Blog-Posts from sep 09, 2014

Chile

Tal como se había informado cuando se ingresó el proyecto de financiamiento al Congreso, además, deberá reportar anualmente los avances de su Plan de Desarrollo y el uso de estos recursos.

Martes 09 de Septiembre de 2014.- Una sesión especialmente dedicada a abordar la capitalización de Codelco tuvo este lunes la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados en el ex Congreso Nacional, ubicado en Santiago.

La Ministra de Minería de Minería, Aurora Williams, junto a su par de Hacienda, Alberto Arenas, expusieron ante los parlamentarios los alcances del proyecto de Ley que entregará financiamiento de largo plazo a la cuprera estatal, para que pueda materializar sus llamados Proyectos Estructurales: Chuquicamata Subterránea, RT Sulfuros Fase II, el Rajo Inca para aaumentar la capacidad de explotación de Salvador, la expansión de Andina Fase II (Andina 244) y la construcción del Nuevo Nivel Mina en El Teniente.

Según información que publica el Diario Financiero, Arenas explicó que a Codelco se le fijaron varias metas. La primera: cumplir con la inversión de USD 3.500 millones y ?USD 4.500 millones estipuladas para éste y el próximo año. En cuanto a la forma en que se desembolsarán los USD 4.000 millones que comprometió el Ejecutivo a la minera, el titular de Hacienda explicó que se fijará un programa referencial de montos máximos anuales a capitalizar, que será consistente con sus necesidades de financiamiento y, además, acorde a los ciclos de inversión que se definan; señala la nota.

"Si hay una ejecución más lenta o un proyecto es retirado del Plan de Negocios y Desarrollo, se debe reducir proporcionalmente el financiamiento comprometido”, señaló el Secretario de Estado a los miembros de la Comisión. Es que, como ha explicado el Gobierno, la entrega de estos recursos constituye un techo: no son dineros a todo evento, sino que su disposición pasa, necesariamente, por que sean destinados a materializar los proyectos que han sido evaluados.

Además, como informó la autoridad al ingresar a trámite legislativo el proyecto de capitalización, se obligará a Codelco a rendir cuentas del avance de los proyectos y el uso de estos recursos mediante informe anual. 

En este sentido, aunque en el proyecto el financiamiento está considerado para los próximos cinco años, está claro que su ejecución tomará más que ese tiempo, como explicó en la instancia la Ministra Williams. La Jefa de la cartera de Minería insistió también a los Diputados en cuanto a que “si no se realizan los proyectos estructurales, la producción decaerá fuertemente". Según expuso la autoridad, los cálculos en ese escenario indican que a 2023 Codelco tendría una producción de 540 mil toneladas, lo que es aproximadamente un 70% menos de lo que genera en la actualidad.

En cuanto a la rentabilidad esperada de estos proyectos, los datos entregados por Cochilco darían cuenta de rentabilidades atractivas en todos los casos, a pesar de que los cálculos se hicieron con precios del cobre bajo los niveles actuales; consigna el Diario Financiero.

Para revisar en detalle las iniciativas de inversión apuntadas por Codelco, consulte el listado completo en la Base de Proyectos de Portal Minero, aquí.

Chile

Deshielos fueron menores a los esperados, lo que incide en una menor proporción de agua en el sistema central y precios promedio de USD 125,23 MWh para clientes libres.

Martes 09 de Septiembre de 2014.- Sorpresivas y contra todos los pronósticos del mercado. Así son las proyecciones para el sector eléctrico en los próximos 12 meses publicadas recientemente por el Centro de Despacho Económico del Sistema Interconectado Central (CDEC-SIC).
 
Hasta hace poco las precipitaciones de este año nutrían estimaciones que apuntaban a que el sistema dejaría atrás cuatro ejercicios consecutivos con condiciones de hidrología seca, dando paso a una hidrología media. Pero la semana pasada el CDEC-SIC publicó el pronóstico de deshielo para la temporada 2014-2015 y los resultados no son alentadores. Según señala el documento, este año mostrará condiciones secas desde la cuenca del Maule al norte, mientras en las cuencas del Laja y Biobío exhibirán un rango normal a seco.
 
En agosto, expertos del sector esperaban una condición más cercana a la normalidad o de hidrología media. Estimaban que esto incidiría en que la generación hídrica explicaría el 53% de la energía del SIC en los próximos doce meses. Pero bajo el nuevo escenario la proyección se invirtió y dicho porcentaje de consumo eléctrico será abastecido por centrales térmicas, indicó el CDEC-SIC. Así, en los próximos 12 meses la energía hídrica representaría el 42%, la eólica el 3% y la energía solar el 2% del total de energía aportada al sistema.
 
