Salta se destaca en la obtención de gas no convencional-ARGENTINA

Salta se destaca en la obtención de gas no convencional

Buenos Aires fue sede del primer taller entre EE.UU. y Argentina sobre Desarrollo Sostenible de los Recursos de Hidrocarburos No Convencionales. El Departamento de Estado de EE.UU. y el Ministerio de Energía y Minería del Gobierno Argentino realizaron la presentación en el marco del Programa de Compromiso Técnico de Gas No Convencional. En el evento, del que participaron autoridades de la Secretaría de Energía de Salta, destacaron el potencial que tiene la cuenca de la provincia para la obtención de gas no convencional. El director general de Hidrocarburos, Jorge Guantay, informó que en relación a temas de interés provincial y la cuenca noroeste, resaltaron el potencial de la roca madre para la obtención de gas en su componente no convencional existente en nuestra cuenca y la posición geopolítica que ocupa Salta con una amplia red de distribución: hacia el océano Pacífico a través del puerto de Mejillones (Chile); hacia Bolivia a través del Gasoducto Juana Azurduy; hacia el sur del país, a través del troncal paralelo que nace en Campo Durán y hacia el este, esperando concluya la construcción del Gasoducto del NEA. El temario del taller incluyó el abordaje de regulaciones y protección ambiental, desafíos del desarrollo de recursos no convencionales en los Estados Unidos y Argentina, el monitoreo de actividades de desarrollo, sistemas de administración de datos y compromiso público, asuntos contractuales, fiscales y sociales, entre otros puntos; además de la inversión en el proyecto de petróleo y gas no convencional.
http://www.inversorenergetico.com.ar/salta-se-destaca-en-la-obtencion-de-gas-convencional/

ENAP y Mitsui harán cambios a proyectos termoeléctricos para ir a licitación en julio Marcelo Tokman dice que centrales serán mas eficientes y ve espacio para que las exportaciones de gas a Argentina se extiendan en el tiempo.

Energía

16/05/2016

ENAP y Mitsui harán cambios a proyectos termoeléctricos para ir a licitación en julio

Marcelo Tokman dice que centrales serán mas eficientes y ve espacio para que las exportaciones de gas a Argentina se extiendan en el tiempo.

 

 

 Por antonio astudillo m.

En pleno proceso de “afinamiento” de los proyectos eléctricos con que se presentarán a la licitación eléctrica de julio próximo se encuentran la estatal ENAP y su socio, la japonesa Mitsui.
Marcelo Tokman, gerente general de la petrolera estatal, dice que las firmas se encuentran trabajando para mejorar los proyectos termoeléctricos a gas Luz Minera y Nueva ERA para participar de la subasta, los que en conjunto suman una capacidad instalada de unos 1.300 MW.

“En el caso de Luz Minera, efectivamente hay optimizaciones que se van a introducir, una de ellas tiene que ver con el punto de conexión al sistema, y también estamos terminando de definir cuál es tamaño más eficiente para las centrales, y apenas tengamos esa definición, haremos todas las adecuaciones a los permisos”, dijo Tokman.
El ejecutivo indica que la idea es acortar la extensión de la línea de transmisión para el proyecto, que hoy tiene 153 kilómetros. Esto permitiría disminuir la inversión asociada a la central de 760 MW, y cambiar la “configuración” de la misma.
“La idea no es aumentar la capacidad total del proyecto, sino que ver distintas configuraciones. Lo puedes hacer con varias unidades más pequeñas para la misma capacidad, o una gran unidad, o situaciones intermedias. Eso es algo donde la experiencia y el conocimiento tecnológico que tiene Mitsui es muy relevante para poder hacer la definición de la solución más eficiente”, dijo el ejecutivo.
Una mejor configuración permitiría obtener mayor rendimiento del combustible, en este caso gas natural, lo que ayudaría a las firmas a llegar con precios más competitivos a la licitación de julio.
“Estamos avanzando en los acuerdos más en detalle de los proyectos con Mitsui y todo apunta -esa es nuestra meta-, a poder presentar una oferta más competitiva en las próximas licitaciones”, dijo.
Según está estipulado en los acuerdos entre ENAP y Mitsui, el gas natural para las futuras centrales será abastecido por la japonesa.
Argentina en el largo plazo
La semana pasada, ENAP, Endesa y Metrogas firmaron un acuerdo para enviar hasta 4 millones de metros cúbicos diarios de GNL a Argentina entre junio y agosto de este año por el gasoducto GasAndes, pero Tokman no descarta que, dadas las necesidades del país vecino, el acuerdo se puede extender en el tiempo.
“Lo que estamos haciendo en este caso es el intercambio en una dirección, pero creo que tiene que darse una relación de más largo plazo. En Argentina se produce un crecimiento muy fuerte de la demandas de gas en el invierno y eso se va a seguir dando, y ahí siempre vamos a tener una oportunidad”, señaló.
Tokman descarta que la discusión sobre los precios a los que se pagó el gas a las empresas chilenas, que son más altos que los que en el mercado trasandino se compra gas a otros proveedores, como Bolivia, tenga algún efecto negativo en las exportaciones. Según informó en la prensa argentina, el volumen de negocios asociados a los envíos -sumando los que se realizarán por el gasoducto Norandino- estaría cerca de US$ 100 millones.
“La comparación inicial que se estaba haciendo era poco atingente, una cosa es gas vía gasoducto que se ha mantenido igual todo el tiempo, y lo que nosotros estamos vendiendo es gas que tuvo que pasar por una planta de licuefacción, transportarse vía barco, regasificarse, y ahí recién inyectarse a los gasoductos. La alternativa que les ofrecimos es mucho más conveniente que comprar diésel”, señaló.
Tokman señaló que los envíos permitirán aprovechar infraestructura que estaba ociosa y dar un uso más eficiente a los terminales de Quintero y Mejillones.
“Esto ayuda a amortizar esta inversión que ya se hizo, y obviamente para las empresas que estamos participando es un buen negocio, y la razón de fondo es que nos permite aumentar las tasas de ocupación de esa infraestructura”, dijo.

https://www.df.cl/noticias/empresas/energia/enap-y-mitsui-haran-cambios-a-proyectos-termoelectricos-para-ir-a/2016-05-13/212246.html 

Endesa Chile limitaría nuevas hidroeléctricas a 300 MW y seguirá apostando al gas natural El foco de las inversiones de la generadora estará en el desarrollo de renovables no convencionales y transmisión.

Por antonio astudillo m.

Las grandes centrales hidroeléctricas de embalse estarían descartadas en el plan de crecimiento de Endesa Chile, con lo cual proyectos como Neltume (490 MW) quedarían fuera de la cartera.
Así lo señaló ayer Herman Chadwick, quien hace unos días asumió la presidencia de Enersis Chile, que controla a la generadora, quien sostuvo que construir iniciativas como HidroAysén, que tenía una capacidad instalada de 2.750 MW, es “muy difícil, imposible e invasivo“.

