Cierre de una central eléctrica de EON pone en evidencia crisis del gas en Europa

Fuente: Emol.com

Hace tres años, la compañía eléctrica más grande de Alemania gastó 400 millones de euros (US$ 523 millones) en la construcción de una central térmica alimentada con gas natural. A fines de este mes, la empresa podría cerrar dicha planta porque está perdiendo demasiado dinero.

Irsching-5 de EON SE en Bavaria funcionaba el año pasado menos del 25% del tiempo dado que los precios de la electricidad en baja hacían que quemar gas natural no resultara rentable en razón de los márgenes récord. Ahora la economía débil en Europa frena la demanda de electricidad, al tiempo que los requisitos de comprar energía renovable y el costo mucho más bajo de los permisos de emisión de carbono están afectando negativamente a las centrales eléctricas de gas.

El esquema se repite en toda Europa cuando empresas de servicios públicos como GDF Suez SA de Francia y Centrica PLC dejan sin funcionar las centrales de gas. El impacto es a la vez ambiental y comercial. El vuelco hacia el carbón aumenta las emisiones, en tanto baja la ganancia para las centrales de gas, que generan casi un cuarto de la energía europea, y contrae el mercado para los proveedores encabezados por OAO Gazprom.

"Las centrales de gas están detenidas tres de cada cuatro días", dijo en una reunión informativa el 28 de febrero Gerard Mestrallet, máximo responsable ejecutivo de GDF Suez, el antiguo monopolio del gas en Francia. "El sector térmico está en crisis. Hay sobrecapacidad".

La diferencia entre el costo del combustible y el costo pagado por la energía generada alcanzó hoy un mínimo récord. El margen entre el costo total y el costo primo de generación eléctrica (llamado "spark spread" en inglés) para los próximos meses es menos 18,35 euros el megavatio-hora (US$ 23,87). Las centrales de gas tampoco son rentables en Francia, Holanda, España y la República Checa, según datos compilados por Bloomberg. En el Reino Unido, apenas cubren los costos.

Plantas inactivas

La inactividad de las plantas eléctricas construidas para durar una generación está frenando el consumo del combustible en Europa. La demanda en la región caerá 3,5% hasta 550.000 metros cúbicos en 2015 con respecto a los niveles de 2010, según pronósticos de la Agencia Internacional de Energía. Gazprom de Rusia perdió su posición como mayor proveedor de gas de Europa frente a Noruega el año pasado dado que los embarques disminuyeron, dijo Société Générale SA.

Paso atrás en cambio climático

"La transición del gas al carbón en Europa constituye un serio paso atrás desde el punto de vista del cambio climático", dijo por correo electrónico Dieter Helm, profesor de política energética en la Universidad de Oxford. "En Alemania es peor –construyendo nuevas centrales térmicas de carbón que estarán cerradas durante décadas".

RWE AG, la segunda compañía eléctrica más grande de Alemania y el emisor más grande de dióxido de carbono de Europa, produjo un 11% más de gases con efecto invernadero el año pasado en tanto las centrales eléctricas de carbón incrementaron su producción, según el informe financiero anual de la empresa. Su rentabilidad se vio incrementada por la caída de los permisos de emisión de carbono hasta mínimos récord, lo cual redujo el costo de quemar carbón.

Fuente: Emol.com

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Endesa anuncia su ingreso al negocio de la comercialización de gas en Chile

Fuente: Diario Financiero

La operación Eastern, como se denomina al interior del grupo Enel el aumento de capital en Enersis -actualmente en proceso de road show- fue parte esencial de la exposición que realizó el CEO de Enel, Fulvio Conti, en el marco de la presentación a inversionistas del plan estratégico del grupo eléctrico para los años 2013-2017 y donde explico los resultados de sus filiales en 2012.

Pero sin duda, el tema que llamo más la atención fue la materialización de un importante anuncio para Chile: la decisión de ingresar de lleno y con fuerza al negocio de comercialización de gas, tal como lo hace Endesa en España. Hoy Endesa chile participa como accionista de proyectos de GNL para suministrar sus propias centrales a través de Quintero y GasAtacama. Sin embargo y dado que se ha detectado una nueva oportunidad de crecimiento del gas en Chile, el grupo decidió ingresar de lleno al negocio para proveer a terceros de suministro de gas. Asimismo, dentro del plan está contemplado ingresar a este nuevo negocio en Colombia.

Minutos antes de que Conti hiciera su presentación a inversionistas, Endesa España comunicaba a la Comisión de Mercado de Valores de España (la símil de la SVS en Chile) el plan estratégico para España y Latinoamérica. En el documento, la española confirmaba que dentro de este plan para 2013-2017 se esperaba aumentar la capacidad instalada en Latinoamérica en 11 mil MW.

Asimismo, dentro del plan estratégico se menciona el mejoramiento de factores de carga en las centrales del grupo en Latinoamérica, con el fin de incrementar la eficiencia de las plantas

Fuente: Diario Financiero

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Endesa Chile descarta problema de suministro de GNL

Fuente: Diario Financiero

Sin problema de suministro de GNL estaría la generadora Endesa Chile debido a las negociaciones del precio por el GNL con British Gas (BG), quien ya les informó que no podría cumplir con un barco el 1 de abril próximo.

“BG ha expresado que podría tener problemas para cumplir con el suministro de gas fijado en los contratos, pero, por el momento, no nos vamos a ver afectados con ningún tipo de corte, dado que durante 2012 adquirimos los barcos suficientes para satisfacer nuestras necesidades”, dijo el gerente de Finanzas de Endesa Chile, Fernando Gardeweg, en un conference call con analistas e inversionistas.

El ejecutivo reiteró que “en caso de que tengamos problemas, contamos con alternativas para nuestro abastecimiento”.

De hecho, la compañía ya contrató un barco que reemplace el que fallaría de BG en abril, cuentan entendidos. Hoy la firma está pagando en torno a US$ 3,5 por MMBtu, reconoció ejecutivo. BG estaría ofreciendo llevarlo a US$ 8 /MMBtu, entre otras condiciones que Endesa no quiere aceptar. Por ello, la generadora se vio forzada a comprar un barco en el mercado spot, en torno a US$ 19 /MMBtu.