El informe de este centro de despacho, que es responsable de determinar cuáles son las centrales que inyectan energía al sistema según criterios de eficiencia, se refiere a la situación de abastecimiento del sistema bajo diferentes condiciones hidrológicas: húmeda, media y seca. Concluye que en ninguno de estos escenarios existirían problemas de abastecimiento eléctrico.
 
 
Costos de energía para clientes libres no bajarían
 
Entre septiembre de 2013 y agosto de 2014 el costo marginal promedio de suministro de energía fue de USD 126,28 por MWh. En tanto, desde septiembre de este año a octubre de 2015, el promedio será de USD 125,23 por MWh en la línea Quillota 220, una barra o tramo representativo del sistema total, explican en el CDEC-SIC. Como se aprecia, la baja en estos valores será casi imperceptible.
 
Los costos marginales son los valores de venta de energía entre generadoras en el mercado spot. Una mayor proporción de lluvia incide directamente en una mayor generación hidroeléctrica y, por lo tanto, en los precios de la energía, puesto que este tipo de fuente es más barata que el resto.
 
La caída de agua registrada en el último tiempo en el país se tradujo en cuotas de optimismo para varios sectores. Tanto así que mientras la desaceleración económica en el último tiempo ha presionado los balances y precios de las acciones de varias compañías del mercado local, otras firmas exhibían resultados positivos en el precio de sus papeles. Entre estas últimas destacan las eléctricas, por el mayor margen que se desprende de la venta al spot de una energía generada con recursos hídricos, esto es, a un menor costo.
 
En agosto, según estimaciones del mercado, los costos marginales serían los más bajos desde 2009. Pero según los datos del CDEC-SIC, esta presunción sería más difícil de cumplir de lo que se espera a raíz de los menores deshielos mencionados.
 
 
Una meta difícil
 
Una de las siete principales metas de la Agenda de Energía propuesta por el gobierno de Michelle Bachelet y liderada por el ministro de Energía, Máximo Pacheco, es reducir los costos marginales de electricidad durante el período de gobierno en un 30% en el SIC. Esto, de manera que de un costo marginal promedio del año 2013 de USD 151,36 MWh se pase a uno inferior a USD 105,96 MWh en 2017.

Expertos de la industria eléctrica ya han advertido que esta meta es poco realista, sobre todo por la escasez de proyectos de energía base de menor costo que permitirían alcanzar ese objetivo en el plazo señalado. A abril, en el plan de obras de la Comisión Nacional de Energía (CNE), solo se especificaba un proyecto a carbón en construcción en el SIC (Guacolda V de 152 MW), y otro de GNL (Cordillera 50 MW).

El Mercurio

Chile

La instancia promovida por el gobierno buscará opciones para agilizar el sistema, fijar criterios objetivos e, incluso, permitir cambios en los proyectos durante su análisis.

Martes 09 de Septiembre de 2014.- Todo gran proyecto en Chile debe ser autorizado por el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA), cuya gestión se basa en la evaluación de proyectos ajustada a lo establecido en la norma vigente, fomentando y facilitando la participación ciudadana en la evaluación de los proyectos, destaca el organismo en su página web.

No obstante, y luego de una serie de judicializaciones de proyectos y la implementación de un reglamento como el RSEIA mucho más estricto, el sistema ha estado en tela de juicio; no por sus objetivos, sino que frente a la serie de problemas que se han evidenciado en el desarrollo del Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA).

Frente a esto, el gobierno prepara una comisión ad hoc para estudiar cambios al Servicio de Evaluación Ambiental y, eventualmente, introducir modificaciones al instrumento de gestión ambiental que administra.

La comisión -cuyos integrantes se mantienen en reserva- buscará cuatro objetivos: agilizar el sistema, objetivizar impactos ambientales, disminuir el tiempo implementado por cada servicio para pronunciarse en la tramitación y tal vez el más importante: resolver las solicitudes de pertinencia del SEIA, trámite utilizado cuando las empresas quieren introducir cambios a sus proyectos existentes y que han motivado conflictos como el de Bocamina II, Codelco con Ventanas y ENAP con su termoeléctrica en la Región de Valparaíso.

La principal crítica a las pertinencias en el sector privado pasa porque frente a cualquier modificación en un proyecto, la empresa debe realizar este trámite y pedir el pronunciamiento del gobierno.

“Modificar las pertinencias es clave ya que se debe entender que los proyectos siempre requieren modificaciones, son dinámicos y en muchos casos existen modificaciones mínimas que no justifican ingresar un nuevo proyecto. Además, se debe considerar que este procedimiento puede ser muy extenso. Otro elemento que se debe regular sí o sí son las compensaciones a las comunidades”, afirma Fernando Molina Matta, socio del estudio Cubillos Evans.

