19.07.2018 –EL CRONISTA (BUENOS AIRES, ARGENTINA)

Los especialistas estadounidenses esperan superar la marca máxima y pelearle a Rusia el primer puesto como productor mundial de hidrocarburos. La revolución del petróleo no convencional en Estados Unidos disparó la producción a niveles récord. Por primera vez en la historia alcanzó los 11 millones de barriles por día (bpd) según informó el Departamento de Energía. Esta cifra colocará, de persistir en el tiempo, a ese país detrás de Rusia como el mayor productor mundial de crudo. Desde noviembre, el bombeo aumentó en casi 1 millón de bpd, gracias al veloz aumento en la explotación de yacimientos de esquisto. “No creo que la producción se quede en 11. Todos esperan que crezca más allá de 11, no nos quedaremos ahí”, dijo Scott Shelton, operador de ICAP en Durham, Carolina del Norte. Los inventarios de crudo aumentaron en 5,8 millones de barriles en la semana al 13 de julio, contra el pronóstico de analistas de un descenso de 3,6 millones de barriles. Así las reservas llegaron a 411 millones de barriles Ayer el barril WTI cotizó en u$s 68,1, mientras que el Brent avanzó u$s 72,38. A pesar del rápido aumento de la producción estadounidense en los dos últimos años, el país sigue dependiendo mucho de las importaciones, pues sigue siendo el mayor consumidor mundial de petróleo, con cerca de 20 millones de bpd.

En la última semana, las importaciones netas de crudo en Estados Unidos subieron en 2,2 millones de barriles por día, hasta cerca de 9 millones de bpd. Las reservas de nafta para automoción, en tanto, bajaron en 3,2 millones de barriles y se situaron en 235,8 millones. Y las reservas de combustibles destilados, como el diésel y el gasóleo de calefacción, bajaron en 400. 000 barriles hasta los 121,3 millones. Las refinerías operaron a un 94,3% de su capacidad instalada, por debajo del 96,7% registrado en la semana anterior. El total de existencias de crudo y productos refinados en Estados Unidos, incluida la Reserva Estratégica de 660 millones de barriles, se situó en 1. 865,8 millones de barriles, por encima de los 1. 859,7 millones de barriles de la semana anterior. Irán, en tanto, reclamó a los miembros de la OPEP mantener los límites de producción de crudo y desafió las amenazas de Donald Trump en momentos en que sus cruciales exportaciones de petróleo son blanco del presidente de Estados Unidos. El país del Golfo Pérsico advirtió que cualquier incumplimiento del techo de producción de petróleo de la OPEP afectará la eficacia de la organización y exhortó a que se respeten estrictamente los límites. Recordó al ministro de Petróleo de Arabia Saudita que una comisión de supervisión creada por el grupo no está autorizada a interpretar las decisiones de la OPEP y le dijo a EE. UU. que sus esfuerzos para frenar las exportaciones iraníes no son “viables”. 

30.05.2018 –EL MERCURIO ( SANTIAGO, CHILE)

Grandes represas, altas chimeneas o extensos campos con torres eólicas y paneles solares son imágenes tradicionales al hablar de la producción de electricidad. Pero desde hace algunos años que se impulsa, primero en el mundo desarrollado y recientemente en Chile, incorporar a quienes son típicamente solo consumidores de electricidad a su producción. Se trata del segmento de menor capacidad instalada de todo el sistema, conocido también como generación distribuida residencial, net billing, o net metering . Se trata de instalaciones, generalmente de paneles solares, que realizan los mismos clientes regulados del sistema en sus casas o terrenos, generando proyectos que pueden contar con una capacidad instalada de hasta 100 kW para su propio consumo y, hasta el momento, también para la venta, si generan excedentes. Precisamente este viernes, la ministra de Energía, Susana Jiménez, anunció como uno de los 10 «megacompromisos» de su plan Ruta Energética 2018-2022, el cuadruplicar la capacidad actual de generación distribuida renovable de pequeña escala de aquí a 2022. ¿De qué base se parte? Según datos de la Comisión Nacional de Energía (CNE), hasta mediados de abril de 2018 existían en total 2.462 proyectos de tipo net billing ya instalados, que suman una capacidad de generar 15,5 MW. Algo así como el 0,06% de la matriz eléctrica chilena.

