes. Un cambio regulatorio que ha permitido desarrollar un sector más competitivo, con presencia creciente de actores nuevos, muchas empresas internacionales, con condiciones de competencias más profundas, que hoy ponen nuevos desafíos. Con tecnologías nuevas que han sido protagonistas y que seguramente van a seguir creciendo en el sector, me refiero a las ERNC.

¿Qué característica le otorgó la agenda al sector?

Creo que la gran diferencia es que hace algunos años este era un sector que más bien era una traba al crecimiento económico, a una economía más productiva y competitiva, donde los precios eran en general altos, y en algún punto hace algunos años incluso con riesgo de suministro. Hoy el sector cambió su perfil, es mucho más competitivo, y es una contribución al crecimiento y desarrollo económico (…) Hoy además hay más actores. Hay una cierta robustez gremial, lo que contribuye a tener diferentes visiones.

¿Qué punto ha sido el más complejo de cumplir?

Tenemos el 90% ya cumplido. Hay varios proyectos que tienen que implementarse en los próximos meses, que son cruciales y muy determinante para la viabilidad, la sustentabilidad, y proyección económica de muchos proyectos de generación eléctrica, al menos un par de ellos en la transmisión eléctrica, proyectos que son fundamentales, emblemáticos, y que van a ser parte de la historia del sector eléctrico nacional. Me refiero a la interconexión, a Cardones-Polpaico, a otras líneas de conexión, eventualmente algún avance que nos permita visualizar alguna proyección de inversión con Argentina, con Perú, y varios de ellos tienen un cronograma que se tendrá que ir implementando. De la perspectiva de nuestras prioridades los hemos puesto en el foco de nuestra atención, le hemos dado seguimiento adecuadamente, y vamos a ir acorde a lo comprometido, ya sea en la agenda, o en algunos casos en los mismos contratos de licitación. Por otra parte, este año también tenemos una licitación eléctrica de suministro, que esperamos que venga a ratificar la tendencia de lo que ha ido sucediendo en materia de precios. Queremos también pronto estar en condiciones de aplicar la segunda parte de la ley de equidad tarifaria, que tendrá un impacto significativo en los hogares de Chile.

Respecto de los proyectos de transmisión ¿estarán construidos al final de este gobierno? Respecto de la interconexión, nosotros estamos trabajando para tener la interconexión a finales de octubre. Respecto de Cardones Polpaico, en esa fecha también estimamos que vamos a tener en operación los dos primeros tramos del norte, y por lo tanto lo que restará es saber en qué minuto del primer semestre del próximo año, que es nuestra aspiración, podamos estar en condiciones de opera el tercer tramo. Estamos trabajando para eso. Sobre lo primero, yo te podría dar más certeza porque estamos trabajando. Sobre lo segundo, estamos trabajando con la empresa y con otros organismos para que así sea.