abril 24, 2013 | Industria
(El Mercurio) La baja en el precio del cobre y los altos costos en materia energética y laboral inquietan a las compañías mineras.
Dos de las cuatro mayores empresas eléctricas del país, Colbún y E-CL, manifestaron su preocupación por la situación que vive la industria minera -sector que consume más del 30% de la energía que se produce- ante la inminente postergación en sus proyectos de inversión.
«Como estamos esperando para firmar contratos de energía con mineras, claramente también vemos postergados nuestros propios planes. Por eso, otra opción es ir a vender energía en el SIC en el norte chico a través de la interconexión. Esa es una forma de acelerar nuestros planes de inversión hacia el norte chico», sostuvo el gerente general de E-CL, Lodewijk Verdeyen.
Según el ejecutivo, ya es evidente el retraso que están exhibiendo las iniciativas mineras a raíz de este nuevo escenario de menores ingresos y altos costos.
«Hemos visto que en general hay una desaceleración de proyectos mineros. Yo no sé específicamente si eso tendrá relación con el precio del cobre u otros problemas de desarrollo que tienen estos proyectos en Chile, pero para nosotros es claro que cuando estaban hablando de la entrada en operaciones de proyectos en 2015 o 2016, hoy en día estamos hablando de 2017 y 2018. Claramente, hay un retraso de dos años», dice Verdeyen.
Por su parte, el presidente de Colbún, Bernardo Larraín, se refirió también al preocupante momento que viven las mineras, pues sus efectos se podrían traspasar a las eléctricas. «Las empresas generadoras les venden energía a compañías mineras, industriales y distribuidoras, que a su vez les entregan la electricidad al comercio y a los clientes residenciales. Por supuesto que si se postergan proyectos, obviamente eso implica un impacto sobre los proyectos de generación», sostuvo Larraín.
Sobre esto último, el presidente de Colbún agregó que la demanda en Chile sigue creciendo, pero que la oferta de energía está enfrentando una serie de obstáculos que afectan el desarrollo del país.
Necesidad de consenso nacional
El presidente de Colbún, Bernardo Larraín, reiteró la necesidad de alcanzar un gran consenso nacional para desarrollar el proyecto HidroAysén, del cual son socios con el 49%. «El desafío es para el país, de tener un amplio consenso de que estamos entrando en una gran encrucijada energética en el sentido de que no se están construyendo grandes proyectos de generación», sostuvo Larraín.
Sobre esto último, el presidente de la eléctrica dio cuenta de lo importante que es para el proyecto que el Comité de Ministros analice las observaciones a HidroAysén. «En general, hay plazos en la tramitación ambiental, en la apelación al Consejo de Ministros, y por cierto que una institucionalidad fuerte debe tener sus plazos. Pero lo relevante es que se pronuncie sobre las reclamaciones», dijo.
Fuente / El Mercurio
abril 19, 2013 | Industria
(Diario Financiero) El mercado de la electricidad a carbón de China sufrirá una “sobreoferta estructural”, a medida que las fuentes de energía baratas, pero sucias, son marginadas cada vez más, afirmó un funcionario senior de la industria.
Los ejecutivos de la generación de electricidad necesitan estar conscientes de que la “década dorada” de la electricidad a carbón terminó en 2011, y que el gas natural más limpio se desarrollará rápidamente en la próxima década a expensas del carbón, aseguró Liu Xiangdong, subdirector general del departamento de planificación y estadísticas del Consejo de Electricidad de China.
El consejo representa a los generadores eléctricos más grandes y fundamentalmente estatales, y Liu emitió su advertencia en la conferencia anual de Coaltrans China.
La competencia por parte de energías limpias, incluyendo las hidroeléctrica, nuclear, eólica, solar y de biomasa, mantendrán el crecimiento anual de la electricidad a carbón –y por lo tanto la demanda por carbón– muy por debajo de 5% en la próxima década, comparado con 11% en la anterior, detalló Liu.
“En los próximos tres a cinco años, la demanda de carbón será débil. Los años de oferta estrecha de carbón a largo plazo no reaparecerán”, expresó. “Tendremos una sobreoferta estructural de electricidad a carbón. El principal impulsor para la demanda de carbón y el precio ya no será la demanda total de electricidad, sino la política de desarrollo de gas natural y los patrones de lluvia para la energía hidroeléctrica”, explicó.