“Por ahora están postergadas las grandes centrales, porque en el sistema hay excedentes de energía y porque creemos que la flexibilidad del sistema nos llevará a generar energía de forma diferente, sin dejar de lado las fuentes convencionales, pero creemos que en las fuentes hídricas, tratar de hacer centrales como HidroAysén hoy día en el país es muy difícil, es imposible e invasivo, y las comunidades no lo permiten”, dijo.
Chadwick sostuvo que la estrategia de la generadora pasa por desarrollar proyectos de Energía Renovable No Convencional (ERNC), de la mano del joint venture que tienen con Enel Green Power (EGP), y unidades en base hidroeléctrica con capacidades de 100 MW y 300 MW.
Hoy, el único proyecto que la generadora tiene en construcción es la central de pasada Los Cóndores, de 150 MW.
“El foco de las inversiones va a estar en crear nuevas centrales de energía hidráulica, en reforzar el sistema de transmisión, y las ERNC, en lo cual tenemos que buscar un muy buen acuerdo con EGP, que puede significar una inversión para que Endesa Chile pueda tener una mayor participación con EGP”, dijo Chadwick.
El joint venture con EGP le permite a Endesa Chile tomar hasta el 40% de la propiedad en los proyectos actuales y futuros de la italiana, a costo de desarrollo. Esta cartera tiene un potencial de unos 1.200 MW, con un volumen de negocios que se ha estimado en US$ 800 millones.
En este sentido, el directivo señaló que este acuerdo puede ser mejorado, y descartó que el plan de inversiones de la generadora en este ámbito sea poco claro. “No hay una nebulosa en los proyectos de inversión. Al salir HidroAysén y las plantas de carbón, evidentemente hemos tenido que reestudiar un plan de inversiones que sea acorde con lo que ha dicho el ministro Pacheco”, sostuvo.
En todo caso, la apuesta en la generación térmica es clara. Chadwick señaló que la compañía seguirá desarrollando centrales en base a gas natural, y que este tema sólo se podría reconsiderar en los próximos 30 años, si cambian las condiciones de precio del hidrocarburo a nivel mundial y el combustible se vuelve poco eficiente, no así con el carbón, que “estamos intentando dejarlo de lado”.

fusión a fines de agosto

La última semana de agosto debería concretarse el proceso de fusión de las sociedades Américas (Enersis, Endesa y Chilectra). Así lo adelantó ayer en conferencia con inversionistas el CFO de Enel, Alberto Di Paoli, quien indicó que las estimaciones de la firma apuntaban a que el proceso total, incluida la OPA que deben lanzar las firmas, tomaría unos 120 días desde la fecha en que empezaron a cotizar las acciones de las nuevas sociedades en la bolsa, el pasado 21 de abril.

"Para los vehículos de Chile, el proceso de reorganización corporativa se ha completado y estamos progresando con alcanzar las eficiencias. Para las Américas, nos estamos preparando para la segunda fase, la fusión de los tres holding Latam ex-Chile, se espera sea aprobado y completado durante el tercer trimestre de 2016", dijo.

"queremos ser un actor relevante en chile"

Para este año, las inversiones por unos US$ 400 millones proyectadas por Enersis Chile se concentrarán en el desarrollo de la central Los Cóndores, que tiene un avance del 30%, así como desembolsos en mantención y automatización de redes de distribución y mejoras en servicio a los clientes.

"Consideramos para Enersis Chile un monto aproximado de inversión en promedio de US$ 400 millones al año de aquí al 2019 en línea con lo comunicado a fines del año pasado. Alrededor de 70% se destinaría a generación y 30% a distribución. Como empresa estamos comprometidos a ser un actor relevante en el desarrollo económico del país", dijo Raffaele Grandi, CFO de Enersis Chile.

---

ministro pacheco cifró inversiones en US$ 11 mil millones

El seminario "Incorporación de fuentes variables a la matriz energética en Chile: Desafíos y Proyecciones", organizado por el Centro de Estudios Públicos (CEP), fue el escenario donde el presidente de Colbún, Bernardo Larraín, cuestionó la forma en que el ministro de Energía, Máximo Pacheco, contabiliza los avances del gobierno en materia de construcción de centrales y líneas de transmisión.

Pacheco sostuvo ante la audiencia, entre la que estaban varios altos ejecutivos de Enersis Chile y CGE, académicos y expertos, que los proyectos en construcción durante la actual administración alcanzan a 59, que adicionarán 4.105 MW al sistema, con inversiones estimadas en US$ 11.100 millones, el doble de lo que recibió la actual administración de parte del gobierno anterior.

Larraín Matte señaló a Pacheco que a su parecer, esa forma de contabilizar no es correcta, pues muchos de los proyectos mencionados por la autoridad tuvieron "largos tiempos de desarrollo", más allá de un gobierno en particular.

El secretario de Estado reaccionó y explicó que estas mediciones son necesarias para comparar las gestiones.

Asimismo, el presidente de Colbún señaló a la autoridad que, a su juicio, entidades como la Comisión Nacional de Energía (CNE) deben tener mayor autonomía respecto de los gobiernos de turno, aislándolas del ciclo político, dadas las nuevas atribuciones que se le entregan en el proyecto de ley de transmisión, actualmente en trámite.

Al respecto, Pacheco sostuvo que el organismo tiene una alta competencia técnica, por lo que su labor se ajusta a las necesidades del sector.
https://www.df.cl/noticias/empresas/energia/endesa-chile-limitaria-nuevas-hidroelectricas-a-300-mw-y-seguira/2016-05-10/204917.html

El gas natural lleva a niveles mínimos de hace 30 años su producción

 

Las empresas podrían perder un cuarto de su producción

Si bien la OPEP no ha llegado a un acuerdo para congelar la producción, quienes sí que parecen haberlo encontrado son las firmas que extraen gas natural. Según Bloomberg, los pozos activos para tal función se encuentran en mínimos de más de 30 años. Algo que parece haber provocado un cambio de tendencia en la materia prima que desde los mínimos rebota más de un 24%. Aun así, no consigue apagar el farolillo rojo y desde el 1 de enero cede un 12.8%.
Para José Luis Martínez, analista de Citi, "no es tanto un cambio de tendencia como un problema de competencia en precios de productos reemplazables: gas y crudo". Que el barril de petróleo haya perdido los 30 dólares en 2016 "hace que la producción de gas sea no rentable", concluye. Pese a ello, desde estos mínimos, el crudo ha rebotado más del 50%, lo que le lleva a recuperar los 40 dólares.
La relación de los precios de ambas materias no es la única razón que provoca que, desde los máximos de 2005 en los 15.37 dólares por unidad térmica británica, el gas caiga más de un 85%, hasta los 2.04 dólares actuales. Para Albert Enguix, analista de GVC Gaesco, "existe una sobreoferta importante incrementada por el atípico invierno que hemos tenido".
En cuanto a su aspecto técnico, Joan Cabrero, director de estrategia de Ecotrader, considera que "el gas y el resto de materias parecen haber encontrado el suelo de la tendencia bajista de los últimos años en los mínimos de 2016". Así, estima que "cualquier caída sería una oportunidad de compra por su gran potencial si no cede los 1.81 dólares". Un potencial en el que confía la media de analistas encuestados por Bloomberg, que ve al gas en 2.72 dólares al final de año, lo que significaría un avance del 33.3%. Mejores son las previsiones para 2017, ya que reconquistaría los 3 dólares, un alza del 47%.