Un ejemplo claro de demora en la consulta de pertinencia es el proyecto termoeléctrico de ENAP en Concón, donde la solicitud fue ingresada en septiembre de 2013 y aún no es resuelta.

“El tema de las pertinencias debe contar con un marco conocido por todos, tener una regulación uniforme con sus efectos y consecuencias conocidas por todos. Además es importante que las pertinencias sean transparentes y se conozca cada paso al igual que la tramitación de proyectos en el sistema”, expresa la socia del estudio jurídico Eelaw, Paulina Riquelme.

Según un dictamen de Contraloría, las pertinencias no pueden cambiar la naturaleza del permiso ambiental del proyecto, y él SEA sólo debe expresar si corresponde o no el ingreso de una modificación a una iniciativa. Adicionalmente, el instructivo vigente sostiene que esta consulta sólo será válida si se realiza antes de ejecutar la mejora o la actualización, nunca después.


Despolitizar

Previo a la conformación de una comisión evaluadora, los expertos sostienen que un buen comienzo pasa por asegurar el componente técnico del SEA.

“Lo primero es la despolitización orgánica de la calificación ambiental, en el sentido de eliminar las instancias políticas de la calificación ambiental de proyectos. Las instancias políticas ya no se justifican dado el desarrollo de otros instrumentos de gestión ambiental”, sostiene el ex Subsecretario de Medio Ambiente, Ricardo Irarrázabal.

Otro elemento que puede ser discutido se centra en la votación final de la tramitación, donde a nivel regional se define la luz verde al proyecto acogiendo o no el informe final del SEA denominado ICE (Informe Consolidado de Evaluación).

“Si bien la Ley 20.417 estableció que el ICE es vinculante para la Comisión de Evaluación en aquellos aspectos normados, no es menos cierto que en muchísimos casos, los proyectos se juegan su aprobación en justamente aquellos aspectos no normados”, expresa Jorge García Nielsen, abogado Jefe Área Medio Ambiente en Araya y Cía.

Pulso

Uruguay

Presidente de Copec, Roberto Angelini sostuvo que el envío de carbón a este país es una alternativa que evalúa con el gobierno de José Mujica. Este último defendió las facilidades que entregó a Montes del Plata para operar.

Martes 09 de Septiembre de 2014.- Colonia, Uruguay- Arauco inauguró ayer el complejo industrial Montes del Plata en Uruguay, cuya inversión de USD 2.500 millones es la más alta en la historia de ese país. Luego de tres años de construcción y con la presencia del Presidente José Mujica -junto a cerca de 1500 invitados- la compañía y su socia Stora Enso dieron el vamos oficial a la planta.
 
Pero el periplo por tierras charrúas para Copec, matriz de Arauco, no tendría fecha de término. El grupo que lidera Roberto Angelini busca ingresar al mercado de la energía en este país. “Es muy probable que sí. De hecho, lo estuvimos conversando con el Presidente. Hay un déficit grande en energía eléctrica en Uruguay”, anunció Angelini a la salida de la ceremonia de inauguración.
 
Un punta pie inicial en este rubro lo dio Montes del Plata, pues el complejo integra una planta de biomasa que produce 80 MW que entrega al sistema eléctrico local.
 
El Presidente de Copec dio luces de expandir las operaciones del holding. “Evidentemente que hay otros proyectos que se pueden realizar, que no tienen que ver con esta empresa. Es otra empresa de nuestro grupo, que produce carbón. El carbón es hoy un combustible amigable, no como se suele creer que es muy contaminante”, dijo.
 
En esa línea defendió la energía en base a la termoelectricidad, asegurando que el insumo que sirve de base es usado con frecuencia en el mundo. A modo de ejemplo dijo que más del 50% de la generación eléctrica es a base de carbón. “Perfectamente puede ser que Uruguay sea un destino de nuestro carbón”, remató Angelini.
 
Pese a ser consultado por los plazos que maneja el grupo para concretar el ingreso al mercado de energía en Uruguay, el empresario eludió dar a conocer los tiempos que manejan.
 
En esa línea, el Director de Copec, Bernardo Matte agregó que “Uruguay tiene costos de energía altos. (…) En Chile tenemos muchas necesidades de energía. Hay que invertir allá. Siempre uno empieza por casa”.


Hectáreas suficientes
 
Por su parte, el Vicepresidente Ejecutivo de Arauco, Matías Domeyko precisó que la planta de Montes del Plata tiene una capacidad autorizada de 1 millón 450 mil toneladas de celulosa de fibra de eucaliptus.
 
“Esta es una muy buena planta que le permite usar las economías de escala. Además le permite usar la última tecnología que está disponible en el mundo. Creemos que cuando esté en régimen será una de las más eficientes del mundo”, dijo Domeyko.
 