Fuente: Diario Financiero

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Bolivia espera inversiones por US$2.243 millones en gas natural durante el 2013

Fuente: Pulso

La inversión de la compañía petrolera estatal boliviana YPFB y de las privadas, entre ellas la española Repsol, se situará este año en 2.243 millones de dólares, un 40 % más que los 1.593 millones de 2012, informó hoy una fuente oficial.

El presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Carlos Villegas, presentó en una conferencia de prensa la cifra sobre las inversiones previstas en la exploración, explotación y la industrialización del gas natural.

El 63,5 % de las inversiones (1.424 millones de dólares) será realizado por YPFB y el restante 36,5 % (818,2 millones de dólares) por las privadas.

Unos 925 millones de dólares se destinarán a la explotación para incrementar la producción de petróleo y gas natural, la mayoría (720 millones) provenientes de las empresas privadas, según Villegas.

La española Repsol será la privada con mayor inversión con 372 millones de dólares para obras como una planta para tratar gas en el campo Margarita, seguida de Petrobras (179 millones), Total (118 millones) y la argentina Pluspetrol (104 millones), entre otras.

Este año se perforarán 26 pozos, entre ellos, siete de Repsol, seis de Andina, en la que la española también tiene participación, cuatro de la empresa Chaco, dos de Vintage e igual número de Total.

Villegas informó además que este año Bolivia producirá una media de 57,83 millones de metros cúbicos diarios de gas, aunque tendrá una capacidad para 62,9 millones de metros cúbicos diarios, para abastecer el mercado interno y los de Brasil y Argentina.

Según YPFB, el precio de un millón de BTU (unidad térmica británica) para el mercado argentino se situará este año en promedio en 10,27 dólares y en el brasileño en 8,85 dólares, cifras menores a los 10,91 dólares y 9,2 dólares del año pasado, respectivamente.

Fuente: Pulso

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Anglo American: “El precio que está mostrando el GNL lo convierte en una opción competitiva”

Fuente: Diario Financiero

Una completa radiografía a la minería chilena hizo John Mackenzie, presidente de la división de cobre de Anglo. En un evento diplomático, dijo que la energía para la minería es “un desafío importante, y que se usa cada vez con mayor intensidad”.

En lo que se refiere a los tipos de energía, Mackenzie mostró una posición similar a la que ya han planteado Codelco y BHP, e indicó que “el shale gas ha hecho atractiva la opción del Gas Natural Licuado (GNL). El precio que está mostrando, convierte a esto como una opción competitiva”. Luego añadió que “es imperativo encontrar nuevas formas de eficiencia energética”.

Mackenzie dijo que un tema muy importante para preocuparse, es que la energía pueda llegar a sus lugares de destino, y para eso señaló que “se debe poner mayor énfasis en la transmisión”.



Presión social y falta de mano de obra


Un tema que no eludió Mackenzie fue el de la creciente presión a los proyectos. “Chile ha demostrado ser un país bastante atractivo para las inversiones mineras, y se ha visto un crecimiento muy grande de la industria en este último tiempo. Sin embargo, creo que la presión social creciente en torno a la industria minera es algo que tenemos que abordar”, enfatizó.

John Mackenzie explicó que los desafíos de la industria en Chile “se resumen en que vamos a tener que superar las barreras entorno al agua, la energía y al capital humano. Tendremos que ser bastante innovadores en las soluciones, porque o si no, los proyectos se encontrarán con cuellos de botella”. En ese sentido el ejecutivo se detuvo, y constató que “en Chile hay una escasez de mano de obra para la construcción de proyectos que afecta a la industria, lo que representa un problema”. Además, reveló que “la productividad de los trabajadores es un tercio que la de EE.UU.“.


Mercado


Una visión de mercado “bastante positiva para mediano y largo plazo” tiene el presidente de la división de cobre de Anglo, quien aseguró tener “bases bastante fuertes para prever una estable demanda de China, pero también de otras áreas de mercados emergentes”. Además, Mackenzie dijo que potencialmente se tendrá “un pequeño excedente en el mercado del cobre para los próximos dos años, que probablemente va a ser suficiente para que lleguemos a niveles de stock normales”.

Fuente: Diario Financiero

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Endesa se prepara para falla de BG en abril y contrata barco de GNL en mercado spot

Fuente: Diario Financiero

Sin contactos, ni reuniones, tampoco hay conversaciones ni mucho menos negociaciones. Así están las cosas entre Endesa Chile y British Gas. Las discusiones entre las compañías sobre la renegociación del precio del suministro de GNL no han sido fructíferas y hoy tienen a las dos gigantes parapetadas, cada una defendiendo su posición.

Así, cual tablero de ajedrez, la primera movida la dio la británica, que amenazó a Endesa con no poder entregar un barco de GNL en abril próximo, lo que es visto como una forma de presionar para llegar a acuerdo. Endesa, en tanto, puso en jaque la venta del 20% que le queda a BG en GNL Quintero –a la hispana Enagás en US$ 176 millones-, al ejercer una cláusula que impide la venta sin su consentimiento.

Mientras ambas se muestran los dientes, Endesa tomó medidas para evitar un descalabro. La firma ya contrató un barco de GNL que reemplace el que fallaría de BG. Según entendidos, la generadora no podía esperar hasta abril para ver si “era una amenaza o bravata lo de British Gas”, aseguran, así que ya contrató el servicio e incluso habría informado de ello, por el alza que tendrá el suministro y su impacto en el costo de la energía, al CDEC-SIC.

Fuente: Diario Financiero

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Bernardo Matte: "Hoy cuesta sacar adelante hasta un proyecto eólico de 15 MW"

Fuente: Pulso

”Difícil y sin novedad por el momento”. Con esas palabras define el complejo panorama energético el director de Colbún, Bernardo Matte.

Tras la junta de accionistas de CMPC -donde es miembro del directorio- el empresario afirmó que, de acuerdo al escenario actual del país, es prioritario que el Estado establezca una política energética, basada en el diálogo y que permita llegar a acuerdos.

“Ha costado sacar adelante un proyecto eólico desde 15 MW hasta HidroAysén; no hay mucha discriminación, todos los proyectos cuesta sacarlos adelante y es un problema muy grave para el país. No se ha tomado conciencia del problema”, dijo Matte.