Disminuye su soberanía

Enguix indica que la actual sobreoferta de gas natural "está disminuyendo paulatinamente, lo que ayudará a que el precio suba". Esto va en línea con la caída de los pozos de producción hasta niveles no vistos desde los años 80. Desde Bloomberg señalan dos ejemplos de esta reducción. Southwestern Energy, el tercer mayor productor de gas en Estados Unidos, ha detenido el total de sus perforaciones y Chesapeake Energy que, tras ser acusada de monopolio, ha ido reduciendo sus explotaciones mediante la venta de activos y ya no cuenta con ninguna en EU.
La primera llegó a ceder casi un 21% pero con su rebote gana en el año alrededor de un 49.6%. Diferente es la situación de Chesapeake por sus problemas legales. Aunque su caída superó el 64.5%, pero su espectacular rebote le lleva a ganar en 2016 más del 36%.
Para Bloomberg, estas y otras firmas están tratando de reducir sus costes para aprovecharse de la subida esperada de las materias. Neal Dingmann, analista de SunTrust Robinson Humphrey, considera que "las empresas que no hacen nada van a perder una cuarta parte de su producción este año". José Luis Martínez estima que "el desarrollo tecnológico y la bajada de los costes pueden hacer rentable algo que hoy no lo es", en referencia a los costes de producción de gas en momentos de bajos precios de crudo.
http://www.economiahoy.mx/mercados-eAm-mexico/noticias/7506876/04/16/El-gas-natural-lleva-a-niveles-de-hace-30-anos-su-produccion.html

Construcción del gaseoducto sur ya tiene avance de 34%

 


El Ministerio de Energía y Minas (MEM) aseguró la continuidad de los trabajos de construcción del proyecto del Gasoducto Sur Peruano (GSP) en una reunión con autoridades de la mancomunidad de la macrorregión sur. “El proyecto no tiene problemas y ninguna incertidumbre en su normal ejecución”, afirmó el viceministro de Energía, Raúl Pérez-Reyes, quien enfatizó que la obra se viene ejecutando dentro de su cronograma y tiene un avance del 34%.
Fuente: GESTIÓN
http://www.horizonteminero.com/2016/04/14/construccion-del-gaseoducto-sur-ya-tiene-avance-de-34/

España subvenciona los "no kilovatios" más que ningún otro país de la UE Más mecanismos de subvención para el gas y el carbón que en ningún otro país de la Unión

