28.08.2018 – EL CRONISTA (BUENOS AIRES, ARGENTINA)
Cledis Candelaresi, periodista – No es fortuito que en el último trimestre Mauricio Macri viaje una vez por mes a Vaca Muerta y haga un discurso desde territorio neuquino destacando las bondades de explotar gas y petróleo no convencional: es uno de los pocos sectores pujantes de la economía y promete multimillonarias exportaciones en pocos años. Mayor es el entusiasmo de las petroleras anfitrionas, que encaminan un negocio sólido, rivalizando por el liderazgo de esta gesta y por los favores oficiales para concretarla. En tiempos de zozobra económica, el Gobierno no puede desaprovechar el milagro geológico de un subsuelo pródigo en pelita, la piedra que contiene los hidrocarburos no convencionales a más de 3000 metros de profundidad. Justo cuando hay tecnología para extraerlos y precios que permiten cerrar la ecuación de los negocios privados. Los responsables de operar Loma Campana, el dinámico yacimiento de shale oil que YPF explota en sociedad con Chevron, aseguran que la operación es rentable. La locación operada por la principal energética del país en menos de tres años consiguió bajar a más de la mitad el costo de desarrollo por barril, hasta los u$s 12 actuales, que derraparían a 8 el año próximo. Si a esto se suma lo que cuesta extraer el producto y ponerlo en los puntos de venta durante toda la vida útil del pozo, el número total estaría entre 15 y 19. Tienta confrontar esos valores con los u$s 67 por barril que cobran los productores de crudo. Pero las cuentas no son tan lineales ni ese es el punto ahora. Algo parecido también ocurre con el gas, producto estrella de la matriz local, cuyos costos bajan mientras la producción crece gracias al no convencional. En este renglón destaca Fortín de Piedra, yacimiento de Tecpetrol, que pasó de casi nada a producir el 10% del total país. La irrupción intempestiva de un nuevo jugador que puede mover el amperímetro, hace que otras productoras miren con celo a la empresa de Techint, la primera en ser favorecida con el subsidio de la mentada resolución 46, que garantiza un precio sostén para el gas de pelitas. Hasta otras productoras beneficiadas la acusan de eventual dumping, por la posibilidad de dar a precio de regalo el gas subsidiado a otra empresa del propio holding como Siderca. Un comentario inspirado en el afán de descalificar al rival. La inquina hacia ella se fortaleció con la decisión de Energía de ser más selectiva a la hora de aprobar los proyectos que aspiran a la subvención, nueva vara que generó hijos y entenados. Bien se sabe, no hay decisión oficial inocua. Pero ese desaire para algunas podría ser compensado con un favor, según una idea que Javier Iguacel tiene en mente.
Días atrás, habilitó la exportación de gas cuando el mercado interno esté abastecido, pero a los beneficiarios de la resolución 46 se les descontará proporcionalmente el beneficio por el volumen que manden al exterior. Tiene su lógica, ya que para el Gobierno no sería fácil explicar que garantiza el precio de u$s 7,50 ó 7 dólares el millón de BTU a un producto que las empresas venden luego a Chile por debajo de ese valor. De repente, empresas y funcionarios vieron agitarse el fantasma de Pino Solanas denunciando a la opinión pública ese eventual despropósito. Energía está a hora a punto de introducir una corrección que puede parecer una nimiedad técnica, pero que ilustra el empeño oficial en cuidar las formas y la exigida caja pública evitando el malhumor de las petroleras que invierten. Aquel descuento se practicará sólo si el gas se despacha desde una cuenca que efectivamente tiene un proyecto con el beneficio de la resolución. El Orejano es el principal campo no convencional de YPF en gas, pero no tiene