En cuanto a las iniciativas que mantiene Colbún en carpeta, confirmó que el proyecto de terminal flotante de GNL -proyectado junto a Gener-  se encuentra avanzando en fase de estudios de factibilidad y prefactibilidad de ingeniería. “Seguimos pensando que el año 2016 ó 2017 el nuevo terminal debería estar construido”, dijo.

Para el grupo Matte, el mercado del gas es visto como una verdadera oportunidad a mediano y largo plazo. Es así como el Estudio de Impacto Ambiental (EIA) de este terminal flotante, que estará emplazado en Quintero, sería entregado a mediados de 2013 y su instalación demandaría una inversión entre US$300 millones y US$350 millones.

“Hoy día, el gas vuelve a ser una alternativa de precios, siempre que EEUU se transforme en un país exportador, que todavía no lo es”, manifestó Matte.

Si Colbún y Gener concretan el ambicioso proyecto, este será el cuarto terminal de estas características operando en Chile.  Actualmente los actores son:  Quintero (controlada por Endesa, Metrogas y Enap) y Mejillones (Suez y Codelco). A ellos se suma el proyecto de GasAtacama, que se emplazará en Mejillones.

Un año prometedor

Sobre las proyecciones de las compañías ligadas al  grupo empresarial, Bernardo Matte comentó que todas las compañías tienen una amplia cartera de proyectos por desarrollar el presente ejercicio y que los presupuestos no serán restringidos.

“Estamos con todas las empresas con proyectos muy fuertes de inversión. Ustedes ven lo que ha pasado en CMPC; en Colbún estamos terminando una central hidroeléctrica grande (Angostura), la única que se está construyendo en este momento (...). Este año hay que concretar algunos proyectos y empezar otros”, puntualizó el empresario, quien de paso no descartó que Colbún participe en algún proyecto energético junto a CMPC.

Fuente: Pulso

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CMPC evalúa elevar compras de GNL para abastecer plantas

Fuente: La Tercera
Imagen: La Tercera

La compleja situación de precios de energía que afecta al Sistema Interconectado Central (SIC) preocupa a la Compañía Manufacturera de Papeles y Cartones (CMPC). La forestal está buscando fórmulas para reducir su dependencia del sistema eléctrico y elevar el abastecimiento propio.

El presidente de CMPC, Eliodoro Matte, explicó que actualmente CMPC se autoabastece en 80% de sus necesidades energéticas, pero debido a los vencimientos de contratos eléctricos que enfrentará en 2013, y los altos precios que existen hoy en el mercado, analiza la posibilidad de elevar sus compras de Gas Natural Licuado (GNL), a los integrantes del pool de consumidores del terminal de Quintero: Enap, Metrogas y Endesa. “Estamos con serios problemas de suministro eléctrico. Hoy estamos en mucho mejor pie, pero aún así tenemos un déficit de energía eléctrica, tenemos contratos (de suministro) hasta fines de 2013. Para 2014 hemos estado viendo y se ve muy compleja la situación (las negociaciones con las eléctricas) están muy complejas, porque los precios están extremadamente altos. El plan B es explotar todo lo que podamos nuestra autogeneración, ya estamos estudiando una planta de cogeneración con suministro de GNL del terminal de Quintero. Vamos a comprar GNL a través de la Enap o Metrogas, hay diversos proveedores. Estamos avanzando con los proveedores”, dijo.

La idea de la firma es operar las plantas de cogeneración que tiene en Puente Alto y Talagante en ciclos combinados de gas y vapor. CMPC es uno de los principales consumidores de gas en la Región Metropolitana. Matte señala que lo ideal es que la firma avance hacia la autosuficiencia.

“Hoy hay una entrada de GNL en Chile. Es el terminal de Quintero donde están Enap, Metrogas y Endesa. Estamos viendo la posibilidad de comprar GNL a alguno de ellos. Ya consumimos gas en Puente Alto y Talagante, somos uno de los principales consumidores de gas”, señaló el gerente general de la firma, Hernán Rodríguez.

Ayer, la junta de accionistas de la firma aprobó un aumento de capital por US$ 500 millones para financiar en parte el plan de inversiones para los próximos tres años. Matte señaló que hasta el 2015 invertirán aproximadamente US$ 1.000 millones al año.

Asimismo, durante el primer semestre de 2013 la firma estudia realizar una emisión de bonos por US$ 500 millones, concretar la venta del 7,7% de participación que posee en Bicecorp y la de terrenos para uso inmobiliario en la VIII Región.

“El aumento de capital es parte del financiamiento para el proyecto de Brasil, tiene un costo de inversión de US$ 2.100 millones, de los cuales se van a financiar con un crédito de US$ 1.200 millones, más estos US$ 500 millones de capital. En los próximos tres años, en otros proyectos, vamos a invertir entre US$ 300 millones- US$ 400 millones al año, cada año, estamos hablando de sobre US$ 3.000 millones”, dijo Matte.


Fuente: La Tercera
Imagen: La Tercera

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Uso del carbón sube 26% en el sistema eléctrico del norte en 2012. Gas sigue a la baja

Fuente: Pulso

Un incremento de 5,3% registró la demanda bruta media del Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) durante 2012 al compararse con el año anterior, totalizando 1.905,9 MW, según las cifras dadas a conocer ayer por el CDEC-SING.

De acuerdo al tipo de combustible, la demanda bruta alcanzada durante 2012 fue de: 82% de carbón, mientras que en el 2011 fue 69%, lo que implica un aumento de 26%. Más atrás se ubicó el gas natural, que representó el 14%, mientras que en el 2011 fue de 26% (lo que significa una disminución 44%.

El diésel, en tanto, alcanzó un 3% de la demanda bruta, lo que se compara con el 4% que marcó este combustible en 2011, lo que implica una disminución de 25%. El 1% restante corresponde a cogeneración e hidroelectricidad.

La generación bruta del año 2012 fue de 16.755,66 GWh, lo que significa una variación de 5,3% respecto al año 2011, donde fue de 15.889,18 GWh.

Del total de la energía generada en el año 2012, un 89% fue consumido por clientes libres y un 11% por clientes regulados.