La Comisión Europea ha revelado esta semana que España es "el país con el mayor número de mecanismos de capacidad". Lo explicamos: estos mecanismos -ideados por los gobiernos- deben servir en teoría para asegurar el suministro de electricidad, es decir, para que no haya problemas de abastecimiento (cortes). ¿Y cómo nos aseguramos de que no haya cortes? Pues, por ejemplo, pagándole un cierto peaje a ciertas centrales térmicas para que estén paradas, pero en guardia, por si acaso hacen falta. [En la imagen, central termosolar Gemasolar, primera en el mundo que aplica la tecnología de receptor de torre central y almacenamiento térmico en sales fundidas; puede producir electricidad durante la noche, "hasta 15 horas sin aporte solar"].
Todas esas subvenciones y/o ayudas, a fondo perdido, no retribuyen la producción de electricidad, es decir, que no pagan kilovatios hora generados por esas instalaciones; pagan solo el hecho de que haya instalaciones disponibles para generar energía eléctrica en caso de que sea necesario. La pregunta es: ¿lo son? ¿Son verdaderamente necesarias todas esas ayudas y/o subvenciones a los "no kilovatios"? Cada vez son más los autores que creen que no son necesarias; y cada vez más los que sostienen que la ciudadanía podría haberse ahorrado muchos de esos miles de millones de euros en subvenciones al gas y al carbón; miles de millones de euros que han acabado engordando los balances económicos de unas muy pocas multinacionales: Endesa, Iberdrola, Gas Natural Fenosa... Pues bien, la Comisión Europea publicó ayer un informe (sobre mecanismos de capacidad de once países) que vendría a apuntar en esa dirección.
¿Evaluaciones, qué evaluaciones?
"Numerosos mecanismos de capacidad existentes -dice ese documento- se diseñaron sin evaluar previamente si en el mercado de referencia existía un problema de seguridad de abastecimiento" (o sea, que los gobiernos no estudiaron si de verdad eran necesarias -o no- esas subvenciones). Segunda crítica contenida en el informe: "muchos Estados miembros no evaluaron adecuadamente cuál sería la mejor forma de incrementar la seguridad de suministro" (en España, para solucionar el presunto problema de seguridad lo que decidieron los gobiernos -PP y PSOE- fue subvencionar al gas natural y al carbón). Y tres: en la mayoría de los países -dice la Comisión-, el precio pagado por capacidad en el sector de la electricidad "lo establece el Estado miembro o se negocia bilateralmente entre el Estado miembro y el proveedor de capacidad, lo que crea un riesgo grave de exceso de pago, subvencionando así al proveedor".
¿Y cuál es la situación en España?
En la España peninsular había, a 31 de diciembre de 2015, y según datos de Red Eléctrica de España (REE), 102.613 megavatios (MW) de potencia de generación de electricidad instalados. Pues bien, atentos a los datos: el año pasado, REE registró aquí la "máxima demanda horaria" el 24 de enero, entre las 19.00 y las 20.00 horas (44.107 megavatios hora, MWh), y registró la "máxima demanda de potencia instantánea" (el momento en el que más aparatos enchufamos todos los españoles simultáneamente a la red) el 4 de febrero, concretamente a las 19.56 horas (40.726 MW). Los registros máximos de 2015 quedaron así a años luz de la capacidad de generación existente a día de hoy en España. Muy lejos de los 102.613 MW de potencia de generación quedaron los 40.726 MW ("demanda instantánea"); y muy lejos también quedaron los 44.107 (de "demanda horaria"). Como también queda lejísimos la marca máxima de demanda de potencia media horaria de todos los tiempos: 45.450 MW, entre las 19.00 y las 20.00 horas del día 17 de diciembre de 2007.
Y llegamos aquí a otra de las claves de comprensión del sistema eléctrico
España necesita potencia firme para atender las necesidades de todos los consumidores, grosso modo potencia disponible para responder en un momento dado a un tirón de la demanda. Porque no podemos quedar al albur del sol, que no siempre luce, o a expensas de los caprichos del viento, que a veces sopla, y a veces no. La potencia firme la dan el carbón, el gas, el agua embalsada (los embalses son almacenes de electricidad), la nuclear y las centrales termosolares (que durante el día acumulan el calor del sol en sales –en grandes tanques de sales que funcionan como pilas- y durante la noche liberan el calor que contienen esas sales para generar con él electricidad). Pues bien, REE considera que "un escenario donde se asegure el suministro debe contar con un índice de cobertura no inferior a 1,1, ó, lo que es lo mismo, que presente más de un 10% de reserva de capacidad de cobertura de la punta de demanda prevista". ¿Y qué ocurre? Pues que el margen de cobertura ya estaba por encima de ese índice en 2008.
Y uno de los motivos de que ya en 2008 estuviéramos por encima del nivel de seguridad establecido por el operador del sistema eléctrico nacional (REE) es -fue, ha sido- el bum de los ciclos combinados. A 31 de diciembre de 2007, en España ya había casi 21.000 megavatios de centrales térmicas de ciclo combinado (instalaciones que queman gas natural para generar electricidad). Muchos megavatios -unos 15.000 millones de euros de inversión- fuertemente subvencionados por el gobierno, que ideó mecanismos varios para aliviar la tensión económica de los propietarios de esas instalaciones. Entre esas ayudas a fondo perdido, algunas son sencillamente sorprendentes, como los denominados "incentivos a la inversión", cuya cuantía fuera incrementada en un 30% en noviembre de 2011, dos días antes de que Rodríguez Zapatero perdiera las elecciones ante Mariano Rajoy, actual presidente en funciones. Así, el índice de cobertura mínimo peninsular -resultado de dividir el mínimo de potencia disponible entre la potencia demandada- supera hoy el 1,4.
La historia de este "incentivo" es delatora y ejemplo de lo que revela el informe que ayer publicó la CE
Vayamos por partes: los “pagos por capacidad” (que aparecen recogidos ya en una ley de 1997) retribuyen a ciertas instalaciones como se dijo grosso modo para que estén en guardia -tengan potencia disponible- por si acaso hay puntas de demanda y no sopla suficiente el viento. El concepto de “pagos por capacidad” incluye dos tipos de servicio: el susodicho incentivo a la inversión en capacidad a largo plazo y el servicio de disponibilidad a medio plazo. Pues bien, el primero -que es el pago más generoso de los dos- irá destinado "exclusivamente a promover la construcción y puesta en servicio efectiva de nuevas instalaciones de generación". La pregunta es: ¿había que promover, en el mes de noviembre de 2011, nuevas instalaciones? ¿Pero no había asegurado Red Eléctrica, ya en el año 2008, que el índice de cobertura era superior al 1,1? ¿Cuál es el motivo que conduce al PSOE -era entonces ministro de Industria Miguel Sebastián- a subir un 30% ese incentivo en noviembre de 2011, cuando ya hay en España más de 100.000 MW instalados?
Sea el motivo que sea, lucubraciones aparte, lo cierto es que, desde 2008, Red Eléctrica sabe que el suministro está más que asegurado. A pesar de eso, el último Ejecutivo PSOE incrementa en noviembre de 2011 el "incentivo a la inversión" (en un 30%), y el actual Ejecutivo PP –aunque neutraliza esa subida-, decide en 2012 mantener la ayuda (10.000 euros por megavatio y año durante veinte años). ¿Y qué supone esa ayuda? Pues pongamos un ejemplo: Endesa inauguró el 30 de marzo de 2011 la central de ciclo combinado Besòs 5, que "tiene una potencia de 859 MW y ha supuesto –según la compañía- una inversión de 436 millones de euros". Pues bien, si multiplicamos 859 MW por 10.000 euros y por veinte años, la cantidad obtenida ronda los 172 millones de euros, es decir, prácticamente el 40% de la inversión que declara Endesa. ¿Conclusión? Los consumidores están pagándole a Endesa y compañía (Iberdrola, Gas Natural Fenosa, etcétera) una buena parte de lo que cuestan sus instalaciones, multimillonarias inversiones que, además, no pueden ser justificadas por mor de la seguridad del sistema, un sistema que, desde 2008, está sobrado. Pues bien, ahora, la CE viene a abundar sobre el particular en su informe.
Más mecanismos de seguridad
Red Eléctrica de España define la interrumpibilidad como "una herramienta de gestión de la demanda que aporta flexibilidad y respuesta rápida para la operación del sistema ante situaciones de desequilibrio entre generación y demanda. Este servicio se activa en respuesta a una orden de reducción de potencia dada por Red Eléctrica a los grandes consumidores que sean proveedores de este servicio, principalmente, la gran industria". En castellano: si hay mucha demanda porque todos enchufamos los aparatos de aire acondicionado a la vez y resulta que en ese momento no hay generación suficiente porque no sopla el viento, no hay agua en los pantanos, no brilla el sol, las nucleares se han estropeado y están paradas, se acabó el carbón en las térmicas y no hay gas que quemar en las centrales de ciclo combinado... pues entonces el operador del sistema eléctrico nacional -Red Eléctrica de España- manda parar máquinas a los "interrumpibles" -grandes fábricas que consumen mucha energía, las citadas multinacionales- para que "liberen" esa electricidad (interrumpan su consumo) y podamos todos los demás enchufar esos aires acondicionados sin que se vayan los plomos.
Ese es el acuerdo: yo te pago a ti, gran consumidor-gran multinacional (una siderúrgica, por ejemplo) para que tú pares tus máquinas en un caso excepcional como ese. ¿Qué ocurre? Pues que el mix eléctrico nacional está tan diversificado que parece poco probable que, simultáneamente, se apague el sol, se calme el viento, se desconecten las nucleares, se acabe el carbón, no haya agua en los pantanos y estén ese día de vacaciones todos los 25.000 megavatios de centrales de ciclo combinado que en España son. El propio operador del sistema, REE, lo explica así: "a veces en el sistema eléctrico hay situaciones en las que no hay suficiente generación para abastecer toda la demanda, aunque no es algo habitual". No, no lo es. De hecho, son muchos los autores que sostienen que no hace falta la interrumpibilidad -no hace falta pedirle a nadie que interrumpa nada- dadas las formidables dimensiones de nuestro parque de generación eléctrica (más de 100.000 MW de potencia instalada), y dado el hecho de que la potencia máxima instantánea peninsular demandada no ha alcanzado nunca siquiera los 46.000 MW (el top se quedó -lo dijimos antes- en 45.450 MW: 17 de diciembre de 2007, a las 18.53 horas).
Más de 3.000 millones de euros en concepto de pagos por capacidad
Los consumidores españoles han pagado más de 3.000 millones de euros en concepto de pagos por capacidad solo entre 2008 (el año en el que REE ya dijo que el sistema era seguro) y 2015. Además, hemos pagado aproximadamente otro tanto en concepto de interrumpibilidad, aunque en el sector todo el mundo sabe desde hace muchos años que ese coste no es para la seguridad de suministro, sino para subvencionar multinacionales que amenazan con marcharse de España si no reciben esos dineros. El propio ministro de Industria, Energía y Turismo, José Manuel Soria, se delataba en Televisión Española en 2013, en una entrevista emitida en el programa El Debate: la interrumpibilidad -decía entonces- es un concepto que está dentro de los costes del sistema "por el que a las grandes empresas que utilizan de manera intensiva la electricidad, de tal forma que, en su estructura de costes, la energía eléctrica puede suponer un 45, un 50% –estamos hablando de las que producen aluminio, las acerías, el cinc, etcétera–, como quiera que se les pide que estén dispuestas a interrumpir su suministro de electricidad en el caso de que se produzca un problema en el sistema... esa disposición a interrumpir, interrumpibilidad, tiene un precio".
