EL CRONISTA (BUENOS AIRES, ARGENTINA) 11.07.2017
David Sheppard – Andy Hall, el gerente de fondos de cobertura de energía alguna vez apodado “Dios” por predecir de manera ventajosa los cambios de precios, ha renunciado a su firme fe en una recuperación importante en el mercado del petróleo. El jefe del fondo de u$s 2000 millones Astenbeck Capital les dijo a los inversionistas que la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) no había podido hacer lo suficiente para ponerle fin a los tres años de crisis en el mercado del petróleo, pues los esfuerzos del cártel de productores se vieron rebasados por la rápida recuperación de la industria del esquisto estadounidense. “Cada vez parece más posible que los precios del petróleo seguirán en este rango durante algún tiempo”, dijo Hall en una carta a la que accedió el Financial Times, en la que predijo que se mantendrían los altos niveles de inventarios de petróleo y que potencialmente crecerían el próximo año. “En definitiva, a la OPEP, al mercado y a los alcistas del petróleo se les ha acabado la pista”, dice la carta, enviada a los inversionistas este mes. La maniobra es un importante revés para el empedernido mercado alcista petrolero, que tuvo enormes ganancias en la era de los u$s 100 por barril, con su argumento de que la infrainversión en la industria del petróleo a comienzos de este siglo provocaría la escasez de suministro sin mayores precios. Esa postura le ayudó a obtener un pago de u$s 100 millones por las transacciones realizadas mientras era director de una subsidiaria de Citi, durante el momento más álgido de la crisis financiera después de que los precios subieron a niveles récord por encima de los u$s 140. A pesar de la caída de los precios del crudo sobre los u$s 110 por barril en 2014 a menos de u$s 30 el año pasado, Hall raramente se apartó de su visión a largo plazo, sosteniendo que los precios se debían recuperar para estimular lo suficiente la oferta como para satisfacer la creciente demanda en los mercados emergentes y para compensar la disminución de la producción en los yacimientos envejecidos. Pero su posición se ha visto trastocada por el esquisto estadounidense, que regresó con fuerza en este 2017, ya que los precios se han recuperado y han promediado cerca de u$s 50 por barril, los productores se han vuelto más eficientes y están reduciendo los costos. Hall dijo que la debilidad del precio del petróleo ha sido exacerbada por las propias decisiones de la OPEP, inclusive la de acordar un recorte de suministros que fue demasiado pequeño, no reducir las exportaciones tanto como la producción, y al promover el mercado permitir que las compañías perforadoras de esquisto estadounidense aseguraran nuevos financiamientos cuando los precios repuntaron brevemente. “En retrospectiva, la OPEP debió haber actuado más rápidamente y de forma más decidida”, dijo. “Hasta ahora teníamos la opinión de que el petróleo tendría una tendencia al alza a medida que los precios tuvieran que aumentar a un nivel que justificara la inversión en fuentes de abastecimiento más costosas que solamente las áreas principales del esquisto estadounidense”. “Sin embargo, no sólo ha crecido de forma importante el petróleo de esquisto sobre todo en la prolífica Cuenca Pérmica sino que los umbrales de rentabilidad han disminuido debido a que los incrementos de la productividad a largo plazo superan los aumentos cíclicos de los costos, al menos por ahora”, indicó en la carta. “La producción incremental de petróleo de esquisto estadounidense por sí sola puede equilibrar el mercado durante los próximos dos o tres años”.