La compañía tiene un patrimonio forestal en Uruguay de 150 mil hectáreas, y por ahora no existen planes de elevar ese número, concluyó Domeyko.


Defensa
 
Mientras, el Presidente de Uruguay, José Mujica defendió las facilidades que entregó el gobierno a Montes del Plata como la excepción del pago de impuestos en el lugar en que se instaló la planta.
 
“Dimos zona franca a algunos proyectos, porque cuando llegamos a este país la primera y desesperada preocupación que nos planteaba la gente en todas partes era trabajo. En esas condiciones decidimos políticamente prendernos de un fierro caliente para generar trabajo. Era lo que marcaba la coyuntura en ese momento desgraciadamente”, advirtió Mujica.
 
El mandatario aseguró que si Uruguay enfrentara condiciones similares de alta cesantía, tendrá que volverlo a hacer.  “Creo en la ecología como porvenir, pero no creo que la ecología sea condenarse a la fotografía de un tiempo”, remató Mujica.

Pulso

Chile

La suscripción de este contrato por tres años, fue el resultado de un proceso de licitación en el que participaron 9 entidades financieras.

Martes 09 de Septiembre de 2014.- La Empresa Nacional de Petróleo (Enap) y Banco Santander firmaron un contrato por tres años para la realización de operaciones financieras de mesa de dinero, que implicará la compraventa de divisas, inversiones en el mercado nacional e internacional, por un monto anual aproximado de USD 9.900 millones.

Enap es la empresa que registra los mayores movimientos de divisas en Chile, en este caso para respaldar las operaciones de importación de petróleo crudo y de combustibles para abastecer la demanda de estos productos en el país.

El contrato fue suscrito por Ariel Azar, Gerente de Finanzas de Enap, Lisandro Rojas, Gerente de Exploraciones y Reservorio de Enap, y por Yann Louvrier y Miguel Marzuca, Managing Directors de Banco Santander  Chile.

En la oportunidad, Ariel Azar señaló que la firma de este contrato fue la culminación de un largo proceso de licitación privada, en la que participaron 9 entidades financieras en el país. “Como empresa buscamos un servicio de alta categoría, que sea eficiente en la respuesta y que posea un sólido respaldo tecnológico. Recibimos muy buenas e innovadoras ofertas que fueron analizadas por un equipo evaluador multidisciplinario y Banco Santander fue quien presentó la mejor oferta económica y técnica”, indicó.

El Gerente de Finanzas de Enap agregó que, aparte de los beneficios operativos, este contrato significa ahorros en costos financieros para la empresa y que constituye “un eslabón más en la cadena de negocios que hemos estado reimpulsando como parte del Plan Estratégico presentado al directorio, uno de cuyos pilares es el robustecimiento financiero de la compañía”.

En tanto, Yann Louvrier, de Banco Santander Chile, expresó que “para el banco es un honor firmar este contrato con Enap, el cual forma parte de una larga y fructífera relación de trabajo que hemos tenido con esta compañía y que esperamos que se mantenga en el futuro”.

Para llevar a cabo este proceso de licitación y firma del contrato, Enap contó con la asesoría jurídica de Morales & Besa Abogados.

La Tercera

Argentina

La compañía está terminando de cerrar el financiamiento (sería aportado por un organismo danés) para construir una granja eólica en Cerro Policía, cerca de General Roca. Los primeros molinos estarían en operación a fines de 2015.

Martes 09 de Septiembre de 2014.- Invap es una empresa curiosa. La firma de tecnología de Río Negro, 100% estatal, se especializó en la fabricación de reactores nucleares con fines medicinales y hoy es uno de los grandes players de ese negocio a nivel mundial. También incursionó en la construcción de satélites de telecomunicaciones y en octubre lanzará al espacio el Arsat-1, el primero diseñado y fabricado por la Argentina.

Su interés por la industria energética tampoco es nuevo. Desde hace tiempo viene intentando hacer pie en el segmento de tecnologías renovables, en especial en la eólica. Es lógico: como empresa eminentemente patagónica, quiere sacarles el jugo a los potentes corredores de vientos que atraviesan el sur del país.

Su primera intención, a principios de esta década, fue construir aerogeneradores de alta potencia, de más de 1 megawatt (Mw), conocidos en la jerga como molino Clase 1. E incluso contemplaba fabricar un prototipo de más de 2 Mw (Clase 2). Sin embargo, la empresa rionegrina, cuya base central se emplaza en las afueras de Bariloche, tropezó con la misma piedra que la mayoría de las compañías energéticas: la falta de financiamiento para solventar el desarrollo.