"¿Y por qué 700 millones de euros al año? -se preguntaba a sí mismo Soria en Televisión Española-, pues porque de lo contrario esas empresas -muchas de las cuales emplean a cuatro, cinco o seis mil personas en España y tienen instalaciones que ya están amortizadas- dicen... si ustedes no pagan esta interrumpibilidad yo levanto la fábrica y me voy a otro país". Así lo explicaba Soria en 2013. ¿Insinuaba entonces el ministro, pues, que las empresas interrumpibles chantajean al gobierno? ¿Insinúa que el gobierno cede a ese chantaje? Sea como fuere, la interrumpibilidad se le ha seguido pagando a las multinacionales aunque, según diversas fuentes, a lo largo de los últimos años REE nunca ha echado mano de ella. No lo ha hecho por motivos obvios: el sistema está sobredimensionado (hay mucha más potencia que demanda). De todas formas, Energías Renovables se puso en contacto el año pasado con Red Eléctrica de España para solicitar información con respecto a la interrumpibilidad (no era la primera vez que lo intentábamos). Amablemente, REE nos conminó a enviar, por correo electrónico, la pregunta concreta que queríamos plantear. Así que nos dirigimos a REE, por escrito, exactamente en estos términos:
Saludos,
el dato que busco se refiere a la interrumpibilidad. Me gustaría saber cuántas órdenes de reducción de potencia dio REE a los grandes consumidores que sean proveedores de este servicio, y a cuánta potencia afectaron.
Gracias
¿Respuesta REE? La siguiente:
Buenas tardes, Antonio.
Sentimos no poder ayudarte en esta ocasión. Se trata de información confidencial que Red Eléctrica no puede facilitar.
Un saludo
En fin, que seguiremos intentándolo.
Las ayudas al carbón serían otro mecanismo para asegurar el suministro
¿Asegurar aún más el suministro, cuando tenemos más de 100.000 MW de potencia y el pico de demanda no llega a los 45? Además, el carbón ha de enfrentarse también a ciertos problemas ambientales... Porque no hay forma de generación de electricidad más contaminante que producir kilovatios hora quemando carbón. Pues bien, a pesar de todo, el carbón también ha recibido su cuota de millones entre 2010 (cuando entró en vigor esa subvención) y 2014 (cuando expiró). Eso sí, el ministro del ramo, José Manuel Soria -el hombre que nunca estuvo en el paraíso-, compareció en junio en el Senado para decir que, aunque las ayudas dispuestas en el real decreto de 2010 habían concluido el 31 de diciembre de 2014, Industria estaba diseñando ya un sistema de incentivos a la desnitrificación "para que el resultado sea el mismo que el del anterior sistema". ¿Me está diciendo que va a camuflar la subvención como ayuda para minimizar la contaminación? Más aún: el pasado 29 de enero, Soria se reunía con la comisaria europea de Competencia, Margrethe Vestager para plantearle que aceptara "algún tipo de mecanismo de ayudas para garantizar la quema de carbón nacional". ¿Para qué? Para "no poner en riesgo la seguridad de suministro".
Ahora mismo el escenario es el siguiente: cada vez es más difícil venderle a la UE (o a la opinión pública) "ayudas al carbón", cada vez es más difícil vender en España "interrumpibilidad", y cada vez es más difícil, en general, vender "no kilovatios". Porque en España hay mucha potencia instalada, y porque la demanda -ocho años después de que estallara la crisis- sigue por debajo del nivel de 2006, o sea, que tenemos más máquinas que nunca para producir kilovatios, pero menos demanda que hace diez años. Además, las tecnologías renovables son cada vez más gestionables -léase la termosolar, que ya puede generar electricidad durante las 24 horas del día-; y, además, cada vez hay más bombeos ** en España (aproximadamente unos 6.000 MW) y los bombeos no son sino almacenes de electricidad. Según Mario Gaviria, que pasa por ser uno de los padres del ecologismo patrio, los bombeos, “y no el gas”, son, en su condición de almacenes potenciales de energías renovables, la clave de la transición energética: “la clave son los bombeos reversibles, y España está muy bien posicionada ahí, pues es la primera potencia mundial en bombeos”. Gaviria (1938) es Premio Nacional de Medio Ambiente por el Gobierno de España.
La cuestión clave es la siguiente: necesitamos asegurarnos de que no vamos a sufrir cortes de suministro. Y eso podemos hacerlo de dos maneras. Una: le decimos a los señores de los combustibles fósiles que llenen sus depósitos de gas o carbón y tengan las máquinas preparadas, al ralentí, por si acaso les necesitamos; y les pagamos al gas y al carbón un dinero por estar de guardia, por si sube mucho la demanda y no sopla el viento, y para que se pongan inmediatamente en marcha y a toda mecha. O dos: apostamos por almacenar energías... renovables (y no combustibles fósiles) para asegurarnos en todo momento el suministro. Gaviria propone bombeos ** y seguir apoyando, durante los próximos diez o doce años, a la termosolar, “el mayor éxito tecnológico de la historia de España”. En parecida línea, el Observatorio Crítico de la Energía ha publicado un informe titulado “Hacia un sistema eléctrico 100% renovable: El ejemplo de Francia y su extrapolación a España”, en el que revisa dos trabajos que presentan un enfoque similar, un enfoque que se centra en intentar describir cómo sería un sistema basado exclusivamente en fuentes renovables (sobre el particular publicamos un amplio reportaje en ER 150).
En todo caso, adelantamos las claves
El primero de los documentos que analiza el Observatorio –titulado "Vers un mix électrique 100% Renouvelable en 2050”– describe el posible funcionamiento del sistema eléctrico francés y ha sido elaborado por la agencia francesa Ademe (Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie). El segundo trabajo estudiado consiste en el diseño de un sistema eléctrico totalmente renovable para España realizado en la tesis doctoral de Santiago Galbete. La tesis de Galbete plantea dos escenarios de cobertura de la demanda 100% renovable. En el primero, denominado “España-1”, la garantía de suministro se consigue instalando ocho gigavatios (8 GW) de potencia renovable controlable (centrales de biomasa, geotérmica o solar termoeléctrica con sales fundidas) y aumentando la capacidad de bombeo hasta los 9 GW (actualmente hay 6 GW y 3,3 en proyecto). En el escenario “España-2”, la capacidad de bombeo requerida se limita a 6 GW y la potencia renovable controlable aumenta hasta 12 GW. Los estudios e informes que van en esa dirección son cada vez más. Frente a ellos, el discurso oficial de la CE es "aumentar las interconexiones", lo que responde al paradigma clásico de "hay que hacer más carreteras".
La Unión Europea importa el 53% de toda la energía que consume -el dato es de la propia UE-, y ello le cuesta a la economía de la Unión más de mil millones de euros al día. El Viejo Continente depende pues en una muy gran medida de recursos que no puede controlar (no controla el suministro, y no puede controlar tampoco los precios). La seguridad energética -concepto clave de la nueva política energética europea- seguramente no pasa (solo) por construir nuevas infraestructuras (las famosas interconexiones que vende ahora todos los días el comisario Miguel Arias Cañete, de Acción por el Clima y la Energía). La seguridad energética no pasa tampoco por construir formidables gasoductos (¿para que circule por ellos el gas magrebí?). Y no pasa exclusivamente por montar multimillonarios cables submarinos para conectar la península con el continente (¿para asegurar aún más el suministro en un país sobrado, desde 2008, de seguridad?). Tampoco pasa, evidentemente, por seguir subvencionando los "no kilovatios" de las multinacionales del gas y del carbón (subvenciones para que estén en guardia cuando resulta que no solo andamos sobrados de potencia, sino que llevamos tiempo estando mermados de demanda).
La seguridad energética, seguramente, pasa por fomentar las energías renovables, energías autóctonas, es decir, energías que sí independizan, sí aseguran la independencia de suministradores y precios. Y pasa por fomentar el almacenamiento de energías renovables mediante tecnologías renovables: plantas de biomasa, centrales termosolares, bombeos... La Comisión Europea ha publicado un informe según el cual "numerosos mecanismos de capacidad existentes se diseñaron sin evaluar previamente si en el mercado de referencia existía un problema de seguridad de abastecimiento" (o sea, que los gobiernos no estudiaron si de verdad eran necesarios -o no- esos mecanismos, esas subvenciones)... La CE acaba de publicar un informe según el cual "muchos Estados miembros no evaluaron adecuadamente cuál sería la mejor forma de incrementar la seguridad de suministro" (en España, para solucionar el presunto problema de seguridad lo que decidieron los gobiernos -PP y PSOE- fue subvencionar al gas natural y al carbón)... Acaba de publicar un informe según el cual, en la mayoría de los países, el precio pagado por capacidad en el sector de la electricidad "lo establece el Estado miembro o se negocia bilateralmente entre el Estado miembro y el proveedor de capacidad, lo que crea un riesgo grave de exceso de pago, subvencionando así al proveedor".
El informe de la CE sobre los mecanismos de capacidad concluye que estos "pueden incrementar la seguridad del suministro de electricidad, pero muchos Estados miembros deben ser más rigurosos a la hora de evaluar si son necesarios y a la hora de diseñarlos para garantizar que estén bien orientados y sean más rentables". Y es que, según la CE, "mecanismos de capacidad innecesarios y mal concebidos pueden falsear la competencia, obstaculizar los flujos de electricidad transfronterizos y hacer que los consumidores paguen un precio excesivo por la electricidad". Por ello, la Comisión pide a los Estados miembros, a las partes interesadas en el sector de la electricidad y a otras partes que presenten observaciones sobre estas "conclusiones iniciales" del informe antes del 6 de julio de 2016. A la luz de los comentarios recibidos, la Comisión publicará un informe final (sobre los resultados de la investigación sectorial) este mismo año. Aunque es difícil precisar con exactitud la cantidad, dada la diversidad de mecanismos ideados para subvencionar al gas y al carbón, España ha invertido en "mecanismos de capacidad", desde 2008, más de 7.000 millones de euros, unos 1.000 millones de euros al año.
El complejo hidroeléctrico de bombeo de Cortes-La Muela (Valencia), inaugurado en octubre de 2013, es el mayor de toda Europa: tiene 2 GW de potencia y exigió una inversión de unos 1.200 millones de euros, según Iberdrola.
**
Bombeos
Dos embalses, hermanados, conectados por un tubo que obra a modo de cordón umbilical. Uno de ellos, ubicado a una cota unos cientos de metros más elevada que la que ocupa el otro. Dos embalses y una solución: de madrugada, cuando el país aún duerme y cae enormemente la demanda, desde el embalse situado a cota más baja el operador bombea agua al que se encuentra más elevado. La bombea para embalsarla allí y tenerla disponible al día siguiente, cuando despierte el país, todos encendamos la luz y suba en pico la demanda a las ocho de la mañana. Entonces, desde el embalse de arriba, el operador dejará caer el agua (salto hidráulico) y generará con ella la electricidad que a esa hora será necesaria. Bombeo reversible, por aquello de que el agua circula en ambos sentidos: de abajo a arriba; y de arriba a abajo. La idea es sencilla: enviamos agua al embalse superior cuando la electricidad es barata –a las tantas de la mañana, cuando ha bajado la demanda- y dejamos caer ese agua (la turbinamos, producimos kilovatios) cuando la demanda (y el precio) son altos. Un bombeo es, pues, un sistema de almacenamiento. En España hay algo más de 6.000 MW de bombeos (más 2.000 en proyecto).
http://www.energias-renovables.com/articulo/mas-mecanismos-de-subvencion-para-el-gas-20160415 