ELECTRICIDAD INTERAMERICANA (SANTIAGO, CHILE) 23.06.2017
El ministro de Energía, Andrés Rebolledo, destacó que en los últimos cuatro años se duplicó la capacidad instalada de las centrales mini hidro en el sistema eléctrico nacional, alcanzando actualmente 509 MW, con 48 proyectos en operaciones, además de otros 17 que están en construcción y 51 iniciativas que cuentan con la aprobación ambiental. La autoridad participó en la inauguración de la VIII versión de Expo Apemec 2017, la principal feria latinoamericana del sector minihidro, organizada por la Asociación de Pequeñas y Medianas Centrales Hidroeléctricas (Apemec) y producida por Technopress (una empresa del Grupo Editec), que se realiza hasta este jueves en el Hotel W de Santiago, con expositores nacionales e internacionales. Rebolledo indicó que en marzo de 2014 había un total de 256 MW instalados de energía mini hidro, pero “hoy podemos decir que en un poco más de tres años hemos incorporado otros 205 MW a la matriz energética”, por lo que aseguró que las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) “no son una moda o un instrumento solo para países ricos como se planteaba hace algunos años”. La inauguración del evento fue encabezada por Ian Nelson, presidente de Apemec, quien resaltó los avances que ha registrado el sector en materia regulatoria en los últimos años, como el uso de la franja fiscal, permitido por el Ministerio de Obras Públicas, para la conexión de las centrales mini hidro a la red de transmisión y la inclusión de la estacionalidad en las licitaciones de suministro eléctrico para que puedan participar proyectos del sector, junto al aumento de garantía para dar más certidumbre a los proyectos que se adjudican bloques de energía. Nelson planteó a nombre de Apemec que es necesario “que se calcule el precio estabilizado por bloque de manera similar a como se hace en el sector de la distribución”.
Módulos
El primer módulo de debates de Expo Apemec abordó la proyección del precio de la energía y alternativas de venta para las mini hidro, donde Hugh Rudnick, director de Systep, dijo que uno de los desafíos podría ser la restricción de la transmisión en el sur del Sistema Interconectado Central (SIC). Por su lado, José Venegas, presidente ejecutivo de TWH Desarrollo Energético, indicó que la flexibilidad que entrega la hidroelectricidad es una oportunidad para el desarrollo del sector en el mercado eléctrico, mientras que Francisco Aguirre, director ejecutivo de Electroconsultores afirmó que las mini hidro deben enfocarse en los clientes finales para la venta de su energía. El segundo módulo trató sobre los nuevos reglamentos en el sistema de transmisión, donde Ramón Galaz, gerente general de Valgesta, dijo que los polos de desarrollo son fundamentales para el desarrollo hidroeléctrico. Según José Ignacio Lois, director de Apemec, en materia de flexibilidad es necesario que la remuneración de los servicios complementarios sea asumida “por quien provoca la necesidad”.
CLARÍN (BUENOS AIRES, ARGENTINA) 23.06.2017
Marina Aizen – Inversores institucionales y gobiernos de todo el mundo están mirando un informe sobre el futuro del petróleo elaborado por Carbon Tracker, un think tank financiero que pone énfasis en las políticas climáticas, cuyos cálculos son utilizados por organizaciones como la ONU. Este sostiene que las petroleras tirarán por la ventana hasta el 40 por ciento de sus inversiones si se llevan adelante las políticas para limitar la suba de la temperatura a 2 grados. Esto es lo que se llama “activos atascados”: dinero que invertiste en algo que te parecía muy valioso, pero que después no tuvo utilidad alguna. El cálculo de Carbon Tracker es que las petroleras perderán más de 2 billones de dólares (cuesta pensar tantos ceros). A la cabeza de quienes más tienen riesgo de malgastar su plata figuran los más grandes: Exxon, Chevron, Shell, Eni, Total. Seguramente, en la Argentina no desconocen este trabajo y las implicancias que tiene para proyectos caros como, por ejemplo, Vaca Muerta. Paradójicamente, el sector petrolero, junto al de la minería, es uno de los que más inversiones está recibiendo en los últimos años. Para pensar, ¿no?