COSTOS
El precio promedio de los costos marginales del SING durante el año 2012 fue de US$86,30, lo que representa una disminución de 10% respecto al año 2011, cuando el valor promedio fue de US$95,87.

El CDEC-SING es el organismo encargado de coordinar la operación de las instalaciones eléctricas que operan interconectadas entre sí en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING).

El SING se extiende entre Arica y Parinacota, Tarapacá y Antofagasta, Decimoquinta, Primera y Segunda regiones de Chile, respectivamente, cubre una superficie de 185.142 kilómetros cuadrados, equivalente a 24,5% del territorio continental.

Aproximadamente, el 90% de los consumidores del SING corresponden a grandes consumidores mineros e industriales, mientras que el resto del consumo, está  concentrado en las empresas de distribución que abastecen a los clientes regulados, que representan aproximadamente el 6,1% del total de población nacional.

Fuente: Pulso

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Codelco anunciará proyecto de central a gas por US$ 758 millones en Mejillones

Fuente: El Mercurio

Los altos precios de la energía llevaron a las compañías mineras a evaluar sus propios proyectos eléctricos con el fin de contar con suministro a costos competitivos.

Una de estas firmas es Codelco, que en los próximos días presentará ante el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) el proyecto Luz Minera, complejo termoeléctrico de ciclo combinado que se ubicará en la ciudad de Mejillones.

Según fuentes al tanto de la iniciativa, su desarrollo contempla tres centrales a gas con una capacidad total de 780 MW. La inversión del proyecto alcanzará los US$ 758 millones y también incluye una planta para desalar agua de mar.

El proyecto tiene como objetivo abastecer de energía a las operaciones de Codelco en Antofagasta, zona donde se están registrando altos costos en materia eléctrica.
Además, también está contemplado que la energía que no utilicen las operaciones de la estatal se venda al mercado spot .

En Mejillones la cuprera cuenta con las divisiones Ministro Hales, Radomiro Tomic, Gabriela Mistral y Chuquicamata. Esta última exhibe un cash cost -correspondiente al costo de las operaciones mineras homologado a cátodos de cobre; esto considera la producción, los aportes de ingresos por subproductos y los gastos de ventas- de US$ 1,57 por libra de cobre. En este ejercicio la energía es el factor principal. La iniciativa se viene a sumar a la que acaba de presentar BHP Billiton con su proyecto Central a Gas Natural Ciclo Combinado Kelar. Éste contempla invertir unos US$ 400 millones y una capacidad de generación de 540 MW en Mejillones.

La apuesta de la estatal por una central a gas natural en vez de una a carbón responde a varias razones. Una de ellas es la menor cantidad de gases contaminantes que emiten las unidades que operan con GNL, versus las carboneras. Además, la utilización de agua es 20 veces menor a la que se requiere en una termoeléctrica
en base a carbón.

Por otra parte, el alcalde de Mejillones lleva adelante un cambio en el plano regulador de la ciudad para el desarrollo de actividad industrial. Si se ejecuta dicha modificación, sólo se permitirían la instalación de complejos a gas en la zona.
Por otra parte, también jugó un rol importante el terminal de GNL Mejillones que está ampliando su capacidad de almacenamiento de gas con una inversión por US$ 200 millones para un nuevo estanque.

Licitación

El modelo de negocios considerado para Luz Minera apunta a que Codelco realice la tramitación ambiental de la central. Pero luego será un tercero el encargado de desarrollar y operar las unidades generadoras.
Para esto la cuprera estatal tiene contemplado realizar una licitación internacional de las obras del complejo, al igual que el modelo de su anterior proyecto: Energía Minera.
Esta última, que aún no ha sido licitada, considera una capacidad de generación de 1.050 MW y su inversión ascendería a unos US$ 1.700 millones.

El modelo que utilizará la estatal es el mismo de BHP Billiton para su central Kelar.
Divisiones Las operaciones quese beneficiarían sonMinistro Hales, RT, Gaby y Chuquicamata. Gobierno licitará en enero interconexión de sistemas eléctricos con inversión por US$ 850 millones

La Comisión Nacional de Energía acaba de lanzar las bases de licitación para la interconexión entre los sistemas eléctricos del Norte Grande (SING) y el centro sur (SIC).

Según el detalle del informe de expansión troncal que entregó la entidad dependiente del Ministerio de Energía, el costo de la iniciativa asciende a los US$ 850 millones y entraría en operaciones en 2019. De la cifra total, unos US$ 585 millones corresponden a las estaciones conversoras de energía, mientras que la línea de transmisión troncal costará US$ 265 millones.

Otro de los detalles que entrega el estudio de expansión troncal tiene relación con el tipo de corriente que debe utilizar el tendido eléctrico con una capacidad por 1.500 MW. Éste se ubicará entre las subestaciones Cardones en el SIC y Nueva Encuentro en el SING.

La CNE determinó que el proyecto debe construirse en corriente continua, lo que reduce las pérdidas de energía en el traslado de la electricidad, entrega una mayor seguridad en el suministro y no permite que proyectos eléctricos se unan a la línea en su trayecto.

Esta determinación de la autoridad se contradice con el informe entregado hace algunos meses por parte de la consultora Sinex, que recomendaba utilizar una línea en corriente alterna.
La decisión no es menor, pues desecha el proyecto de interconexión que había tramitado GDF Suez. Esta última cuenta con la aprobación ambiental para construir una línea de corriente alterna y no continua como la que licitará la CNE.

Pese a lo anterior, en el Congreso los ejecutivos de la firma franco belga señalaron que están dispuestos a participar en la licitación. Aunque tendrán que presentar un nuevo estudio de impacto ambiental para proyecto de corriente continua. Esto último retrasa los planes que tenía la eléctrica para poner en funcionamiento la interconexión hacia fines del año 2015.

Fuente: El Mercurio

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Energía entiende anuncio de Methanex y recuerda que Chile no es productor de gas

Fuente: Diario Financiero

El ministro de Minería, Jorge Bunster, lamentó hoy el anuncio de la compañía Methanex de que detendrá sus operaciones en Chile, pero dijo que la decisión se entiende debido a las complicaciones para acceder al gas natural.