subsidio, algo que no invalida la apuesta que hace junto a Dow, en parte porque en un año bajó a la mitad los costos de desarrollo. La compañía comandada por Miguel Gutiérrez sí consiguió la aprobación para amparar algunos otros proyectos bajo la 46, pero todavía no alcanzó el volumen requerido para cobrarlo. Esta desventaja, sin embargo, la dejaría hoy más libre para exportar sin ningún descuento y así atender, por ejemplo, el apetecible mercado brasileño. Las fábricas paulistas pagarían hasta u$s 13 el millón de BTU, más del doble que sus competidoras locales, lo que delinea ahí un interesante mercado potencial. Claro que antes de cualquier plan de exportación masiva hay que garantizar la infraestructura para sacar el producto desde Vaca Muerta. Accionistas de las transportadoras de gas y productoras conversan cómo financiar un ducto que suba desde Neuquén a los grandes centros de consumo con un desvío próximo a Bahía Blanca. Justo adonde Transportadora de Gas del Sur tiene una planta que le permitiría separar gases, otro negocio prometedor que haría la firma en la que Marcelo Mindlin (Pampa Energía) explota en sociedad con Sielecki y Werthein. Así se gesta un proyecto de 1200 millones de dólares que las potenciales inversoras especulan hacer fuera del marco regulatorio del gas para que su renta no tenga el techo de casi 8,9% anual en dólares que impone esa norma. Suculenta para otras latitudes pero insuficiente en este caso. Son empresas grandes, que piensan en grande y siempre van por más.
20.09.2018– PULSO (SANTIAGO, CHILE)
Según la Comisión Nacional de Energía (CNE), durante los próximos cinco años el traspaso de clientes regulados al régimen libre continuará, y se prevé que en 2023 se alcance una transferencia equivalente a un consumo de 6.685 GWh, casi el 10% del total de la red. -El sector eléctrico nacional dio un vuelco en su negocio. Salió a capturar a actuales clientes regulados que pueden cambiarse a régimen libre, lo que les permite negociar directamente la tarifa sin estar sujetos a los precios que cobran las distribuidoras. ¿Las ventajas? Las generadoras ofrecen precios menores, indican expertos de la industria, por lo que a este segmento le conviene irse al mercado libre. Desde la Comisión Nacional de Energía (CNE),entidad encargada regular a este segmento, señalan que “para 2019 se proyecta un traspaso de clientes regulados al régimen de clientes libres de cerca de 2.900 GWh”.Se debe tomar en cuenta que durante 2017, 379 clientes regulados se traspasaron al régimen libre, cifra baja, pero que obedece a que el trámite para hacerlo tarda cerca de un año, a lo que se suma que la difusión todavía ha sido insuficiente.La CNE indica que “se prevé que los clientes reguladosylibres conectados a las redes de distribución seguirán aumentando su demanda eléctrica”.Traspaso de clientes. La energía total del sistema es de 70.000 GWh y alrededor de la mitad son utilizados por clientes libres. De esos 35.000 GWh -que hoy son clientes libres-, aproximadamente el 80% son mineras, grandes industrias y, además, hospitales y centros comerciales, entre otros. Para ser cliente libre, el reglamento desarrollado por la CNE establece que los usuarios que consuman sobre 5.000 kW están obligados a negociar el suministro directamente con su proveedor.
A su vez, los clientes que van desde los 500 kW a 5.000 kW tienen la posibilidad de negociar o quedarse sujetos a la regulación de precio establecido en las licitaciones que hace la autoridad. Enel Chile es la energética que está liderando el traspaso de clientes y VíctorTavera, gerente de Mercado de Enel Distribución, indica que “durante 2017, dentro denuestra zona de concesión, migraron 88 clientes (220 puntos de suministro) al mercado libre.