EL CRONISTA (BUENOS AIRES, ARGENTINA) 07.06.2017
Santiago Spaltro – En las semanas previas a un nuevo ajuste en los precios de los combustibles (será en los primeros días de julio), la nafta en Argentina sigue siendo la segunda más cara de la región, solamente por detrás de Uruguay y muy por encima de países vecinos como Bolivia y Paraguay. Aunque los recientes movimientos al alza en el tipo de cambio y el virtual congelamiento de precios de los combustibles abarataron muy poco la nafta en las últimas semanas, Argentina está al nivel de Brasil y Chile pero mucho más cara que el resto de los países del continente, según surge de los relevamientos de la web Global Petrol Prices, que compara los precios de todo el mundo. Luego de la última baja de 0,1% (2 centavos para la mayoría de las estaciones de servicio) en abril, un litro de nafta súper quedó en $ 18,43 en buena parte de los surtidores de YPF, Axion y Oil en la Ciudad de Buenos Aires. El promedio que midió la web para Argentina es de $ 18,71 a nivel nacional, lo que representaba u$s 1,21. Con el dólar en torno a $ 16,20 por unidad, el litro de nafta ahora se ubica en u$s 1,15,muy por debajo de los u$s 1,59 que cuesta en Uruguay, el décimo país más caro del mundo en este aspecto. En el mismo nivel de Argentina están los precios en Chile (u$s 1,15) y Brasil (u$s 1,13). La diferencia ya se advierte fuertemente en la comparación con Paraguay y Perú, que comercializan la nafta a u$s 0,98 por litro. Colombia la vende a u$s 0,74 por litro y Bolivia a u$s 0,52. En dos gigantes petroleros americanos, como Estados Unidos y México, un litro de nafta cuesta u$s 0,70 y u$s 0,93, respectivamente. Los países más caros del planeta son: Hong Kong (u$s 1,91 por litro), Islandia (u$s 1,84), Noruega (u$s1,83), Israel (u$s1,71), LosPaíses Bajos y el Principado de Mónaco (u$s 1,68), Italia (u$s 1,66), Grecia (u$s 1,65), Dinamarca (u$s 1,63) y Uruguay (u$s 1,59). En el otro extremo está Venezuela, donde los recursos hidrocarburíferos abundan, es el país más barato del mundo para cargar nafta: tiene un módico precio de u$s 0,01 por litro, hípersubsidiado por el Estado. Le siguen Arabia Saudita (u$s 0,24), Turkmenistán (u$s 0,29), Argelia (u$s 0,32), Kuwait (u$s 0,34), Egipto (u$s 0,35), Irán (u$s 0,37), Ecuador (u$s 0,39), Bahrein (u$s 0,42), Qatar (u$s 0,45) y Nigeria (u$s 0,47). Después de la caída en los precios internacionales del crudo (de u$s 110 por barril a mediados de 2014 a u$s 50 a principios de 2015 y u$s 25 en el comienzo de 2016, para retornar a u$s 50 en este año), los países más baratos -productores con buena parte de su economía basada en los hidrocarburos-, afrontan severas crisis por este motivo, como es el caso de Venezuela, Ecuador y Nigeria. Dentro de cuatro semanas, el Ministerio de Energía y Minería de la Nación comunicará los nuevos valores de las naftas y el gasoil para el tercer trimestre del año. Antes de la baja de abril, las naftas habían aumentado 8% en enero. El de julio, si se concreta, será el penúltimo ajuste determinado por el acuerdo que alcanzó la industria a principios de año, antes de que se desregule el mercado en 2018.
AMÉRICA ECONOMÍA (SANTIAGO, CHILE) 07.06.2017
En mayo pasado, la nueva central de energía geotérmica de Cerro Pabellón, perteneciente a la multinacional Enel Green Power y la Empresa Nacional de Energía (Enap), inyectó su primer kilowatt al Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), desde Pampa Apacheta, Región de Antofagasta. La instalación, con una potencia de 24 MW (la mitad de su potencia total), es la primera de su tipo en Sudamérica, en un país cuyo potencial geotérmico es “ilimitado”, según destaca Diego Morata, investigador del Centro de Excelencia en Geotermia de Los Andes (Cega), y confirma así el poderío como para que uno lo pueda ver: “desde el pueblo más al norte hasta el extremo sur de Magallanes”. La energía geotérmica está clasificada como una de las llamadas “energías renovables no convencionales” (ERNC), sigla que también agrupa a la energía solar, eólica, mareomotriz y pequeñas centrales hidráulicas. Todas contaminan menos que las fuentes convencionales, como el carbón o el diésel, por lo que son primordiales en el plan para disminuir la emisión de CO2, pese a su mayor costo, aunque cada vez más competitivas. Tanto, que en tres años se ha más que duplicado su presencia y desarrollo en Chile. Cerro Pabellón es una planta construida a 4.500 metros sobre el nivel del mar, capaz de producir cerca de 340 GW/h al año, es decir, una cifra equivalente a las necesidades de consumo de unos 165 mil hogares chilenos. Y se calcula que esta producción limpia de energía permitirá el ahorro de más de 166 mil toneladas de gases contaminantes al medio ambiente. “Cuando partió el gobierno de la presidenta Bachelet, en marzo de 2014, solo contábamos con 7% de energías renovables no convencionales en la matriz, y hoy, a marzo de 2017, hemos duplicado la cifra alcanzado el 17% (incluyendo centrales de prueba)”, detalla Andrés Rebolledo, ministro de Energía. La baja del precio de la tecnología e iniciativas del gobierno (como la Agenda de Energía) han contribuido al alza. Según Enel Distribución Chile (ex Chilectra), desde 2009 los paneles solares han disminuido su costo en 90%, mientras que en las instalaciones eólicas la baja llega a 50%.