Fuente / Diario Financiero
abril 19, 2013 | Industria
(Diario Financiero) Un ambicioso plan de inversiones por US$ 1.800 millones anunció ayer el grupo CGE, durante su junta anual de accionistas. Según la compañía, un 55% del monto será destinado al sector electricidad, un 40% al gas y el 5% restante irá para otros servicios de la firma.
Este año el grupo dijo que invertiría US$ 450 millones, donde electricidad se llevará un 50% del total, gas un 45% y servicios otro 5%. El monto destinado para 2013, es el más alto desde 2009, dijeron en la compañía. “Estas cifras son gracias al crecimiento que tiene el país. Estamos creciendo entre 5% y 6% y obedece a eso”, explicó el gerente general de CGE, Eduardo Morandé.
De hecho, la firma hizo sus estimaciones de crecimiento de la demanda eléctrica, la que subiría este año 5,9%, con respecto al año anterior. El PIB, en tanto, se expandiría un 4,8%, estimó.
Las inversiones en el sector eléctrico se destinarán a seguir mejorando la calidad y seguridad del suministro eléctrico, dijo la compañía, agregando que también buscarán garantizar el abastecimiento de nuevos clientes, renovar las instalaciones y equipos de distribución e impulsar proyectos de extensiones y urbanizaciones, entre otras líneas de acción.
Asimismo, CGE dijo que reforzará sus canales de atención al cliente y la gestión de reclamos e implementará mejoras para facilitar la lectura de sus boletas, trabajo especialmente focalizado en el sector eléctrico.
En el sector gas, Morandé destacó la implementación de proyectos de densificación y penetración del gas natural, mientras que en GLP se contempla la construcción de un nuevo estanque de almacenamiento en el terminal de Gasmar y de una planta en la Región del Biobío.
Desagregadamente, en el sector eléctrico, el área de distribución de la firma se llevará un 30% del monto total a invertir, mientras que transmisión un 20%. El gas natural concentrará un 25%, mientras que el GLP un 20%.
Otros temas
Morandé también se refirió a la venta de los proyectos de generación, señalando que el proceso sigue en marcha. Entre ellos se encuentran la central hidroeléctrica Ñuble, que demandaría unos US$ 300 millones y otros seis proyectos con estudios de prefactiblidad, los que estarían valuados en unos US$ 20 millones, dentro de los cuales está la central Tinguiririca.
Respecto de los problemas para encontrar suministro para sus contratos, Morandé dijo que “el sector energético ha estado muy complejo, dado que la oferta es menor a la demanda, y los precios de corto plazo están diciendo algo muy distinto a lo que son los costos de desarrollo”.
“El tema de fondo es cómo en el largo plazo, eso se resuelve dadas las tasas de crecimiento que tiene el país”, añadió.
Fuente / Diario Financiero
abril 18, 2013 | Industria
(Revista ELECTRICIDAD) Desarrollar una oferta competitiva en materia de suministro energético es uno de los focos de GasAtacama, de manera de responder a los crecientes requerimientos de industrias como la minería. En entrevista con Revista ELECTRICIDAD, Rudolf Araneda, gerente general de la compañía, se refiere al momento actual de la eléctrica y sus proyectos venideros.
¿Cómo fueron los resultados de la empresa en 2012?
La compañía alcanzó un Ebitda en torno a US09 millones, que se encuentra en el promedio de los elevados Ebitda de los últimos cuatro años. Este ha sido un periodo muy importante para consolidar la situación financiera y bajar la deuda para alcanzar índices de investment grade que le permitan acceder a GNL internacional y a la capacidad de desarrollar un terminal de recepción GNL, sin aval de accionistas, necesarios para poder formular una oferta de suministro eléctrico competitiva a las compañías mineras.
¿Cuál es la situación del acuerdo que suscribieron GasAtacama y las mineras?
Se acordó con las compañías mineras del SING un acuerdo en virtud del cual GasAtacama se comprometía a otorgar un servicio de respaldo al SING, generando con diésel no solo para sus propias necesidades sino para respaldar eventualidades del SING en cualquier momento, generando con hasta cuatro turbinas con petróleo diésel, situación que no podía cumplir ningún otro generador, y no solo hacerlo durante los cuatro años, 2008 a 2011, sino además continuar con ese respaldo durante 2012 y 2013.
¿Cuáles han sido las implicancias de este acuerdo?