El dilema de pagar o no por los excedentes inyectados
Como los productores domésticos se mantienen conectados a la red y consumen energía de las distribuidoras cuando las condiciones climáticas no les permiten el autoabastecimiento, siguen recibiendo una cuenta de la luz. Hasta hoy, la energía que estos hogares inyectan al sistema se descuenta de dicho cobro. Y si existe un excedente -o sea, inyectaron más electricidad a la red que la que consumieron-, eso es pagado por las distribuidoras eléctricas al denominado precio de nudo promedio. Este es un valor definido sobre el costo de licitaciones pasadas y que hoy ronda los US$ 90 por MWh. Las distribuidoras tienen la obligación de permitir que los clientes inyecten electricidad y de comprar esa energía. Pero actualmente se discute en la Cámara de Diputados una modificación a la ley de net billing , que ya fue aprobada por los senadores en enero. La propuesta apunta, por un lado, a aumentar el límite de capacidad instalada acogido al net billing hasta los 300 kW, y por otro, a terminar con el pago de las distribuidoras a quienes generen excedentes. Es decir, solo se podría usar la generación distribuida para reducir la cuenta de la luz, pero sin recibir pago por la energía excedentaria.

La posición de aumentar a 300 kW el tamaño de los proyectos net billing es ampliamente acogida por parlamentarios y expertos, ya que facilitaría la incorporación de más iniciativas con menos exigencias que los PMGD -Pequeños Medios de Generación Distribuida-, un sistema de generación actualmente sobre los 100 kW de capacidad instalada, al que pueden optar clientes regulados y libres. Los PMDG pueden tener vocación comercial y se alejan del ideal de generación distribuida residencial. Sin embargo, sobre eliminar el pago a quienes autogeneran hay discrepancias. Mientras hoy el precio que pagan las distribuidoras por esa energía ronda los mencionados US$ 90 por MWh -porque se calcula como un promedio de licitaciones pasadas-, la baja de costos generalizada ha hecho que las empresas distribuidoras puedan conseguir energía por mucho menos. «Si salimos a comprar energía solar hoy, probablemente el precio esté del orden de los US$ 30 o 40 por MWh», señaló a la comisión de Energía de la Cámara de Diputados el director ejecutivo de la Asociación de Empresas Eléctricas, Rodrigo Castillo.

Por su parte, el Ministerio de Energía apoya el fin del pago por excedentes. «La ley promueve el autoconsumo, no la comercialización. Para eso hay otras opciones, como los PMGD», señaló Susana Jiménez ante la misma comisión. La ministra agregó que lo que se paga a los generadores domésticos «es una tarifa que de alguna manera es demasiado alta, pero admisible cuando lo que queremos es promover el autoconsumo y la generación en las casas. Pero si se masifica y se convierte en un negocio, la tarifa general va a subir, y lo terminarán pagando quienes no tienen generación distribuida. Entonces es muy regresivo». No obstante, Jiménez abrió el camino a excepciones. «Creemos que hay posibilidades de flexibilizar en algún grado el pago para la generación del sector residencial», señaló. A eso sumó la idea de remunerar «algunos casos particulares (…) como las micro hidro (pequeñas centrales hidroeléctricas)». Tras la presentación de la Ruta Energética 2018-2022, Jiménez declinó adelantar detalles específicos sobre las indicaciones del Gobierno. Se espera que sean ingresadas la próxima semana.