Esta planta geotérmica es la primera de su tipo en Sudamérica, para la que está proyectada una ampliación que permitiría aumentar la potencia generadora de energía eléctrica de la central, mediante la puesta en marcha de una nueva planta de generación. Esta aportaría una potencia neta de 50 MW (25 MW cada unidad). Pero a pesar de la buena nueva que representa el ingreso de la geotermia a la matriz energética, de todas las variables de ERNC, la energía solar es la más consolidada en Chile. Según la Comisión Nacional de Energía (CNE), a febrero 2017 el 76% de los proyectos de generación en construcción son solares fotovoltaicos. Y ya son el 5% de la capacidad instalada en el Sistema Interconectado Central (SIC). “Las renovables han demostrado ser no solo técnica y económicamente viables, sino además competitivas, y pueden convivir armónicamente con los entornos en donde están instaladas”, dicen en Enel Green Power, cuya producción en Chile es 100% renovable no convencional, ayudando a que el 55% de la capacidad instalada de la firma venga de una fuente renovable, la mayor parte hidroeléctrica. Carlos Finat, director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera), dice que solo en los últimos cinco años han visto un desarrollo masivo del sector debido, en parte, a la apertura normativa que ha permitido “emparejar la cancha” para que las ERNC puedan competir con las tecnologías convencionales; pero también a la significativa baja de los costos de inversión de estas tecnologías, y a la calidad y cantidad de recursos para las ERNC que tiene el país. Si algo tuviera que lamentar el país, es que a pesar del incremento en su uso y de los planes y programas que impulsan su uso, aún permanecen algunas barreras para un crecimiento masivo como la falta de capacidad del sistema de transmisión y la inflexibilidad de las centrales convencionales para adaptarse al régimen de operación que requieren las ERNC.
ELECTRICIDAD INTERAMERICANA (SANTIAGO, CHILE) 07.06.2017
Chile tiene una enorme oportunidad con la tecnología de Concentración Solar de Potencia (CSP), esa fue la principal conclusión a la que llegaron los expertos que participaron en el Webinar “Target: CSP at 50 US$/MWh by 2025” (Objetivo: CSP a 50 dólares por MWh al 2025) que fue organizado por el Comité Solar de Chile y la consultora Ata Insights. Craig Turchi, experto de National Renewable Energy Laboratory (NREL), Andru Prescod, Director de Energía en ManTech International y Consultor para el Departamento de Energía de Estados Unidos, Ángel Fernández de la Universidad de Antofagasta e Investigador Principal en Solar Energy Research Center (SERC- Chile) y Rodrigo Mancilla, Director Ejecutivo del Comité Solar Corfo, que ejecuta el Programa de Energía Solar, analizaron las posibilidades que se abren ante la baja en los costos que se proyectan en la tecnología de concentración solar de potencia y los impactos que podrían generarse al 2025. En la ocasión decenas de investigadores y profesionales de diversos países como España, Alemania, Estados Unidos, India, Emiratos Árabes Unidos, Arabia Saudita, entre otros, se conectaron al webinar. “Esto demuestra el enorme interés que despierta la CSP y su desarrollo en Chile” aseguró Rodrigo Mancilla. El director del Programa de Energía Solar agregó que Chile apuesta por el desarrollo de la tecnología CSP como una forma de potenciar la industria solar y que también constituye una de las líneas con que el país contribuirá al combate del cambio climático. “El futuro es promisorio para una relación exitosa entre cobre verde e industria solar. La electromovilidad aumentará la demanda de cobre y creemos que ese cobre debe ser producido con energía limpia como la solar”, puntualizó. Una de las conclusiones principales del encuentro fue que los costos de esta tecnología deberían continuar disminuyendo. “Optimizar la operación y el despacho es una oportunidad de mejorar la rentabilidad de las plantas CSP”, indicó Craig Turchi, quien analizó los costos actuales y como se proyecta el desarrollo en los próximos años. En tanto, Andru Prescod analizó el logro de los objetivos de Sunshot y sostuvo que todas las proyecciones auguran un futuro promisorio para este tipo de tecnología solar. Ángel Fernández, por su parte, presentó los auspiciosos resultados de la investigación en sales de litio que realiza en la Universidad de Antofagasta. En la ocasión mostró los yacimientos de materiales de almacenamiento que se pueden extraer en el Norte de Chile.