Durante 2012, en 44 oportunidades, producto de fallas de diversas unidades de los demás generadores del SING, fue indispensable la partida de la central GasAtacama y su operación durante uno a cinco días seguidos mientras se producían ajustes, reparaciones u otros, y permitió la continuidad del suministro durante todo el periodo. En lo que va de 2013 (27 de febrero) ya ha operado 23 veces, es decir, al menos tres veces por semana se hace indispensable la operación con al menos una turbina operando con diésel para viabilizar la continuidad del suministro eléctrico en el SING.
¿Qué grado de avance presenta el proyecto del terminal flotante FSRU en Mejillones?
A mediados de 2012 suscribimos los contratos con Golar LNG, principal operador de terminales flotantes de almacenamiento y regasificación de GNL, FSRU’s, cuya condición precedente es que GasAtacama logre suscribir 480 MW de contratos de suministro eléctrico de largo plazo, y cuyo servicio se podría iniciar 30 meses después de confirmar el inicio del contrato.
En el ámbito de la concesión marítima, las indicaciones que tenemos de todas las autoridades competentes, particularmente la Comisión Regional de Uso del Borde Costero y aquellas vinculadas a la Marina, son todas favorables y estamos en la fase administrativa final.
En el caso del estudio de impacto ambiental, se han superado las etapas de las preguntas que han formulado los distintos organismos públicos y las organizaciones locales.
Lo que estamos proyectando es que durante el primer semestre de este año tendremos ambos permisos.
Acceso al shale gas
¿Qué expectativas existen en torno a que EE.UU. comience a exportar shale gas?
Desde que iniciamos negociaciones con compañías norteamericanas hace tres años, se han ratificado en forma categórica los principales supuestos que nosotros habíamos planteado, esto es, que el desarrollo de las técnicas de producción de gas en Estados Unidos denominadas ‘fracking’ y perforación horizontal bajarían radicalmente los costos de producción de gas, permitiendo elevar las reservas de Estados Unidos a más de 100 años. Ahora que ya se han cumplido más de tres años desde que esto está en producción, los precios del gas en Estados Unidos se han mantenido desvinculados de los precios internacionales del petróleo, en niveles muy bajos, estamos hablando de entre un cuarto y un sexto de la paridad del precio del petróleo.
¿Cuál sería el beneficio para nuestro país?
La alternativa de traer gas desde Estados Unidos se consolidó como la opción más atractiva para generar una opción frente al carbón desde un punto de vista de costos; y, segundo, el desarrollo de ciclos combinados a gas y de motores basados en gas va a permitir la incorporación de energías renovables en porcentajes muy relevantes.
¿Cómo se verían beneficiadas las ERNC?
Permite pensar en bloques combinados, gas con energías renovables que hoy ya se situarían en el rango de US10 a US20 por MWh, incorporando porcentajes relevantes de energías renovables, en las que los ciclos combinados proveerían el complemento necesario en las horas en las que no hay sol o no hay viento.
Al sostenerse la tendencia de costos de desarrollo decrecientes de energía eólica y fotovoltaica dentro de los tres próximos años, los precios de complementar tales centrales con plantas a gas van a estar muy cercanos a los costos de desarrollo del carbón y van a permitir incorporar porcentajes mayores, de entre 30% y 40% de energías renovables en términos competitivos.
Dado que la energía solar y eólica está disponible algunas horas al día, se hace indispensable que sea complementada, y la única forma de complementarla de forma masiva es con turbinas a gas, y por eso la mejor combinación para Chile en estos próximos 10 a 15 años va a ser una combinación entre gas más las energías renovables, y se va a poder generar bloques de miles de megas.
¿Cuándo Estados Unidos podría comenzar a exportar shale gas?
Varios de los terminales con los que estamos en contacto nos han planteado que esperan una aprobación en el tercer y cuarto trimestre de 2013.
¿Cuándo podrían estas compañías comenzar a exportar?
Si distintos grupos en Estados Unidos obtienen la autorización de exportación durante este año, las primeras exportaciones de Estados Unidos van a ser desde comienzos de 2016 y la mayor parte de los proyectos va a iniciar su operación entre 2017 y algunos en 2018. Eso es coincidente con la fecha de partida esperada de las principales expansiones mineras previstas en Chile.
Arbitraje en desarrollo
¿Podrían verse afectados por la disputa entre Southern Cross y Endesa sobre la propiedad accionaria de GasAtacama?