Para remediar esa situación, y ante la incapacidad de conseguir crédito para construir en el país los molinos eólicos, Invap buscó un punto intermedio: se asoció con Transcomahue, la empresa de transporte de Río Negro, para instalar un parque de entre 15 y 20 Mw de potencia en la provincia.

La ubicación elegida es una zona aledaña a Cerro Policía, una pequeña localidad ubicada a 140 kilómetros de General Roca. “Hemos detectado un lugar muy bueno en cuanto a las corrientes eólicas, a menos de 30 km de El Chocón. Ahí vamos a empezar con la fabricación de un parque chico que tendrá entre 15 y 20 Mw de potencia”, explicó Héctor Otheguy, Gerente General de Invap. “Es una iniciativa que nos va a permitir ganar experiencia en la operación de un parque eólico”, añadió en diálogo con Revista Petroquímica, Petróleo, Gas, Química & Energía.


Financiamiento externo

La compañía de origen patagónico, fundada hace más de 30 años, está buscando opciones de financiamiento privado para viabilizar el proyecto. La alternativa más avanzada es apuntalar la obra con el respaldo de un organismo de promoción de Dinamarca, uno de los países líderes en cuanto a la inversión en energía eólica.

“Ya hemos trabajado juntos hace 20 años en una planta de tratamiento de residuos industriales emplazada en Zárate. Tenemos una buena relación con ellos y estarían dispuestos a financiar parcialmente el emprendimiento”, detalló Otheguy.

La inversión superará los USD 50 millones, porque además de comprar y montar los aerogeneradores es necesario instalar una línea de transmisión hasta el sistema troncal de transporte eléctrico.

“La idea es cerrar el paquete financiero antes de fin de año. Luego hay que encargar los equipos, por lo que la expectativa es contar con algunos de ellos en operación hacia fines del año que viene”, indicó el Gerente General de Invap.

La línea de transporte será de media tensión (132 kilowatts) y se conectará con los cuatro tendidos de alta tensión que atraviesa el complejo hidroeléctrico del Comahue.

“Es clave tener opciones en materia de transporte eléctrico, porque ése es uno de los problemas con los que deben lidiar los parques eólicos que se apunta a construir en la Patagonia”, afirmó Otheguy.

El proyecto en Cerro Policía prevé el montaje de seis molinos eólicos de más de 2 Mw de potencia, que serán importados probablemente desde Europa. Se apunta también a instalar equipos cuyo rendimiento energético esté garantizado. “Es un tema importante, porque para repagar la inversión es clave que los molinos produzcan la electricidad que prometen”, señaló el directivo.

La intención de Invap es incluir la iniciativa bajo la órbita de la Resolución 220 de la Secretaría de Energía, que permite precios diferenciales para la energía generada con fuentes alternativas.

“Estamos avanzando en las conversaciones con la Secretaría. La idea del Gobierno es reducir los precios de la energía eólica. Tenemos que encontrar valores que posibiliten que el proyecto sea rentable, porque es un emprendimiento que tiene sus riesgos”, señaló Otheguy. Según pudo averiguar este medio, el Gobierno apunta a pagar cerca de USD 105 por megawatt por hora (Mwh) generada desde parques eólicos.


Palas locales

Invap también tiene en marcha un proyecto para fabricar en el país las palas de los aerogeneradores. En esa dirección, selló un convenio con el Ministerio de Ciencia y Tecnología para instalar una fábrica de los compuestos que utilizan esos componentes. La locación de la planta aún no está definida.

“Estamos evaluando distintas opciones. Es un proyecto que al menos nos va a demandar tres años hasta que esté operativo. La idea es construir palas de hasta 40 metros de largo para molinos de alta potencia”, indicó el Gerente General de la empresa de tecnología de Río Negro.

A su vez, la compañía fabrica aerogeneradores de baja potencia. Ya instaló más de 30 unidades de 18 Kw para producir energía en lugares aislados. Muchos se utilizan para bombear agua en locaciones sin electricidad.

Los equipos se fabrican en instalaciones en Neuquén en poder de Invap Ingeniería, una firma integrada por Invap (80%) e Ingeniería Sima (20%), una empresa neuquina de servicios petroleros.
“Al mismo tiempo, contamos con un prototipo de 30 Kw que estamos probando en la zona de Pilcaniyeu. La meta es empezar a fabricarlo en el corto plazo”, concluyó Otheguy.

Revista Petroquímica

Argentina

Los dos proyectos bajarían desde el Ejecutivo de la provincia a la legislatura, donde se analizará su tratamiento.

Martes 09 de Septiembre de 2014.- Dos proyectos mineros que se emplazarían en la zona de Malargüe, en Mendoza, Argentina, ingresarán a tramitación en el corto plazo. Y las autoridades provinciales parecen decididas a avanzar en las propuestas, a pesar del fuerte rechazo que ha enfrentado habitualmente la minería por parte de algunas organizaciones en la zona.