"El proyecto de Methanex se basa en la existencia de abundante disponibilidad de gas natural. Ellos tienen que evaluar la conveniencia de trasladar esas operaciones. Nosotros quisiéramos que se mantuviera, pero va a depender de que podamos ir encontrando reservas de gas natural suficientes para poder entregar", dijo el ministro en un seminario sobre ERNC.

El secretario de Estado recordó que Chile no es un país productor de de petróleo o gas natural, pero sí uno con capacidad para producir hidroelectricidad y otras energías renovables como geotermia.

Con todo, la autoridad aseguró que los contratos especiales de exploración petrolera (CEOP) están empezando a dar resultados.

"Probablemente va requerir más tiempo para que se llegue a niveles que permitan poder evaluar o concluir si fue exitoso. Pero nosotros estamos satisfechos que el trabajo que están haciendo está dando resultados satisfactorios", dijo el ministro.

Fuente: Diario Financiero

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Piñera prevé baja en precio de la energía por nuevos contratos de gas

Fuente: El Mercurio

Anoche durante la Cena de la Energía, el Presidente Sebastián Piñera dijo que los precios de la electricidad podrían tener una fuerte baja por la renegociación de contratos de gas natural licuado que alcanzaron los clientes del terminal de GNL Quintero con la empresa BG.

Según el Mandatario, con estos nuevos precios centrales térmicas como San Isidro -cerca de Quillota- pasarán a producir energía a valores cercanos a los US$ 70 por MW versus los actuales US$ 110 por MW. Sobre esto, Piñera mostró su intención de que se use más gas para generación eléctrica argumentando la incertidumbre de que en 2013 se produzca un cuarto año de hidrología seca.

Por otra parte, reiteró que a inicios de este año se lanzará la licitación para interconectar los sistemas eléctricos del norte y centro sur del país. Y proyectó que esta obra estará lista en unos cuatro años, fecha en que crecerá fuerte la demanda de energía en el país, específicamente en zonas mineras.

En busca de cambios

En la cena efectuada en el Parque Araucano, los gremios del sector eléctricos llamaron a buscar nuevas formas de diálogo entre la autoridad, las empresas y la comunidad.

Rodrigo Castillo, director ejecutivo de Empresas Eléctricas, sostuvo que las maneras tradicionales de enfrentar los proyectos de generación y transmisión ya no son viables en la sociedad actual. "(...) la manera de promover los cambios que se requieren en nuestro marco regulatorio debe ser diferente", dijo. Por su parte, el gerente general de la Asociación de Generadoras, René Muga, agregó: "Debemos buscar otras formas de participación, fuera del Estudio de Impacto Ambiental (de los proyectos), donde titulares y comunidades tengan la oportunidad de escucharse".

Asimismo, pidió que en este nuevo diálogo se aborde de manera urgente el Convenio 169 de la OIT -que regula los derechos indígenas en la tramitación de los proyectos- para aclarar su forma de aplicación.

Fuente: El Mercurio

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CMPC desarrollará central a gas natural para abastecimiento de papelera de Puente Alto

Fuente: Sustentable

La Compañía Manufacturera de Papeles y Cartones (CMPC) ingresó a evaluación ambiental un proyecto para desarrollar una planta de cogeneración en base a gas natural, que abastecerá parte de la demanda de las instalaciones de la papelera de Puente Alto.

La central generará energía eléctrica y térmica de manera simultánea maximizando su eficiencia. El sistema contempla la instalación de dos turbinas a gas natural, con sus respectivos generadores eléctricos, por un total de 25 MW de potencia. Además, se aprovechará el calor proveniente de los gases calientes de combustión mediante dos calderas que generarán unas 35 toneladas de vapor por hora (TVH) cada una.

El proyecto, que considera una inversión total de US$47,5 millones, tiene programado el inicio de sus obras en julio de 2013 y, de cumplirse las estimaciones, estaría en condiciones de operar a partir de noviembre de 2014.

En su declaración de impacto ambiental la empresa controlada por la familia Matte señaló que la iniciativa responde a la necesidad de autoabastecer parcialmente las operaciones de CMPC Puente Alto, “dado el escenario de incertidumbre de abastecimiento energético que se prevé en el país en los próximos años, lo cual podría incidir en un aumento del precio y generar costos y problemas de disponibilidad que afecten fuertemente el proceso de la fabricación de papeles, lo que podría hacer inviable la operación del complejo Puente Alto”.

Fuente: Sustentable

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Costo de energía anota en 2012 su mayor nivel en cinco años

Fuente: La Tercera

Uno de sus peores años del último lustro tuvo la evolución de costos de la energía en el SIC, los que a la fecha promedian su mayor nivel desde 2008. Según datos del CDEC-SIC, a la fecha, el costo marginal -lo que pagan las empresas por comprar energía en el mercado spot- en el Sistema Interconectado Central (SIC) acumula una alza de 3,6% respecto de 2011. Se ubican en US$ 189 por megawatt (MW), frente a los US$ 182,5 por MW de 2011. Este es el nivel más alto desde 2008, cuando el promedio llegó a US$ 204 por MW. Además, desde 2009 el costo casi se duplicó, pasando de US$ 104 a US$ 189 por MW.

Expertos señalan que el alza de costos -en diciembre subieron 9,9% en 12 meses-, aunque tuvieron bajas puntuales por las últimas lluvias,, se vincula con la sequía que ha afectado al centro sur del país en los últimos tres años. Esto ha obligado a que el sistema use combustibles más caros, como el diésel y el gas natural licuado (GNL), proveniente del terminal de Quintero.

Según la consultora María Isabel González, a esto se sumó el retraso en la entrada en operación comercial de las centrales carboneras Bocamina II de Endesa y Santa María de Colbún (740 MW en conjunto), lo que no permitió reducir los costos hacia mediados de año. “Lo más relevante, y que afectó los costos, es que fue el tercer año seco, los embalses están en mínimos. Además, se demoraron mucho en entrar las centrales Bocamina II y Santa María”, dijo. Además, estimó que la situación continuará compleja al menos hasta que parta la temporada de lluvias en 2013, en abril o mayo. Agregó que los costos se podrían empinar por sobre los US$ 200 por MW.