Es importante señalar que la compañía se maneja de forma autónoma en el sentido de que no depende individualmente de ningún a accionista en particular, ni en materias financieras ni en materias operacionales o técnicas y, por lo tanto, va a poder continuar desarrollando sus operaciones y brindando servicio a los clientes, aunque se produzcan cambios en su estructura de propiedad.
Con las contrapartes con las que estamos avanzando en las negociaciones, tanto en los ámbitos del servicio de regasificación como en el suministro de gas, así como también con los potenciales clientes mineros, estamos pidiendo a todos que analicen las capacidades financieras y técnicas de GasAtacama y no de sus actuales accionistas, por cuanto pudiera haber un cambio en la composición accionaria.
Fuente / Revista ELECTRICIDAD
abril 18, 2013 | Industria
(Mainstream Renewable Power) En el marco de la segunda versión de la Feria Internacional de Tecnologías Energéticas, IFT ENERGY 2013, que se realiza entre los días 17 y 19 de abril en Espacio Riesco, Mainstream Renewable Power Chile, a través de su gerente general, José Ignacio Escobar, dictó la charla “Desde greenfield hasta la construcción: Lecciones y Desafíos para desarrollar proyectos de ERNC en Chile”.
En su presentación Escobar destacó los principales temas que hacen de Chile un país atractivo para desarrollar proyectos de ERNC, donde por un lado tenemos que la demanda energética seguirá creciendo y la generación convencional será cada vez es más cara y contaminante; en segundo término tenemos que en el último tiempo ha habido un aumento de la conflictividad social y judialización asociado a proyectos de generación convencional mediante el uso de combustibles fósiles (carbón y petróleo fundamentalmente) y en tercer lugar tenemos que cada vez hay menos agua disponible, lo que implica una menor generación hidrológica. Estos tres factores, entre otros, hacen que Chile cuente con una de las energías más caras del mundo.
A continuación realizó una detallada revisión de los pasos que ellos como desarrolladores de proyectos de ERNC han seguido y que los han llevado a iniciar la construcción de su primer parque eólico en Chile.
Primero que todo hay que “entender bien el negocio”, esto conlleva conocer tantos los riesgos como los retornos de cada etapa; hacer un uso eficiente de los recursos; asesorarse bien, entre otros factores. “A lo largo de estos años, he visto como muchas empresas se retiran sin haber entendido las reglas del juego”, comentó Escobar.
Luego viene un “desarrollo responsable”. Entre los varios aspectos que son necesarios para tener éxito en esta etapa, a juicio de Escobar se destacan el uso de tecnología de punta, lo que permite contar con datos exactos que posteriormente servirán para levantar fondos; el acercamiento y trabajo temprano con las comunidades colindantes del proyecto, “el empoderamiento que actualmente tienen las comunidades, puede significar la no realización del proyecto, ejemplos tenemos varios en Chile”, agregó Escobar.
Respecto del financiamiento, Escobar dice que hay que ser “creativos” y puso como ejemplo el caso del “Parque Eólico Negrete Cuel”, el que sin contar con un contrato de suministro de energía, PPA, lo que significa que venderá la energía al mercado SPOT, logró un crédito por parte del Banco de Desarrollo Chino, quién les otorgó un crédito por el 70% del costo del proyecto.
Finalmente Escobar dijo que la construcción exitosa de un proyecto está dada entre otros factores por el cumplimiento de los plazos estipulados; una correcta negociación de contratos; estándares de salud, seguridad y medioambiente y la integración con la comunidad desarrollando el concepto de valor compartido. Todo lo anterior no sirve de nada si no se cuenta con el adecuado equipo humano, como es el caso de Mainstream.
Respecto del futuro de las ERNC, Escobar comentó que estamos viviendo una transición única desde la era de los combustibles fósiles hacia una de sustentabilidad. Las ERNC nos ayudarán a reducir las emisiones de CO2, la dependencia de combustibles fósiles, darán estabilidad a los precios de la electricidad y nos acercaran a las comunidades.
Respecto de Mainstream, Escobar terminó su intervención comentando que “somos una empresa que trabajamos con la convicción de hacer algo fundamentalmente bueno para Chile y su gente, apoyamos la creación de una industria y que seguiremos tomando riesgos para lograr el desarrollo energético que Chile necesita y se merece”.
Fuente / Mainstream Renewable Power