Esta vez, la consigna “No a la Megaminería” no parece suficiente para los aventureros que quieren cambiar la histórica matriz productiva mendocina. Se hizo público que se bajarán dos proyectos desde el Ejecutivo de la provincia a la legislatura, para que se analice su tratamiento. Uno de ellos es especialmente conflictivo para los ambientalistas, ya que a su puede poner en riesgo la zona de Laguna del Atuel, un espacio que figura como Reserva Natural y de donde nace el río homónimo.

Se trata del proyecto “Cerro Amarillo” , una iniciativa para extraer cobre que se ubica a 60 kilómetros de Malargüe y sería trabajado por una firma de capitales argentinos y americanos. Según las organizaciones ambientalistas es “inviable”, pues pone en riesgo un ambiente protegido. 

El otro proyecto, que buscaría explotar Hierro, se denomina justamente “Hierro Indio”; y sería una propuesta de una empresa nacional para reactivar un yacimiento trabajado hasta 1970 por Fabricaciones Militares.

El Inversor On Line

Chile

Terminal de GNL propio de Colbún podría posponerse hacia fines de la década.

Martes 09 de Septiembre de 2014.- Luego que dejara Codelco a principios de junio, Thomas Keller asumirá en Colbún a partir de octubre.

El grupo Matte fichó a Thomas Keller como Gerente General de Colbún, cargo que el -hasta junio- Presidente Ejecutivo de Codelco, asumirá a partir de octubre.

Tras el sorpresivo anuncio, el Presidente de la firma, Bernardo Larraín, señaló que Keller “tendrá la responsabilidad de liderar a la empresa y a sus colaboradores en un nuevo plan de crecimiento que combinará crecimiento orgánico en Chile, con eventuales oportunidades de inversión en otros mercados de la región, en un entorno complejo y con cambios regulatorios relevantes”.

Agregó que también “deberá profundizar el proceso continuo de consolidación financiera, operativa, de mejores estándares de seguridad y de la gestión medioambiental y social de la compañía”.

Según informó la eléctrica, el directorio acordó con Ignacio Cruz su renuncia a este cargo, que había asumido en abril de 2012. “En lo personal, además de su gestión, valoro la lealtad, compromiso y calidad humana de Ignacio durante su período como gerente general de Colbún, lo que estoy cierto también es reconocido por todos quienes trabajamos en esta empresa”, señaló Larraín.


Terminal de GNL?

En otro frente, tras el acuerdo de suministro de gas natural, que involucra gas natural licuado y capacidad de regasificación, alcanzado hace dos semanas por la eléctrica del grupo Matte con Metrogas, Colbún podría posponer para fines de la presente década el desarrollo de un terminal propio de GNL.

Bernardo Matte, Director de la eléctrica, dijo ayer que ahora contarán con combustible suficiente para operar una de las unidades del complejo Nehuenco por los próximos cinco años, pero que se encuentran en la búsqueda de alternativas para abastecer de al resto de sus centrales.

“Construir un terminal de GNL se demora algunos años, así que es factible seguir adelante con ese proyecto, pensando después de 2018 ó 2020. Tenemos otra Nehuenco construida y tenemos posibilidad de seguir utilizando gas. El tema del gas no se agota en el contrato con Metrogas, estamos recién empezando”, dijo el empresario.

Matte agregó que siguen trabajando en este proyecto con AES Gener, especialmente definiendo una ubicación.

Diario Financiero

Argentina

Fernando Giliberti, Vicepresidente de Estrategia y Desarrollo de Negocios de YPF, destacó que la producción no convencional de los últimos pozos hechos en Loma Campana junto con Chevron mostró una significativa evolución con relación a las primeras perforaciones en Vaca Muerta.

Martes 09 de Septiembre de 2014.- Son muchos los temas que se repiten como cotilleo y charlas de pasillo entre los directivos de la industria petrolera. El impacto del default, las chances de los presidenciables de cara a 2015, la nueva ley petrolera que impulsa el Gobierno y los avances de YPF en Vaca Muerta, la formación no convencional de la cuenca Neuquina, integran la agenda que preocupa al sector.

De ese póker de temas, los dos primeros están más ligados a la futurología que al análisis racional, dado que son pocos los que están al tanto de los próximos pasos que baraja el Gobierno con relación al conflicto con los holdouts, y en la Argentina de hoy un año es demasiado tiempo para realizar un diagnóstico preciso de las próximas elecciones.

Por ese motivo, Oscar Vicente, Presidente del Club del Petróleo, optó por un orador invitado del almuerzo mensual de agosto que pueda brindar detalles de cómo están avanzando los proyectos no convencionales en Neuquén. El elegido fue Fernando Giliberti, Vicepresidente de Estrategia y Desarrollo de Negocios de YPF.