“Los precios seguro que van a estar muy altos hasta abril o mayo, pero si nos toca un año normal o húmedo, los costos van a bajar, por lo menos en algunos meses”, dijo.

Por su parte, Rodrigo Castillo, director ejecutivo de la asociación de empresas eléctricas, añadió que los costos serán afectados por otros factores, como falta de nuevos proyectos de generación de base y una mayor demanda, en torno a 6% en 2012. “El factor más relevante se vincula con la falta de unidades de generación; es decir, de generadoras nuevas, con costos eficientes y que reaccionen ante las demandas que se van enfrentando en diversos momentos del año”, dijo.

Asimismo, apunta que el uso de unidades diésel y GNL seguirá incidiendo en el comportamiento de los costos en la medida en que no haya nueva oferta futura.

Fuente: La Tercera

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ENAP y British Gas acuerdan nuevo contrato de abastecimiento de GNL

Fuente: Enap

El Gerente General de la estatal chilena Empresa Nacional del Petróleo (ENAP), Ricardo Cruzat, informó hoy que ENAP y British Gas (BG) han acordado firmar en los próximos días un nuevo contrato que reemplace el Contrato de Compra Venta suscrito a través de la sociedad GNL Chile con British Gas en Mayo 31 2007.

Este nuevo contrato consta de condiciones operativas y económicas, que en su conjunto son más favorables para ENAP respecto del contrato actual, al contemplar un ajuste escalonado de precios, acompañado de mayores volúmenes, asegurando el suministro de gas natural para las refinerías y proyectos de energía de ENAP, así como para abastecer a los clientes del ámbito de retail, industrial y sector termoeléctrico.

Los mayores volúmenes de gas natural que ENAP recibiría, por la suscripción de este nuevo contrato, contribuirían al desarrollo de la matriz energética nacional mediante la utilización de un combustible de menor impacto ambiental comparativamente al diesel/carbón y con un costo que reduciría los costos marginales del sector eléctrico.

Cruzat explicó que “el nuevo contrato de largo plazo regirá entre 2013 y 2030 (año en que terminaba el anterior contrato) e incorpora importantes flexibilidades que permitirán traer barcos de GNL de cualquier proveedor internacional operando el terminal de GNL Quintero con mayor flexibilidad.
Además, el nuevo contrato a suscribir con British Gas permitirá a ENAP abastecer la nueva central a gas natural que ENAP construirá dentro de la Refinería Aconcagua ya aprobada ambientalmente, generando abastecimiento eléctrico propio, producción de vapor para sus procesos de refinación y comercializando sus excedentes de energía en el Sistema Interconectado Central (SIC).

El Gerente General de ENAP agregó que “este acuerdo entre ENAP y British Gas demuestra la capacidad de ambas partes por dialogar y su voluntad de reforzar su alianza de largo plazo, y asegura beneficios para ENAP por menores precios que dan sustentabilidad de la operación de refinerías, menores costos de operación del terminal de regasificación por plena operación y mayores volúmenes para ser vendidos a terceros".

Fuente: Enap

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Británica BG alista acuerdo con Enap y Endesa por precio de Gas Natural Licuado

Fuente: La Tercera

Luego de varias semanas de extensas negociaciones, la eléctrica Endesa y Enap están a punto de llegar a un acuerdo con British Gas (BG), para poner fin al conflicto comercial.

Las diferencias surgieron luego que la británica anunció que recortará en hasta 40% los envíos de GNL para estos dos usuarios del terminal de Quintero, por problemas productivos en Egipto.

Fuentes ligadas al proceso explican que Endesa y Enap han negociado individualmente con los equipos de BG desde el primer día y que ya hay sobre la mesa una oferta de parte de la británica.

La propuesta incluiría la posibilidad de asegurar el suministro de GNL para los próximos años, lo que evitará que se concreten los recortes previstos. Además, BG está dispuesto a vender volúmenes adicionales de gas a precios preferenciales.

A cambio, a las dos empresas locales no se les aplicará la rebaja establecida en los contratos. A partir del 1 de enero de 2013 está previsto una caída de 50% respecto al valor actual del GNL.

Según las fuentes, los contratos de Enap y Endesa consideraban una baja en el precio desde unos US$ 15 por millón de BTU hasta US$ 3,5 por millón de BTU desde enero próximo, producto de un cambio del indexador con que se actualizan los valores de GNL. Hasta ahora es el petróleo Brent y luego será Henry Hub.

La oferta presentada por BG, y que ambas firmas evalúan, es que paguen precios en torno a US$ 10 por millón de BTU para sus consumos actuales. El nuevo valor estará sobre el precio establecido en los contratos, pero será menor al actual.

La propuesta también establece precios rebajado respecto del que hay en el mercado para los volúmenes adicionales que las firmas locales deseen pedir.

Las fuentes señalan que la postura de las compañías es obtener un acuerdo con un precio menor para la capacidad ya contratada, aunque no estarían cerrados a aceptar la oferta. “Eso ayudaría a tener una compensación, aunque el precio sube un poco respecto a lo que se obtendría con el contrato anterior. Aquí las principales ventajas tienen que ver con que se podrá conseguir gas adicional a un mejor precio”, dice un conocedor de las conversaciones. Las fuentes señalan que las opciones de que Endesa y Enap lleguen a acuerdo en los próximos días “son altas”.

En agosto, Metrogas logró un pacto con BG para contar con gas a todo evento, a un precio similar al que se les ofrece a Enap y Endesa.

El contrato de Endesa con BG contempla la entrega de 2,2 millones de metros cúbicos de gas al día, y la firma ha realizado compras adicionales en los últimos años para llevar esta capacidad a 3,3 millones de metros cúbicos al día -completando la capacidad de regasificación que le entrega su participación en el terminal-. BG habría ofrecido elevar entre 25% y 50% el suministro de gas para Endesa, lo que permitiría sumar otro millón de metros cúbicos de GNL al día a precios preferenciales. Con la ampliación del terminal, que elevará su capacidad de regasificación en 50% hasta 15 millones de metros cúbicos al día, Endesa podría contar con 4 millones de metros cúbicos de gas, lo que le permitiría operar dos ciclos combinados y otras turbinas a gas que posee.