Voces en defensa del pago
En la otra vereda, el diputado Gabriel Silber (DC) señaló en la comisión de Energía que rechazará la modificación que elimina el pago de excedentes, ya que, a su juicio, ayuda a fomentar el net billing . «Creo que hay una campaña del terror por parte de la autoridad. La generación domiciliaria es marginal en la matriz eléctrica nacional, y debiéramos incentivar este tipo de instalaciones», indicó. Carlos Finat, director ejecutivo de Acera -el gremio de las empresas de energías renovables no convencionales-, también está en contra de terminar con el pago. «La energía tiene un valor, y estimamos injusto que no se le pague a quien la inyecta», señala. Indica que la penetración de la producción residencial es baja, «y creemos que continuará siéndolo por varios años más», por lo que su efecto en la cuenta de los consumidores que no inyectan al sistema es muy bajo. Asimismo, el presidente de la Asociación Chilena de Energía Solar (Acesol), Gabriel Neumeyer, señala: «El no pago de excedentes estaría castigando al pequeño productor de energía solar. ¿De verdad queremos eso? Queremos que un generador solar residencial no invierta en eficiencia energética porque pone en peligro el retorno de sus paneles?».

La Asociación de Empresas Eléctricas tampoco está de acuerdo con eliminar el pago por excedentes. «Podría darse que las distribuidoras adquiriéramos energía sin pagársela a nadie (…) Eso debe ser evitado a toda costa, no corresponde que empresas privadas nos hagamos más ricas adquiriendo energía que no estamos remunerando», dijo Rodrigo Castillo ante la Cámara. Consultado por «El Mercurio», Castillo explica que «hay reglas básicas de los mercados eléctricos, que esperamos que sean respetadas para nosotros y que se respeten para todos». Eso sí, Castillo recomendó ante la comisión de Energía poner límites a los excedentes que el net billing puede inyectar al sistema, para que no se convierta en negocio y así promover el principio de autogeneración. Hugh Rudnick, analista eléctrico, comenta la situación: «Las distribuidoras dicen que se debe pagar, pero con un tope. Entonces, en la práctica, están diciendo acotemos esa generación». Existe otro potencial inconveniente de un auge del net billing , explica Francisco Aguirre, director de Electroconsultores. «Si suficientes clientes reducen su consumo desde la red de distribución -explica-, habría que subir el costo del kW vendido por las distribuidoras o los costos de conexión» para que las distribuidoras no quiebren, un fenómeno llamado «espiral de la muerte» por los expertos.

CHILE

18.05.2018 – PULSO ( SANTIAGO, CHILE)

El 2015, la generadora eléctrica Engie Energía Chile (ex E-CL), anunció que haría una salida gradual de sus centrales de carbón, privilegiando la reconversión de su portafolio hacia uno renovable con la utilización de tecnologías como la solar y viento. Ese plan ya muestra avances concretos. En abril la firma anunció el cierre de dos plantas, las unidades U12 y U13, que en conjunto aportan 170 MW. Pero ahora, la compañía está avanzando en el cierre de otras dos unidades, la U14 y la U15, que en conjunto suman una potencia de 268 MW. Es decir, las cuatro primeras unidades a carbón que Engie cerrará en el país tienen una capacidad agregada de 438 MW, que son comparables por ejemplo a grandes unidades de embalse como Pangue (467 MW), o Rapel (377 MW). Uno de los focos que tiene la compañía es avanzar en la reubicación de los trabajadores que se desempeñan en estas centrales. En el caso de la U12 y U13, actualmente hay 33 empleados que continúan. Desde la compañía aseguran que llevan ocupándose del tema hace casi dos años, para que los trabajadores no queden fuera de la empresa y puedan ser reasignados en otras centrales. “Como parte de este plan hemos realizado un trabajo interno con políticas de empleabilidad y estamos analizando alternativas que nos permitan poner en valor la ubicación estratégica de nuestro sitio en Tocopilla”, explicó el gerente general de Engie Energía Chile, Axel Levêque en abril, cuando se dio a conocer el plan. Más centrales
Posterior a ello, Engie espera que la Unidad 14 y 15, que también se encuentran en el complejo de Tocopilla, también se han clausuradas, aunque aún no hay fecha concreta. Actualmente están en una fase de análisis interno para medir los cambios que esta medida producirá. En la U14 y la U15 trabajan 51 personas, y desde la francesa aseguran que se debe hacer un plan con ellos para mantenerlos dentro de la empresa y que no haya despidos. Desde Engie explican que todo esto se enmarca dentro de la estrategia denominada 3D: descarbonizar, digitalizar y descentralizar. “Nos propusimos ser líderes de la transición energética, por lo que hace un tiempo comenzamos a trabajar en un plan considerando a nuestro entorno (…). Conversamos esta decisión con el Ministerio de Energía, que valoró la iniciativa. La propuesta, además, considera mantener los paños en que se emplazan las centrales, pues las unidades a gas seguirán operativas. Además, la firma continuará desarrollando unidades renovables. “Tenemos un plan de desarrollo de proyectos renovables de 1.000 MW, con iniciativas en distintas etapas de desarrollo y que se activarán en la medida que se vayan requiriendo. Para este año esperamos ingresar a evaluación ambiental algunos proyectos eólicos y solares en el norte del país”, explicó Levêque en entrevista con Revista Electricidad.