En la actualidad –señaló– existen 245 pozos activos en Vaca Muerta, que producen algo más de 25.000 barriles equivalentes de petróleo (bep). Son, en rigor, 18.000 barriles diarios de crudo y 1,3 millones de metros cúbicos por día (MMm³/d) de gas, en su gran mayoría del play que conforman Loma Campana y Loma La Lata Norte, donde YPF lleva adelante el primer desarrollo masivo de shale oil y shale gas con Chevron.

Giliberti trazó un paralelismo con Eagle Ford, una de las formaciones shale de Estados Unidos que, por su composición, es comparada con Vaca Muerta. En ese sentido, indicó que YPF alcanzó su nivel actual de producción no convencional empleando casi la misma cantidad de equipos de perforación que se utilizaron en el play norteamericano. “La inversión que les demandó a las empresas de Estados Unidos que comenzaron la explotación de Eagle Ford es similar a la que ejecutamos nosotros”, precisó.

Aun así, las distancias con Eagle Ford son abismales. Produce en la actualidad alrededor de 640.000 barriles diarios de petróleo, es decir, más que toda la oferta de crudo de la Argentina (540.000 barriles). “Para alcanzar ese volumen tuvieron que invertir USD  48.000 millones”, afirmó Giliberti.
 

En marcha
 
YPF tiene activas 27 unidades de drilling en sus proyectos no convencionales. Representan un 75% de los equipos operativos en toda la industria del shale (36). El ejecutivo –que retornó al país tras la reestatización de la compañía en mayo de 2012– advirtió que “todavía estamos atravesando la etapa embrionaria” en Vaca Muerta, optimizando los procesos y métodos de perforación en la formación neuquina.

En cuanto a los pozos verticales, comentó que la empresa sigue realizando análisis petrofísicos y geológicos en pos de encontrar áreas de mejor permeabilidad para colocar la fractura hidráulica. “Estamos en la tercera etapa de perforación de pozos verticales. Hemos modificado diseños de fractura en función de la calidad de la roca. También evaluamos la inyección de distintas cantidades de arena, lo que nos permitió incrementar la acumulada de esta última tanda de pozos verticales en 16.000 barriles de petróleo”, destacó el directivo.

“Al mismo tiempo, a partir de la diversificación de proveedores de arenas, logramos bajar el costo de ese producto en un 30%. Antes concentrábamos en un proveedor, hoy tenemos cinco”, añadió.

YPF detectó en la zona oeste de Loma Campana una serie de sweet spots, tal como se conoce en la industria a los lugares de mejor rendimiento productivo. Allí están trabajando tres equipos de perforación bajo el formato de path drilling para generar un cluster productivo. Al mismo tiempo, destinó cuatro equipos de perforación a explotar el potencial de la ventana de gas emplazada en el extremo oeste de Vaca Muerta. “Este año vamos a invertir USD  1.800 millones en Vaca Muerta, más de cuatro veces lo invertido en 2012 (USD  380 millones)”, aseguró Giliberti. Este año se colocarán 200 nuevos pozos en el proyecto.
 

Definiciones conceptuales
 
La geología de Vaca Muerta –destacó– posee las mejores características que puede tener un play convencional. “Cuenta con grandes presiones, un amplio espesor y extensión lateral. El desafío es encontrar los mejores perfiles de pozos para cada zona de la formación”, explicó Giliberti.

En materia de shale gas, YPF está llevando adelante un proyecto piloto en el área El Orejano, junto con Dow. Allí ya perforó cinco pozos para investigar la producción de gas de esquisto. El programa contempla la colocación, en total, de 94 pozos para alcanzar una producción de 2,1 millones de metros cúbicos diarios (MMm³/d) de gas.

Giliberti expresó que será clave avanzar en el conocimiento de los pozos horizontales. “Nos estamos enfocando en el índice de productividad de los pozos y no tanto en la producción en sí misma. Llegamos a la conclusión de que las mayores acumuladas se dan cuando mejor es el caudal. Entonces quizás conviene no ser tan agresivos como inicialmente quisiera el gerente financiero de la compañía, a fin de alargar la vida útil del pozo”, afirmó.
 

Defensa de gestión
 
Ya en la ronda final de preguntas de los asistentes, Eduardo Barreiro, consultor en hidrocarburos, sostuvo que, según los datos actualizados a junio de este año que publica la Secretaría de Energía, existían 280 pozos perforados en Loma Campana, con una producción media de 63 barriles diarios de crudo. Y sobre esa base consultó a Giliberti sobre la rentabilidad del proyecto emplazado en Vaca Muerta.