El nuevo contrato con BG contempla que los precios del gas se indexarán con un indicador que mezcla el Brent y Henry Hub.

Fuente: La Tercera

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Proyectos de GNL de eléctricas y mineras superan US$ 5.000 millones

Fuente - Imagen: La Tercera

El gas natural está volviendo con todo a la matriz energética. Ante el rechazo de las comunidades y la judicialización que enfrentan diversos proyectos en base a carbón, como Castilla -de MPX y la alemana E.ON- y Punta Alcalde -Endesa-, las eléctricas y mineras estudian generar con gas como una opción por sus menores impactos ambientales. Este tema fue uno de los puntos claves que se analizó en la cumbre entre gobierno y empresarios el sábado pasado.

A la fecha, hay proyectos en estudio y desarrollo por más de US$ 5.000 millones, asociados a nuevos terminales de regasificación, ampliaciones de los existentes, transformación de complejos termoeléctricos y construcción de nuevas centrales.

Actualmente, hay cuatro proyectos en estudio para la construcción de terminales de regasificación en la modalidad de barcos flotantes, que demandarían inversiones por unos US$3.100 millones. Gas Atacama, de Endesa y Southern Cross, trabaja en la instalación de un terminal en Mejillones, que tendrá una capacidad de regasificación de unos cinco millones de metros cúbicos (con posibilidad de llegar hasta 10 millones), y que entraría en operación en 2015. La inversión estimada es de unos US$ 350 millones.

Asimismo, un consorcio entre Gener y Colbún estudia instalar un terminal de similares características en Quintero. El estudio ambiental sería ingresado en 2013 y negocian la construcción con la sueca Hoegh GNL. En mayo, el gerente general de CAP, Jaime Charles, señaló que estudia instalar un terminal de GNL en el norte que debería operar en 2018. La decisión de inversión se tomaría en 2013.

En la VIII Región se instalaría un terminal flotante del proyecto Octopus, con una inversión de unos US$ 2.000 millones para generar 1.100 MW. Esta iniciativa la lidera un consorcio chileno-norteamericano integrado por Andes Mining y Gasoducto Innergy, y por la norteamericana y Cheniere Energy, con base en Houston y que opera terminales de GNL en ese país. La firma ha mostrado su interés por expandir sus operaciones debido a las amplias reservas de shale gas en Estados Unidos.

Aumento de capacidad

Los terminales de GNL en operación también se encuentran ampliando su capacidad. Quintero invertirá US$ 30 millones en un nuevo estanque, que estaría operativo en 2014. En el caso del terminal de Mejillones -controlado por Suez y Codelco-, se está construyendo un estanque en tierra, que demandará una inversión de US$ 200 millones y estará operativo en 2014.

En el sector eléctrico, Endesa y Colbún realizan estudios para convertir las centrales Taltal, Quintero y el complejo Candelaria (dos unidades de 133 MW y 137 MW) de ciclo abierto a cerrado usando GNL. Fuentes señalan que, en el caso de Endesa, las inversiones serán de unos US$ 250 millones por cada central.

Finalmente, dos de las principales mineras desarrollarán centrales en base a GNL. Codelco evalúa construir una central en el norte, que tendría una capacidad de 250 MW (con posibilidad de llegar hasta 500 MW). La inversión aún no ha sido definida, pero sería de al menos US$ 300 millones. En tanto BHP, controlador de Escondida, reformulará el proyecto a carbón Kelar (US$ 800 millones, 500 MW de capacidad).

Fuente: La Tercera

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Bolivia incrementa en 125% su venta de gas a Argentina

Fuente: América Economía

Bolivia le vende gas natural a Argentina en un promedio de 16,12 millones de metros cúbicos por día, lo que representa un 125% de incremento con respecto al año anterior, informó la empresa estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).

El director nacional de Gas Natural de YPFB Corporación, Jorge Sosa Suárez, detalló que este porcentaje es superior al alcanzado en el mismo período de 2011, cuando la estatal petrolera comercializó 7,16 MMmcd a Argentina.

"El incremento en la exportación de gas a Argentina se debió a la entrada en vigor del nuevo Contrato Interrumpible de Gas, firmado entre YPFB y Energía Argentina Sociedad Anónima (Enarsa) el pasado 18 de julio, una vez recibida la Boleta de Garantía emitida por el comprador", explicó Sosa.

"Por la época de invierno, las empresas termoeléctricas argentinas y las industrias de ese país vecino consumieron mayores volúmenes del energético, más aún cuando ahora existe disponibilidad de excedentes en la producción nacional", explicó Sosa.

El volumen pico de exportación al mercado argentino fue de 16,45 MMmcd de acuerdo con las condiciones contractuales, que se registró el lunes 13 de agosto.

En el período mencionado, se destinó al mercado brasileño un volumen promedio de gas natural de 21,61 MMmcd, en condiciones contractuales con Petrobras.

De acuerdo con el informe de la estatal petrolera, en el mercado brasileño el volumen entregado más importante corresponde al 31 del mismo mes, en el que se envió un volumen de 29,90 MMmcd al país vecino.

El promedio de consumo en el mercado interno registró un incremento al alcanzar un promedio de 9,18 MMmcd, del cual se destinó una gran cantidad para cubrir la demanda del sector eléctrico.
También se enviaron volúmenes a los sectores residencial, comercial, industrial, transporte vehicular, consumidores directos y otros.

Los meses de mayor consumo del sector eléctrico oscilan entre abril y octubre, meses secos en la que la generación de energía se basa principalmente en plantas termoeléctricas.

"Aproximadamente mantenemos la entrega del producto al mercado interno, volumen que se prolongará en septiembre y octubre, época que cíclicamente es de alta demanda del energético", manifestó Sosa.

 

Fuente: América Economía

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GasAtacama cerraría acuerdo con proveedor de gas en octubre

Fuente: Diario Financiero

Los problemas de GasAtacama pareciera que pronto encontrarán solución, al menos los relativos a su operación y negocio. La generadora –propiedad de Endesa y Southern Cross- está dando pasos para asegurar una operación rentable en los años que siguen. El último de ellos, el cierre de un acuerdo con un proveedor de gas.