“Lograr el objetivo 0.9c$/MWht en almacenamiento es posible con el uso de sales ternarias base litio”, señaló el experto. El Programa de Energía Solar es parte de las iniciativas Transforma que impulsa CORFO y que busca que el sector público y privado busquen soluciones que permitan el desarrollo de la industria solar en el país.
DIARIO FINANCIERO (SANTIAGO, CHILE) 31.05.2017
Nuevos coletazos están generando los cambios en el mercado eléctrico. Y es que al retraso de iniciativas, sobrestock de proyectos y cambios de propiedad, se sumó ahora la investigación interna a una agencia clave para el financiamiento de proyectos en Chile: Overseas Private Investment Corporation (OPIC), que tras financiar seis proyectos renovables en el país está siendo investigada por el regulador norteamericano: Oficina del Inspector General de la Agencia de Estados Unidos para el Desarrollo Internacional (OIG- USAID). Esto, ya que luego de que otorgara cerca de USD 1.000 millones en 2013 y 2014 para desarrollar energía renovable en Chile y se instruyera luego la reestructuración de la deuda de tres de los cinco proyectos solares en cuestión, se habría generado una pérdida por USD 160 millones para OPIC, según una investigación realizada por Reuters. Dichas centrales serían Salvador de Etrion, Luz del Norte de First Solar y San Andrés que ahora es propiedad de Ameris Capital, pero previamente era de la quebrada Abengoa. Sumado todos estos casos, indica la investigación, OPIC tendría que perdonar entre el 40% y el 60% de los créditos concedidos por estas reestructuraciones, lo que se traduciría en una pérdida de entre USD 160 millones y USD 240 millones. Dentro de otros proyectos que están y serán auditados está María Elena Solar, construida por SunEdison, y Amanecer Solar, que en marzo pasado fue adquirida por Brookfield y anteriormente estaba en manos de SunEdison. A ellas se suman la hidroeléctrica Alto Maipo, de AES Gener. Consultada esta última, comentaron: “Como parte de procedimientos habituales en proyectos donde participan multilaterales, Alto Maipo recibió a los auditores OIG-USAID en dos ocasiones, la primera en julio y la segunda en octubre de 2016. En ambas sesiones de trabajo se entregó una completa información documental, además de entrevistas y visitas a terreno para ver el desarrollo de las obras”. Al tiempo que descartaron un impacto en el financiamiento ya aprobado. El análisis que se está llevando a cabo consiste en que el regulador norteamericano deberá evaluar los supuestos bajo los cuales los proyectos fueron estudiados para luego otorgarles financiamiento. Este, sin embargo, no sería el único prestamista que estaría enfrentando problemas como consecuencia de la “nueva realidad” del mercado eléctrico, con precios marginales hasta 70% menores de los que eran hace tres años. “No es solo un prestamista, hay varios (afectados). Creo que es una cuestión coyuntural debido a una falta de transmisión (…). El no pago de algunas empresas se debe a una instalación masiva en la zona norte”, comenta María Isabel González, ex secretaria ejecutiva de la CNE y gerente general de Energética, que ve la línea de transmisión Cardones-Polpaico como clave para sanear las finanzas de las renovables. Mientras que Marcelo Catalán, analista de BCI apunta a un cambio en la rentabilidad de los proyectos a raíz de los cambios tecnológicos. “Las energías no convencionales han ido disminuyendo su costo de desarrollo de manera significativa el último año, y también es probable que lo continúen haciendo durante el próximo. Eso deriva en que la rentabilidad también vaya cambiando a través del tiempo, en línea con los precios de energía que se logren en los contratos asociados a estos proyectos”, dice.