Esperamos que durante los años 2019 y 2020, un porcentaje muy alto de clientespotencialmente libres hayan migrado al mercado libre”.Además, agrega que esperan seguir siendo la distribuidora líder en el mercado de comercialización de energía para clientes libres, pero que no pueden hacer una estimación, pues existen diversas variables que intervienen enla migración. “Recordemos que Enel Distribución no solamente abastece clientes libresdentro de su zona de concesión sino que también fuera de ella, teniendo ya el 20% de suportafolio de clientes en distintas regiones del país”, concluyó.Acerca de la demanda en lospróximos cinco años, la CNE indica que en relación al “Informe Preliminar de Licitacionesde la Comisión Nacional de Energía, publicado en julio del presente año, durante los próximos cinco años el traspaso de clientes regulados al régimen de clientes libres continuará, llegando en 2023 a un traspaso acumulado, equivalente en energía nivel de subestaciónprimaria, de 6.685 GWh, respecto a 2019”. El gerente comercial del marketplace eléctricoPlataforma Energía, Pablo Demarco, asegura que “se espera que los traspasos de clienteregulado a libre se sigan realizando durante los próximos dos años. En totales acumulados, para 2018 se esperan 2.900 GWh; para 2019, 5.900 GWh y 6.630 GWh para 2020”.Agregaque “el fenómeno de migración de clientes regulados a libres se mantendrá por el próximoaño. Luego de esto, sólo quedarán algunas empresas rezagadas y los nuevos suministros que cumplan con la condición de ser libres. Esperamos que el mercado se estabilice en 2020”.
20.09.2018 – ENERGÍAS RENOVABLES (SANTIAGO, CHILE)
Enel Chile, filial en el país de la italiana homónima, ha anunciado la puesta en operaciones de la llamada Sala de Control Renovables, ubicada en el edificio corporativo de la empresa, presentada como la única de Sudamérica en integrar las cuatro tecnologías de generación renovable: hidro, solar, eólica y geotérmica. Según un comunicado de la firma, «el centro opera de forma remota todas las centrales de energía renovable de la compañía sumando en total 4,7 GW de capacidad instalada, por lo que corresponde a la mayor sala de control de
una generadora en Chile». El centro, construido en cuatro meses tras la fusión de Enel Chile con la filial chilena de Enel Green Power, permite monitorear y gestionar todas las 36 plantas renovables de la compañía en el país. De acuerdo con el gerente mundial de Enel Green Power, la División Global de Energías Renovables de Enel, Antonio Cammisecra, «desde esta sala de control, supervisamos una combinación de tecnología equilibrada, optimizando los flujos de energía en línea con la demanda de red y la disponibilidad de suministros de fuentes renovables y dentro del mix de generación general a nivel de país, con beneficios para el sector energético y los clientes”. La información abunda en que la Sala de Control Renovables «cuenta con la última tecnología en automatización, sistemas de comunicación y visualización de datos, además de la infraestructura necesaria para soportar y garantizar la operación de todas las instalaciones de forma continua, es decir, 24 horas al día y 365 días al año». Enel Chile asegura ser el primer operador de energía renovable en el país con una capacidad instalada bruta de 3.557 MW en hidro, 642 MW eólicos, 492 MW fotovoltaicos y 48 MW geotérmicos.
14.09.2018 – PULSO (SANTIAGO, CHILE)
Si bien la Sociedad Alemana de Cooperación Internacional (GIZ) había hecho una primera aproximación al hidrógeno verde con un evento el año pasado, el que se realizó hace unos días en el Hotel Icon marcará un antes y un después del interés de nuestro país en este elemento. Tanto autoridades como el sector privado ya están analizando cómo dar el vamos para producir este gas que se usa como combustible, donde la principal ventaja de Chile es su abundante producción de energía solar. Durante el seminario “Hidrógeno Verde para la transición energética de Chile” se escuchó varias veces la posibilidad de convertirnos en una potencia en este aspecto. El evento comenzó a las 8.30 horas con más de 400 asistentes. Después de las 18.00 horas, aún quedaban 300. Para producir el hidrógeno verde, se debe tomar agua, la cual -luego de un proceso de electrólisis, genera oxígeno e