03.05.2018 –EL CRONISTA (BUENOS AIRES, ARGENTINA)

Para Arabia Saudita, el rebote del precio del petróleo del año pasado ha sido una victoria estratégica. Su diplomacia, incluyendo un entendimiento con Rusia su rival desde tiempos inmemorables, condujo a un acuerdo a fines de 2016 entre la OPEP y otros grandes productores, para limitar el abastecimiento de petróleo. El acuerdo ha sostenido el constante ascenso de los precios observados desde el último verano boreal. El crudo Brent llegó a u$s 75 el barril el mes pasado, y ahora está en un nivel que permitirá a Arabia Saudita cubrir el gasto del gobierno con su recaudación de impuestos, después de tres años de ajustarse el cinturón. Sin embargo, los productores de petróleo deberían recordar que la victoria puede sembrar las semillas de la deflrota. Si se permite que los precios sigan subiendo, sería perjudicial para la economía mundial, y contraproducente para los productores. El valor del crudo aumentó a raíz de una combinación de oferta limitada, fuerte demanda y tensión internacional, siendo la preocupación por el futuro del acuerdo internacional sobre el programa nuclear de Irán el tema más candente en los últimos tiempos. Las restricciones a la oferta en parte han sido intencionales y en parte involuntarias. Venezuela, donde la pésima gestión y la crisis financiera cada vez más profunda han provocado una caída de la producción cercana a una tercera parte desde principios de 2016, ha sido un reticente paladín de la reducción fomentada por la OPEP. Si bien el saludable crecimiento global provoca un fuerte incremento de la demanda, la abundancia que hizo derrumbar los precios en el período 2014-2016 fue disminuyendo gradualmente, lo que dejó los cimientos para que los valores se recuperen. A cerca de u$s 75 el barril, el petróleo se encuentra en un nivel que para muchos productores y consumidores es tolerable. Sin embargo, hay informes que indican que Arabia Saudita podría querer tentar a la suerte. El mes pasado, Reuters informó que en un encuentro a puertas cerradas los funcionarios de Arabia Saudita sugirieron que les encantaría ver el petróleo a u$s 80, o incluso a u$s 100 el barril, en parte como ayuda para animar la planeada salida a bolsa de la petrolera Saudi Aramco.