“El proyecto que encaramos en Loma Campana con Chevron prevé la perforación total de 1.400 pozos. Hay cinco sesiones distintas de perforación de pozos en el play y cada una tiene medias de producción variantes. Nosotros pensamos la rentabilidad a futuro. Si tomáramos los números que presentás (por Barreiro) nunca hubiéramos invertido, porque la acumulada no parece ser suficiente. Pero los proyectos son rentables a largo plazo”, respondió Giliberti. “De hecho, si computaras el promedio de producción de los últimos 15 pozos que perforamos quizás te preguntarías si no tenemos una máquina de hacer dinero”, planteó.

Inmediatamente después, Carlos Grimaldi, Director de Medanito, indagó sobre cómo lidia YPF con la presión política del Gobierno para mostrar resultados favorables en Vaca Muerta. Sereno, Giliberti recogió el guante: “Ésta es mi segunda etapa en YPF, pero en toda mi carrera en esta compañía siempre existió la presión de bancar el ritmo de la industria. Siempre tenemos el peso y la responsabilidad de llegar antes a las oportunidades. No es una novedad”. “Sabemos que hay otras agendas, pero eso no nos tuerce el rumbo”, enfatizó.

Y cerró con un mensaje desafiante para el resto de la industria. “Que Vaca Muerta se convierta en una cuenca productora de shale oil y shale gas depende de la integración de los diferentes players. No alcanza con una sola compañía”, advirtió y recalcó: “YPF no puede hacerse cargo de todo el mercado. Si el resto de las petroleras adquiere un ritmo de inversión, es probable que en cinco años alcancemos un nivel de producción pujante”.

Revista Petroquímica

Chile

Con esta ampliación el parque producirá 18,5 MW y aportará 50 GWh al Sistema Interconectado Central, la vida útil es de 20 años.

Martes 09 de Septiembre de 2014.- USD 33 millones implicó la segunda etapa del Parque Eólico Ucuquer de Coener ubicado en la comuna de Litueche en la Región del Libertador General Bernardo O'Higgins, que fue inaugurada con la presencia de autoridades regionales, especialistas y empresarios.

La extensión de la capacidad del parque consideró la puesta en marcha de cinco nuevos aerogeneradores, de 2,1 MW de capacidad cada uno, a 100 metros de altura y con aspas de 110 metros, cuya fabricación y mantenimiento está a cargo de la empresa china Envisión Energy.

Los nuevos equipos se suman a los cuatro aerogeneradores ya existentes, que están operativos desde enero de 2013, que totalizan 18,5 MW instalados. A plena capacidad con sus 9 generadores y con una vida útil de 20 años, se espera que el Parque Eólico Ucuquer aporte más de 50 GWh al sistema cada año.

Luis Ljubetic, Gerente General de la empresa Coener, afirmó que “la extensión de la planta que hoy inauguramos es parte de nuestro compromiso para aportar en la mantención de una matriz de generación diversificada y que contribuye con energía limpia y renovable al sistema eléctrico chileno. Para su desarrollo, contamos con la tecnología y equipos de última generación, gracias a alianzas estratégicas con proveedores de nivel mundial”

Por su parte, Rafael Valdez Mingramm, Director para América Latina de la empresa asiática, señalo que “este proyecto demuestra la capacidad e interés de la empresa por suministrar tecnología de punta y operar activos en Chile y otros países en la región”.

Chile

La inciativa tendrá una inversión de más de USD 220 millones para la instalación de 50 Arerogeneradores, y aportaría 100 MW al Sistema Interconectado Central.

Martes 09 de Septiembre de 2014.- Un parque eólico al oeste de Quellón, en la Isla de Chiloé, está desarrollando Petroquim. Se trata del Parque Eólico Cateao, que se encuentra en plena revisión por parte del Servicio de Evaluación Ambiental de la Región de Los Lagos: en noviembre próximo deberá responder el primer Informe Consolidado de Solicitud de Aclaraciones Rectificaciones y/o Ampliaciones (Icsara) emanado de la autoridad.

Según la Base de Proyectos de Portal Minero, Cateao estará conformado por 50 aerogeneradores que le permitirán inyectar 100 MW al Sistema Interconectado Central (SIC). Para ello utilizará la línea de subtransmisión Chonchi-Quellón (110 Kv) y una Subestación seccionadora que incluirá todos los equipos de transformación, maniobra y protección; a la altura de la localidad de Molulco.

La iniciativa considera una inversión de USD 224 millones y su vida útil se proyecta en 20 años, aunque futuras adecuaciones podrían extender ese plazo. 

De concretarse el cronograma presentado en la Evaluación Ambiental, la construcción del proyecto comenzaría en el segundo trimestre de 2015. Par más detalles, click aquí.