PULSO (SANTIAGO, CHILE) 31.05.2017
El gobierno estadounidense investiga un programa que otorgó casi US$1.000 millones de proyectos de energía renovables en Chile, incluyendo granjas solares con problemas financieros tan graves que los préstamos podrían no pagarse en su totalidad, según señalaron fuentes familiarizadas con el tema. La Oficina del Inspector General de la Agencia de Estados Unidos para el Desarrollo Internacional (OIG-USAID) audita unos 890 millones de dólares de préstamos aprobados por la Corporación de Inversiones Privadas en el Extranjero (OPIC). La investigación, que comenzó en 2016, se centra en la decisión de la corporación de financiar cinco granjas solares chilenas y un proyecto hidroeléctrico en 2013 y 2014, se cree que al menos tres de los cinco proyectos solares chilenos han empezado a reestructurar su deuda, según fuentes cercanas consultadas por Reuters, estimando que las pérdidas de OPIC probablemente superarán los 160 millones de dólares. A través de un comunicado, la corporación señaló que estaba segura que recuperaría los recursos en las próximas décadas, pero reconoció que su cronograma original de pagos había cambiado, agregando que evaluaría las recomendaciones de la OIG. La revisión en Chile, que dará lugar a un informe y finalizaría a fines del año, examinará “los factores que la OPIC utilizó para evaluar y aprobar sus proyectos energéticos en Chile”, entre otras cosas, dijo la OIG. “Desafortunadamente, apuestan por el tipo equivocado de proyectos”, dijo Carlos St. James, asesor de energía renovable de Wood Group, sobre los proyectos de la OPIC en Chile. En 2013 y 2014, según informes públicos de la OPIC, la agencia prestó cerca de 2.500 millones de dólares a 32 proyectos en toda América Latina, de los cuales más de un tercio se destinó a proyectos energéticos chilenos. Eso incluyó préstamos a cinco granjas solares. Tres de ellas -conocidas como Salvador, Luz del Norte y San Andrés- enfrentan ahora graves problemas financieros, según entrevistas y documentos internos que vio Reuters. En ese contexto, varios bancos comerciales que examinaron el financiamiento de los proyectos, según dos fuentes, consideraron, en gran parte, que el llamado esquema de precios era demasiado riesgoso. Los otros proyectos auditados en Chile son Maria Elena, construido por SunEdison, y Amanecer Solar propiedad de TerraForm Power. La OIG también audita la hidroeléctrica Alto Maipo, de AES Gener. En un comunicado, AES dijo que “los auditores tuvieron la oportunidad de ver las obras, acceso a material documental y los elementos que (…) muestran un balance positivo”. TerraForm Power no quiso hacer comentarios y SunEdison, ahora en bancarrota, no respondió a las solicitudes para referirse al asunto.