hidrógeno (ver infografía), lo que requiere una gran cantidad de energía. Actualmente, cerca del 96% del hidrógeno del mundo se extrae a partir de combustibles fósiles y sólo el 4% del agua. Pero esto está cambiando radicalmente gracias a la disminución del costo de las energías renovables, especialmente la solar. Y Chile, es uno de los productores de energía fotovoltaica que ha tenido el mayor crecimiento en los últimos años, razón por la que están puestos tantos ojos en el Desierto de Atacama, con sus 3.500kWh/m2 (DNI) y 3.000 horas de sol al año, además de una radiación promedio de 65% más que en Europa. Pero, además, el hidrógeno es un gas con una muy baja densidad y hay que comprimirlo y almacenarlo de forma eficiente, algo que tampoco es barato. Menos aún si se decide pasarlo a un estado líquido (licuefacción). Sin embargo, tiene una autonomía mayor y tiempos de carga menores que las baterías eléctricas y -a diferencia de los combustibles fósiles- sin emisiones de C02. “La idea de fomentar esto en Chile comenzó hace unos años cuando vimos que en Alemania estaban produciendo hidrógeno a partir de sus remanentes de energía eólica. Acá en Chile no se conocía mucho el hidrógeno verde”, comenta Rodrigo Vásquez, asesor del Programa de Energías Renovables de GIZ, y agrega: “En el último año el interés ha crecido muchísimo en las empresas, principalmente como combustible para la minería, pero ya se están viendo en otros nichos. Todos estamos aprendiendo, especialmente ahora que hay una nueva concepción de la sustentabilidad”.
Algunos ajustes
Paralelamente, Corfo ya estaba explorando la idea de implementar hidrógeno verde en camiones para la minería que -según los especialistas- podría ser la primera aplicación
concreta a nivel local. Y con la llegada del actual gobierno, el Ministerio de Energía dejó de coquetear con este combustible y lo ha mencionado directamente dentro de su “Ruta Energética”. En este aspecto, el camino de Chile pasa por comenzar a generar proyectos en cuatro líneas de negocio: Transporte en la minería (reemplazar el diésel o tener motores duales), almacenamiento de hidrógeno, fertilizante en base a amoníaco (ver recuadro) e incluso, exportar hidrógeno verde. Y de pasada, aprovechar de mejorar nuestra independencia energética. La comuna de Diego de Almagro (Región de Atacama) podría ser la capital de estas iniciativas, en su calidad de “niña bonita” de la producción de energía solar en Chile. “Como gremio, estamos atentos a lo que está sucediendo con la economía del hidrógeno en nuestro país, sobre todo porque vemos que es una gran oportunidad para profundizar el desarrollo de las energías renovables”, comenta Darío Morales, director de estudios de la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera). Morales reconoce que el interés ha crecido mucho en el último año entre las empresas de este gremio, muchas de las cuales ya crearon áreas específicas para enfrentar el hidrógeno. Y a pesar de que Chile tiene muchas ventajas, “una de las principales barreras – y a la vez una oportunidad- es tener la capacidad de seguir impulsando políticas públicas en las cuales el Estado, la academia y el sector privado trabajen en conjunto y en pos de un objetivo común”, comenta el director de estudios de Acera. Por su parte, Philipp Bezler, gerente de Estrategias y Desarrollo de Negocios de Siemens Chile (uno de los grandes actores de tecnología para generar hidrógeno verde), estima que “se ha visto un gran avance de las autoridades en los últimos dos años. Creo que como país tenemos un tremendo potencial, incluso, para la exportación. Pero claramente necesitamos un marco regulatorio y líneas de subsidios que incentiven a la industria energética a cambiarse cada vez más al hidrógeno verde”, concluye Bezler.
Fertilizante: el otro potencial
Otro negocio interesante es el “amoníaco verde”, compuesto que se obtendría de la mezcla de hidrógeno verde y nitrógeno. Este elemento es la base para desarrollar fertilizantes (urea) en la industria agrícola. “Muchos ven a este producto como una vuelta a lo que fue Chile hace más de 100 años: un gran productor mundial de fertilizantes”, dice Rodrigo Vásquez, de GIZ, refiriéndose a la época de oro del salitre. Hoy podría pasar algo similar, pero con un foco más sustentable.