YPFB explora nuevas reservas de gas natural para Bolivia

La Paz, 8 abr (PL) La estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) mantiene hoy las tareas de exploración sísmica, con el objetivo de incrementar los depósitos de gas natural en el campo Huacareta Sur, del departamento de Tarija. De acuerdo con el presidente del ente, Guillermo Achá, el sitio pudiera albergar hasta 13 trillones de pies cúbicos (TCF) del hidrocarburo.

Achá recorrió este viernes áreas de dicho emplazamiento, a fin de inspeccionar el proyecto en el cual también participa la empresa petrolera British Gas.

Según el directivo las actividades operativas se iniciaron en diciembre de 2015 y hasta la fecha se concretó un 52 por ciento de los estudios topográficos, 29 por ciento en perforación y 11 por ciento en registros.

Datos oficiales de la empresa indican que el área Huacareta Sur tiene una superficie de 181 mil 433 hectáreas.

YPFB prevé realizar del 25 al 29 de abril una feria en la suroriental ciudad de Santa Cruz, que pretende fomentar la participación de empresas nacionales en sus procesos de contratación, a fin de disponer de propuestas ventajosas, de calidad y al mejor precio.

Los principales ejes estratégicos del consorcio son aquellos relacionados con las inversiones y las actividades de la cadena de hidrocarburos: exploración, explotación, refinación, industrialización, comercialización, transporte y almacenaje.

Bolivia tiene como perspectiva incrementar la exploración gasífera y de hidrocarburos en los próximos años, en el afán de convertirse en el corazón energético de la región.

En febrero fueron hallados nuevos yacimientos de gas natural en el bloque Caipipendi, en Santa Cruz, el cual contiene el mayor reservorio del país y uno de los más grandes de Sudamérica.

Se prevé que para 2020, las reservas gasíferas nacionales ronden los 20 TCF, según estimaciones del Ministerio de Hidrocarburos y Energía.

mgt/lrhttp://www.prensa-latina.cu/index.php?option=com_content&task=view&idioma=1&id=4772231&Itemid=1

Campodónico (Frente Amplio): gas natural, GSP y tarifas eléctricas

Decidir el destino del gas extraído: ¿compete al Estado o al privado?

Gestion.pe

Humberto Campodónico*

El problema para llevar más gas al sur e industrializarlo es que en el Perú, el Estado no es dueño de la molécula de gas. En el caso del gas del lote 58 (de CNPC), los inversionistas pueden tener interés, ya sea en dirigirlo al sur (a través del Gasoducto Sur Peruano), o llevarlo a China, no sabemos. Según la legislación vigente, el licenciatario es el dueño de la molécula previo pago de una regalía, pero esa propiedad le confiere el decidir su destino.
Ese es el cuestionamiento, porque si Perú decide tener un plan energético de mediano y largo plazo, y la orientación de una cantidad de reservas de gas al sur, si ese no es buen negocio para la empresa, no se puede hacer. A lo que voy no es que el Estado sea el dueño, sino que pueda decidir el destino de la molécula, pagando el precio que se debe pagar.
El punto es que el gas del lote 58 abastezca al GSP, directamente, no cambiando contrato con CNPC, hablar con ellos y decirles que, desde el punto de vista del Perú, necesitamos el gas para el sur, porque no hay GNV, no hay energía eléctrica, porque queremos una petroquímica, porque queremos LNG.
Habrá que sentarse con ellos a negociar el contrato, no es un problema, hay más de 200 contratos ley que han sido renegociados más de 200 veces.