EL CRONISTA (BUENOS AIRES, ARGENTINA) 18.05.2017
Por Nicolás Daher – En 2011, el colapso del sector nuclear nipón luego del accidente de la central Fukushima obligó a Japón a encontrar rápidamente un sustituto para generar energía eléctrica. Ante la falta de gasoductos que conectaran la isla con países productores de gas natural, todos los cañones apuntaron a importar gas natural licuado (GNL), por lo que se abocó a establecer acuerdos de importación – especialmente con Qatar- a largo plazo y por importantes volúmenes. De este modo, Japón se convirtió en el principal importador de GNL del mundo, puesto que mantiene el día de hoy -según la International Gas Union, representó el 34% de la demanda en 2016. Otros países de la región siguieron la misma estrategia. Es así que, según la Asociación Internacional de Importadores de GNL (GIIGNL), Asia representó el 73% de la demanda global de GNL en 2016, siendo Corea del Sur el segundo importador mundial con el 13,2% de la participación. Ahora bien, el año pasado, la empresa japonesa Jera (principal importadora de GNL del mundo) estableció un acuerdo con su par británica Centrica por el que la firma europea se compromete a comprarle los excedentes de GNL que tenga a partir de 2019. Por su lado, Kogas (Korean Gas, la segunda importadora de GNL del mundo) firmó un acuerdo similar con la francesa EDF Trading. En solo seis años, las dos principales importadoras de GNL del planeta se encontraron “sobre contratadas” y se vieron obligadas a reconvertirse en “exportadoras”. El mercado está mutando Sucede que la industria del gas natural está atravesando un proceso de transformación profundo. De ser un conglomerado de distintos hubs(nodos) geográficos con poca interrelación y distintos precios -por ejemplo, en los primeros meses de 2014, estaban en el orden de los 20 u$s/mbtu en el hub japonés, 10 u$s/mbtu en Europa y 5 u$s/mbtu en los Estados Unidos-, se está convirtiendo en una industria con similitudes a las de un commodity, en que el precio del producto a nivel mundial es uno solo y cada vez se hacen más contratos en el mercado spot. Sin ir más lejos, hacia finalesde2016, el precio en los hubs japonés y europeo había convergido cerca de los 5 u$s/mbtu, mientras que en los Estados Unidos se situó en torno a los 2,5 u$s/mbtu. Estos cambios se deben a la irrupción de nuevos oferentes, principalmente Australia (se espera que, dentro de dos años, se convierta en el mayor productor de GNL mundial, superando a Qatar) y los Estados Unidos, que están inundando el mercado. Según datos de Thomson Reuters, estos nuevos jugadores elevaron la capacidad instalada de GNL a más de 300 millones de toneladas anuales, mientras que el comercio global de GNL en todo 2016 fue de apenas 268 millones de toneladas. Lógicamente, esta sobreoferta tiene su impacto en los precios: desde 2014 hasta hoy estos cayeron más del 70% en Asia y aproximadamente el 50% en Europa. A la aparición de más volumen hay que sumarle una caída de la demanda en Japón (Bloomberg estima que esta caerá sostenidamente en los próximos cinco años, pasando de 85 millones de toneladas en 2016 a aproximadamente 60 millones de toneladas en 2030) y un estancamiento de la demanda sur coreana, generadas por un crecimiento económico menor al esperado, un incremento en el uso del carbón para generación eléctrica y una reactivación, aunque modesta, de la industria nuclear. Según Moody’s, esta situación de desbalance se mantendrá hasta mediados de los 2020s. En ese período, la oferta global de GNL va a haber aumentado un 44% respecto de los niveles de 2015, dado que los proyectos que hoy están siendo construidos en Australia, los Estados Unidos y Rusia van a estar operativos. Además, esta nueva oferta no va a poder ser absorbida por la demanda, dado que el incremento en China y la India no podrá compensar la caída en Japón y el estancamiento en Corea del Sur. Sin embargo, la agencia de ratingsestima que, a mediados de la próxima década, la demanda volverá a crecer mientras que la oferta se estancará, lo que le va a permitir al mercado llegar a un equilibrio. Esta estimación es compartida por la GIIGNL, que, en su reporte anual 2016, señala que, en la segunda mitad de la próxima década, el exceso de oferta va a ser absorbido por el aumento de la demanda derivado de los bajos precios. La asociación también proyecta un estancamiento en la producción de GNL, poniendo el foco en el escaso número de decisiones finales de inversión que tuvieron lugar en los últimos meses (solo una en Indonesia y otra en los Estados Unidos). Mirando al sur América del Sur, un territorio con recursos gasíferos propios e interconectada por gasoductos, y que siempre estuvo enfocada en lograr el auto-abastecimiento y la integración regional, optó por mantenerse aislada del mercado global del gas. Sin embargo, desde que recibió su primer barco extra regional de GNL en 2008, las importaciones no han parado de crecer. A pesar de que representa menos del 5% del mercado global de GNL, el Instituto de Estudios Energéticos de la Universidad de Oxford le asigna un lugar de relevancia en el futuro del mercado mundial de gas. Según el organismo, la región pasó de importar 0,4 millones de toneladas en 2008 a 13 millones de toneladas en 2015. Para 2030, distintos escenarios muestran un potencial de 14,3millonesde toneladas anuales de importación de GNL. En un mercado con precios históricamente bajos y una intensa competencia en el lado de la oferta, que aumente la demanda regional por GNL es una consecuencia lógica. Pero, para poder materializar ese aumento va a ser necesaria una importante inversión en infraestructura. Ejemplo: dado que el gas llega en estado líquido en barco, es necesario regasificarlo. Para desarrollar el sector, Japón construyó 28 plantas regasificadoras y Corea del Sur, siete. En toda América del Sur hay ocho (dos en la Argentina). Dada la situación de sobre contratación que están atravesando Japón y Corea del Sur -y las restricciones presupuestarias locales-, es probable que los gobiernos de la región sean muy precavidos a la hora de invertir lo necesario para poder importar GNL a gran escala, aunque la recompensa de gas barato y abundante sea tentadora.