Permitir que el petróleo suba hasta ese nivel sería un error. El FMI señaló en su Panorama Económico Mundial el mes pasado el alza de los valores del petróleo no había conducido a revisiones a la baja de sus pronósticos de crecimiento, pero esa visión se basaba en la suposición de que el crudo promediaría cerca de los u$s 62 este año y bajaría a cerca de u$s 58 el año próximo. Si los precios se ubican sustancialmente más altos, el impacto sobre el crecimiento podría ser mucho más severo. A más largo plazo, un valor del petróleo más elevado alentará a los consumidores a usar menos, lo que daría impulso a las ventas de vehículos eléctricos y a los autos más eficientes en cuanto al consumo de combustible. Estados Unidos se dirige hacia una batalla entre los gobiernos federal y estatales respecto del intento de la administración Trump de abandonar un plan diseñado para aumentar la economía del combustible. Los mayores costos del combustible fortalecerán el argumento de aquellos que afirman que deberían revisarse los estándares porque les permitirá ahorrar a los consumidores. Los precios más altos también estimulan la inversión en oferta de petróleo, especialmente en la industria del shale norteamericana, que ya avanza a buen ritmo. La escasez de ductos, particularmente en el corazón del boom en el oeste de Texas, va a limitar el crecimiento, pero se está construyendo capacidad nueva y cuanto más tiempo se mantengan los valores elevados, más inversión llegará. La situación recibe una ventaja adicional debido a la incertidumbre sobre la decisión del presidente Donald Trump en cuanto al acuerdo con Irán. Si Estados Unidos se retira, significaría nuevas sanciones que podrían quitar del mercado algo del petróleo iraní, y se intensificarían la tensiones internacionales mientras EE. UU. busca otros medios para obstaculizar las ambiciones nucleares de Irán. Después de lograr tanto éxito en subir los precios del petróleo, Arabia Saudita y sus aliados deberían ahora prestarle especial atención a la posibilidad de tener que contenerlos. Traducción: Mariana Inés Oriolo

15.03.2018 – PULSO (SANTIAGO, CHILE)

Sus garras han sacado las principales generadoras del país para captar un nuevo espectro de clientes. Se trata del nicho que nació gracias a una modificación a la Ley 20.805, que permitió que los clientes con una potencia conectada entre 500 kW y 5.000 kW puedan elegir si someterse a una tarifa regulada o negociar directamente con las generadoras o distribuidoras, transformándose en un llamado cliente libre. Este segmento se ha hecho cada vez más atractivo para la industria, ya que un cliente en este mercado puede encontrar el MWh por hasta US$50. Esto se compara con los contratos firmados entre generadores y empresas distribuidoras para el suministro de clientes regulados que, indexado a enero de 2018, es de US$83,0 MWh para el Sistema Eléctrico Nacional. Debido al mayor atractivo, varias empresas optaron por el segmento libre, lo cual impulsó una batalla entre las generadoras para hacerse de este tipo de consumidores. Según la información de las diferentes compañías, la batalla fue ganada por Enel en 2013, que a través de Enel Generación logró firmar contratos con 112 clientes por 3.600 GWh, mientras que la filial de distribución del holding sumó otros 61 contratos por 1.000 GWh, indicaron desde la misma empresa. No obstante, en paralelo, Enel Distribución y CGE lideraron en términos de traspaso de clientes, según la consultora Antuko. En el caso de la primera estos rondaron los 500 GWh, de un aproximado de 1.800 GWh que se han movido desde el segmento regulado al libre.

Activos en captación
La primera generadora en capacidad instalada AES Gener, se ubicó después de Enel en términos de captación de clientes libres, ya que declaró haber firmado unos 37 contratos por 2.430 GWh, de los cuales un 34% correspondía a clientes mineros y 66% a clientes

comerciales e industriales. Mientras que su filial Guacolda firmó 53 contratos por 1.370 GWh, 41% de los cuales correspondieron a clientes industriales. “Estos nuevos PPA que tienen precios por encima de las dos subastas reguladas previas nos proporcionarán estabilidad en el flujo de caja para impulsar el crecimiento en energías renovables no convencionales”, comentó Vicente Javier Giorgio, gerente general de AES Gener en una conferencia con analistas. “Me gustaría destacar que nuestro equipo comercial ha trabajado muy intensamente para tratar de capturar contratos del nuevo segmento de clientes. Y en AES Gener pudimos asegurar 1.000 gigavatios por año y viniendo de ese segmento de cliente que no existe o que no pudo cerrar un PPA con anterioridad”, agregó al respecto. Quien también ha dado una competencia dura ha sido Colbún, que declaró haber firmado contratos por 1.600 GWh con clientes libres, al igual que la renovable Acciona que, según fuentes del sector estaría rondando los 1.200 GWh.