Anthony Laub Socio de laub & quijandría

Estoy en desacuerdo con Humberto (Campodónico), en el tema de (transferir la propiedad de) la molécula, en el caso del lote 88, que es de propiedad del Consorcio Camisea, la primera gran masificación ya se produjo, el 50% de la energía eléctrica viene del gas natural. En Talara y Tacna se consume gas en forma de energía, eso permite tener la energía más barata de Sudamérica.
Otro elemento fue la planta de Perú LNG. El problema de poca transparencia no lo generó el privado, sino el Estado, y que lleva a que se traslade todos los riesgos del proyecto a los peruanos.
Esta discusión sobre la propiedad de la molécula es una discusión de los años 50, que se cierra con el primer contrato de Proaction Serving Agreement que firma una empresa que se llama Iatco, con el Gobierno de Indonesia, porque cuando nacionalizan su petróleo, o cuando era dueño de la molécula, las empresas petroleras no iban a ese país.
Esa nación, para liberar su problema doctrinario, sale con ese contrato, que viene del sector agrícola, y que le dio confort a esas empresas, para que vayan, pero ese contrato, donde el operador es contratista, y ya no licenciatario, ni siquiera en ese caso le imponen que el Estado tenga el control, sobre a dónde o a qué se limita el uso del petróleo.
Si hoy tenemos problemas con la molécula, es porque tenemos un monoproductor (de gas), lo ideal sería que mañana tengamos no uno, sino cuatro o cinco (consorcios) Camisea, que salgan a competir por llevar gas a los consumidores, así sí funciona bien el modelo.
 *miembro del plan del frente amplio

El gas natural, el gasoducto al sur y las tarifas eléctricas en debate

Anthony Laub*
Cuestionar la viabilidad del proyecto del Gasoducto Sur Peruano (GSP) está fuera del debate. Ni un candidato ha deslizado la posibilidad de paralizar su ejecución, pero se debe ver si puede funcionar como un proyecto integral, no solo por la conexión que tenga con las centrales térmicas en el sur, sino también las posibilidades para una industria petroquímica o un módulo (tren) de exportación de GNL.
Su fortaleza es que se descentraliza la generación fuera de Lima y se lleva al sur. Además, significa tener un insumo barato que permitiría algún grado de industrialización en el sur. Su debilidad es que el proceso de adjudicación fue cuestionado.
El riesgo es que no contamos, hasta la fecha, ni con los que tomarán el gas al final del GSP, ni con el gas que va a ser inyectado en el ducto. Hasta hoy solo hay reservado 1 TCFpor D.S. del Gobierno anterior, y esa es toda la garantía con que se cuenta. Se sabe que en la cuenca de Camisea hay 40TCF, y en diez años de ejecución de Camisea no se ha consumido ni 2 TCF de los 14 TCF probados. Hay que verificar que el proyecto se maneje de forma transparente y correcta, y si no, ver la forma de recomponer aquello que le hace daño al proyecto y ver como lo sacamos adelante.
Diez años después del inicio de la operación de Camisea, hoy nos falta capacidad de transporte de gas, los industriales se quejan de que no hay gas. Pero las condiciones que se dieron para Camisea no se han dado para el GSP. Camisea se enfocó como un proyecto integral, con oferta, ducto y demanda, aunque fue inicial, y eso, para el GSP no existe.
El congresista Juan Pari dice que este proyecto es un elefante blanco, porque no tiene oferta y le falta demanda. Tiene razón, el problema es que no está concebido como proyecto integral y ese es uno de sus principales defectos. Por eso, propongo que haya una autoridad gubernamental, jefe del proyecto, que convoque a los diferentes sectores económicos y privados, a gobiernos regionales, para concebirlo como un proyecto que tenga oferta. Y tendrá que tener gas del lote 58; el del 88 no alcanza para todo (el consumo estimado).
Los 450 millones de pies cúbicos diarios) son una fracción de lo que se debe consumir, si consideramos además del nodo energético del sur y minas, la petroquímica y exportar GNL, pero no a México o EE.UU. sino al Asia. De lo que conversé, estos dos últimos van, hay actores dispuestos a tenerlo. Creo que se debe buscar una solución, ante la importancia del proyecto.
En lo económico, no hay oferta y demanda, pero nos va a costar US$ 4,500 millones, y el Perú no está para botar esa cifra. Hay que ver si el conseguir o no el financiamiento, es algo bueno o no para el país. Si se sigue el proyecto, hay que asegurar que tenga grandes demandantes de gas y pensar una gran estrategia de desarrollo.

  *Socio de Laub & Quijandría

Las ventanas (del gas) se han estremecido

OJO PÚBLICO

por Víctor Vich

Durante la actual campaña electoral los candidatos han hablado sobre la renegociación de los contratos del gas de Camisea. El planteamiento provocó diferentes reacciones en el discurso político. A partir de este debate, el crítico Víctor Vich analiza el tema y habla de la "desestabilización del discurso hegemonico". ¿Por qué ahora sí todos los candidatos plantean renegociar los contratos de Camisea?

La hegemonía es un sentido común que se ha instalado en la realidad para determinar marcos de acción y prohibir otros. Es un paradigma de sentido, un tipo de poder, un dispositivo estructurador de la realidad social. En última instancia, lo que una hegemonía hace es regular espacios entre lo imaginable y lo no imaginable, vale decir, entre lo posible y lo imposible definido desde ella misma. El actual debate sobre la renegociación de los contratos sobre el gas sirve mucho para explicar el funcionamiento de la hegemonía.
Desde hace más de dos décadas, en el Perú se ha instalado el dogma que sostiene que la inversión privada es buena de por sí, que hay que promoverla a cualquier costo, que hay que atraerla siempre y que nunca debe ponerse en duda. Cualquier argumento que la ha cuestionado, vale decir, que ha revelado sus intereses y sus problemas, ha sido considerado como un ataque contra el desarrollo, como un enemigo de la patria. En las peores versiones, todo cuestionamiento de lo privado ha sido tildado de terrorista y demás.
Digámoslo más claro: el lado oscuro de la hegemonía es uno que intenta producir un discurso cerrado y totalitario. Hoy afirma que solo la inversión privada es buena, y que no hay más que discutir. Aunque los contratos sean malos, aunque hayan sido promovidos por lobistas, aunque desfavorezcan a la comunidad entera, la hegemonía afirma tajantemente que la inversión privada siempre trae algo bueno (“da trabajo”, aunque nunca se especifique bajo qué condiciones; genera riqueza, aunque nunca se especifique cómo se distribuye) y hay que defenderla. Se ha dicho, hasta el cansancio, que los contratos no pueden renegociarse.
Otra vez: en el Perú actual, cuestionar un contrato no estaba en el marco de lo posible. Cuestionar un contrato era imposible. Sostener que un contrato podría renegociarse ha sido una injuria en las últimas décadas. La hegemonía es –nuevamente- un discurso de poder que establece lo posible desde sus presupuestos y que lo naturaliza al punto de convertirlo en un sentido común destinado a que lo repitan los políticos, algunos economistas, casi todos los empresarios y muchos de los periodistas que hoy se forman en las universidades peruanas.  