Según cuentan fuentes de la compañía, GasAtacama está negociando por varios frentes para asegurar un contrato. Así, por estos días conversa con al menos cinco potenciales firmas de Estados Unidos que podrían entregarle un contrato de shale gas a partir del año 2016.

Las conversaciones avanzan y en la generadora creen que podrían cerrar un acuerdo durante octubre, lo que daría viabilidad al plan que tiene GasAtacama para el futuro.

Esto iría a la par con el desarrollo del shale gas en Estados Unidos, al que apuesta GasAtacama.

Según dicen fuentes de la firma, entre los potenciales proveedores con los que conversan, uno de ellos ya tendría el permiso para exportar el gas, mientras que los otros están en proceso. En todo caso, todos deberán hacer grandes inversiones para construir terminales que licúen el gas para su transporte. Todo ello estaría para mediados de la década, justo para cuando la firma chilena necesite el gas.

De esta forma, al interior de la generadora confían que el contrato al que aspiran podría permitirles traer gas a un precio que iría entre US$ 9 y US$ 12/millón de BTU, un tercio menos que los US$ 16 a US$ 17 /millón de BTU que se pagan hoy.

La idea sería adquirir un contrato que les permita generar un suministro de 500 MW, que sería un tercio de lo que las mineras requeriría hacia 2016-2017.


Los pasos de GasAtacama


Para poder obtener viabilidad en el largo plazo, la generadora negoció la posibilidad de ingresar como usuario a GNL Mejillones; sin embargo, las conversaciones no llegaron a buen puerto.

Por ello, GasAtacama resolvió levantar su propio terminal de regasificación. Así, a comienzos de julio adjudicó la construcción -un contrato de arriendo con opción de compra- de un terminal flotante regasificador de gas, con una capacidad inicial de 5 millones de m3 al día que permitirá generar unos 1.000 MW. Con ello, la firma superará su meta de generar 500 MW para poner a disposición de las mineras.

La generadora adjudicó la construcción del barco a la firma internacional Golar. El contrato establece que ésta también operará el terminal; mientras que GasAtacama desde el año 15 tiene una opción de compra del barco.

El terminal se construirá con la infraestructura lista para tener una capacidad de regasificación de 10 millones de m3 al día y así generar unos 2.000 MW, dijo el ejecutivo.
Por la capacidad restante que tendrán desde un inicio, los planes son ponerlos a disposición de terceros, explican fuentes de la compañía.

Así, entre los próximos pasos de la generadora, está cerrar el contrato con el proveedor de gas, y así concentrarse en el punto principal: obtener contratos de suministro eléctrico.

Todo esto ocurre mientras los socios de la generadora están enfrascados en una disputa por la propiedad de la compañía. Southern Cross inició un arbitraje contra Endesa a quien acusa de un supuesto incumplimiento de acuerdo. Por ello, exige que Endesa le venda su 50% de la propiedad en unos US$ 160 millones, más multas.

Fuente: Diario Financiero

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Empresa del Medio Oriente negocia ingreso al Terminal de GNL Quintero

Fuente: El Mercurio

Cuando la firma española Enagás anunció la compra del 40% que tiene British Gas (BG) en el Terminal GNL Quintero, se explicó que parte de ese porcentaje podría ser vendido a una segunda empresa.

Dicha intención podría materializarse en unos meses, pues desde hace semanas la compañía ibérica se encuentra negociando con la firma estatal Oman Oil para que arribe al terminal de regasificación ubicado en la bahía de Quintero (V Región).

Según explican fuentes de la operación, la empresa hispana concretará en los próximos días la compra del 20% de la propiedad del complejo de gas natural licuado, por el que pagará US$ 176 millones.

El 20% restante quedaría en manos de un tercero, que se asociaría con Enagás. En este punto -señalan las mismas fuentes-, la firma controlada por el gobierno de Omán estaría en avanzadas conversaciones para formar esta alianza, quedándose con la mayor parte de este 20% restante de

Quintero.

Ambas empresas tienen una estrecha relación desde 2009. Ese año, la compañía productora y transportadora de combustibles del Medio Oriente compró el 5% de Enagás en un monto cercano a los US$ 215 millones. Tras el ingreso a la propiedad, la compañía dirigida por el sultán del país árabe nombró a un consejero en el directorio de la compañía hispana.

De sellarse esta operación, el terminal sería controlado por cinco empresas: Endesa, Enap y Metrogas con el 60%; además de Enagás y Oman Oil con el porcentaje restante. Dichas compañías llevarán adelante la expansión en 50% de la capacidad de regasificación del complejo, alcanzando los 15 millones de metros cúbicos diarios, con una inversión por US$ 30 millones.

Consultado sobre las negociaciones, la firma europea declinó referirse debido a las cláusulas de confidencialidad. Por su parte, GNL Quintero tampoco quiso abordar el tema.

US$ 352 millones fue el valor que acordó pagar Enagás a BG por el 40% de GNL Quintero.
US$ 30 millones invertirá GNL Quintero en la ampliación del 50% de la capacidad de regasificación del complejo en la V Región.

US$ 1.100 millones desembolsaron Enap, Endesa, Metrogas y BG para construir el terminal.
5% es la participación que tiene Oman Oil en Enagás.

 Firma árabe concretaría su ingreso a Latinoamérica
De concretarse la operación, Oman Oil colocaría su primer pie en Latinoamérica. La empresa que está negociando su ingreso a GNL Quintero se constituyó como sociedad anónima en 1996 y es controlada en 100% por el gobierno de Omán, una monarquía liderada por el sultán Qabus bin Said. Dicho país -que cuenta con tres millones de personas y que limita con Arabia Saudita, EAU, Yemen y el mar Arábigo- es uno de los mayores productores de petróleo del mundo y es miembro de la OPEP.

Desde 1996, la firma estatal inició un plan de expansión en el exterior por medio del negocio de la venta de crudo y gas junto con el transporte de hidrocarburos. También participa en la operación de infraestructura eléctrica y gasíferas, y cuenta con operaciones en el Medio Oriente, España y Portugal.

En este último país adquirió, en conjunto con la empresa china State Grid, el 40% de la firma Redes Energéticas Nacionales (REN) en US$ 750 millones.

Fuente: El Mercurio

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