LA TERCERA (SANTIAGO, CHILE) 25.04.2017
El 31 de marzo, la central geotérmica Cerro Pabellón, de la multinacional Enel Green Power y la Empresa Nacional de Energía (Enap), inyectó su primer kilowatt al SING, desde Pampa Apacheta, Región de Antofagasta. La central, con una potencia de 24 MW (la mitad de su potencia total), es la primera de su tipo en Sudamérica, en un país cuyo potencial geotérmico es “ilimitado”, dice Diego Morata, investigador del Centro de Excelencia en Geotermia de Los Andes (Cega); “desde el pueblo más al norte hasta el extremo sur de Magallanes”, agrega. La energía geotérmica es una de las llamadas “renovables no convencionales” (ERNC), sigla que también agrupa a la energía solar, eólica, mareomotriz y pequeñas centrales hidráulicas. Todas contaminan menos que las fuentes convencionales, como el carbón o el diésel, por lo que son claves en la estrategia para disminuir la emisión de CO2, pero son también más caras, aunque cada vez más competitivas. Tanto, que en tres años se ha más que duplicado su presencia en Chile. “Cuando partió el gobierno de la Presidenta Bachelet, en marzo de 2014, solo contábamos con 7% de energías renovables no convencionales en la matriz, y hoy, a marzo de 2017, hemos duplicado la cifra alcanzado el 17% (incluyendo centrales de prueba)”, dice Andrés Rebolledo, ministro de Energía. La baja del precio de la tecnología e iniciativas del gobierno (como la Agenda de Energía) han contribuido al alza. Según Enel, desde 2009 los paneles solares han disminuido su costo en 90%, mientras que en las instalaciones eólicas la baja llega a 50%. La energía solar es la más consolidada. Según la Comisión Nacional de Energía (CNE), a febrero, el 76% de los proyectos de generación con ERNC en construcción son solares fotovoltaicos.Ya son el 5% de la capacidad instalada en el Sistema Interconectado Central (SIC). “Las renovables han demostrado ser no solo técnica y económicamente viables, sino además competitivas, y pueden convivir armónicamente con los entornos en donde están instaladas”, dicen en Enel Green Power, cuya producción en Chile es 100% renovable no convencional, ayudando a que el 55% de la capacidad instalada de Enel Chile venga de una fuente renovable, aunque de ella mayoritariamente es hidroeléctrica. Carlos Finat, director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera) -creada en 2003-, dice que solo en los últimos cinco años han visto un desarrollo masivo del sector, debido, en parte, a la apertura normativa que ha permitido “emparejar la cancha” para que las ERNC puedan competir con las tecnologías convencionales; pero también a la significativa baja de los costos de inversión de estas tecnologías, y a la calidad y cantidad de recursos ERNC que tiene el país. Con todo, permanecen algunas barreras, como la falta de capacidad del sistema de transmisión y la inflexibilidad de las centrales convencionales para adaptarse al régimen de operación que requieren las ERNC variables, dice, pero asegura que las metas autoimpuestas por el gobierno (20% a 2025 y 60% a 2035) son posibles y que incluso se podría alcanzar “un 100% de energía renovable al año 2050”. El ministro de Energía comparte el optimismo. “Hoy contamos con casi 4.000 MW de ERNC en operación comercial o en prueba, y superamos con creces la cuota legalmente establecida para este año. Muy probablemente a principios de la próxima década alcanzaremos el 20% establecido para 2025 en la legislación”, dice.