Sin embargo, lo cierto es que durante las últimas semanas, el cuestionamiento de los contratos de gas se ha producido y, poco a poco, no solo ha construido legitimidad sino que ha servido para mostrar teóricamente cómo la hegemonía sutura la realidad a su propio antojo y niega otras posibilidades de la misma. Es cierto que la izquierda siempre subrayó las pésimas condiciones de esos contratos, pero la hegemonía ha sido tan fuerte que durante los últimos años esas voces han sido desacreditadas cuando no invisibilizadas.
Digamos, solo para efectos prácticos, que fue el candidato Alfredo Barnechea quien abrió nuevamente el debate y comenzó a horadar la hegemonía. Lo hizo desde sus discursos públicos pero, sobre todo, en una entrevista con Jaime de Althaus, que luego se volvió viral en las redes. En esa discusión, al espectador común le quedó claro que Althaus es un periodista (¿periodista? ¿antropólogo?) que solo repite un dogma: es la nueva versión de los viejos marxistas de manual. Ese día, sin embargo, Barnechea emergió como una figura distinta. No dijo algo nuevo (la izquierda ya lo había dicho) pero algo nuevo pasó. Aunque algunos digan que no se mueve, la Tierra se mueve. Más claro aún: esos contratos son malos. Hay que cambiarlos. Poco a poco, el discurso de la candidata Verónika Mendoza comenzó a tener más legitimidad y a ganar interés. Al discurso férreo de la hegemonía primero se le hizo un hueco, luego fueron dos, y así. 
Con el pasar de los días, los ciudadanos nos hemos ido enterando de varias cosas. Durante más de dos décadas se dijo que los contratos no podían renegociarse, pero hoy resulta que aquello era falso y se ha afirmado que sí existen cláusulas que abren esa posibilidad de renegociación. Siempre se dijo que ese tema era intocable pero hoy resulta que es el más tocado de la campaña, al punto de que ha ocurrido algo casi increíble: el propio Pedro Pablo  Kuczynski, es decir, el representante máximo del dogma neoliberal, el mismo político relacionado con esos contratos, ese mismo que desautorizó a Barnechea mandándolo a estudiar a la UNI, ese que perdió los papeles prohibiendo preguntas en Puno, ese que ahora insulta a las mujeres, ese, sí, ese mismo, ha dicho ahora que el gas sí puede renegociarse y ha firmado un acta para comprometerse a hacerlo en algunos de sus puntos.
Por supuesto, muchos sabemos que PPK no es un político confiable y no vamos a creerle, pero realmente eso no importa para la función de este artículo. Lo que importa es observar teóricamente cómo, de pronto, una totalización fue horadada y cómo ese hueco fue desestabilizándola cada vez más en la medida que se iba agrandando. Importa notar cómo la realidad se reveló ideológicamente construida y cómo se han ido abriendo otras posibilidades de sí misma.
Digámoslo de otra manera, de una manera más política, si se quiere: Hugo Chávez y Nicolás Maduro han querido construir una dictadura en Venezuela, sí, pero hay muchas otras formas de construir dictaduras y sistemas totalitarios. Como diría un amigo, “el Perú no es entonces un lindo país”. Por aquí, el neoliberalismo ha trabajado de otra manera y no solo ha vuelto sus dogmas sentidos comunes, sino que sabemos bien que cuando se le contradice se impone mas allá de la democracia (por ejemplo, desprecia la “consulta previa”) y, lo que es peor, varias mineras tienen convenios privados con la policía.
Debemos entonces observar la producción de sentidos. Hoy notamos más claramente cómo esa idealización (totalitaria) de los sistemas privados es puramente ideológica. Hoy sabemos que la educación privada no ha sido una solución y que, en su mayoría, es pésima y es un engaño; hoy podemos reconocer, con horror, cómo la liberalización del transporte solo ha conseguido caos, muertes y mafias; hoy ya somos más conscientes sobre cómo el sistema privado de pensiones nos engaña y solo sirve para que unos pocos gerentes ganen sueldos altísimos con nuestro dinero. Hoy sabemos que detrás de esos “emprendedores” idealizados hay muchos sin moral, que plagean todo el tiempo, que no tienen problemas en corromperse, que probablemente fueron explotados de jóvenes y que, en lugar de contribuir a cambiar el sistema, lo único que hacen es reproducirlo explotando también a su prójimo.
Un acto ético –dice Žižek- no es uno que busca el “bien” sino que cambia y redefine nuestro concepto sobre el bien. Un acto político es uno que se “sale de la cuenta” y que cambia las coordenadas a partir de las cuales pensamos y nos relacionamos con la realidad. Digamos, por último, y con Vallejo, que “las ventanas se han estremecido”; que la regulación de los espacios de visibilidad social se ha removido; que la realidad siempre puede abrirse hacia otras posibilidades. Digamos, finalmente, algo más simple: el tiempo existe, el cambio existe. En la izquierda no podemos dudar de ello.
http://www.miningpress.com.pe/nota/296169/campodonico-frente-amplio-gas-natural-gsp-y-tarifas-electricas

¿Se lanza China a una revolución de gas de esquisto?

---

La Corporación Nacional de Petróleo de China (CNPC, en inglés) y la empresa petrolera británica BP firmaron el 31 de marzo un contrato de producción compartida para el desarrollo conjunto y la producción de gas de esquisto, informa Xinhua.

Los dos gigantes petroleros alcanzaron un acuerdo para la exploración de la zona de Neijiang-Dazu, en la cuenca de Sichuan, en el suroeste del país. Se trata de un área de aproximadamente 1.500 kilómetros cuadrados.

Según los pronósticos de BP que figuran en el documento ‘Perspectiva energética 2016′, para el año 2035 el gas de esquisto representará una cuarta parte del total del gas producido a nivel mundial y China será el mayor proveedor.

China dispone de unos 26 billones de metros cuadrados de reservas de gas de esquisto, las mayores del mundo. Sin embargo, su extracción se ve dificultada por la complicada geología del país. Por el momento, la producción total de gas de esquisto constituye menos del 1% de la producción de gas natural de China.

China será el segundo desarrollador de yacimientos de gas de esquisto

El 29 de diciembre de 2015, Sinopec, la mayor refinería de petróleo de China, anunció que Fuling, su proyecto de gas de esquisto en la municipalidad de Chongqing, suroeste de China, alcanzó una capacidad de producción anual de 5.000 millones de metros cúbicos. Este logro puso a China en el segundo lugar en la lista de desarrolladores de explotaciones de gas de esquisto del mundo, precedido solo por Estados Unidos.

Estos avances, que incluyen no solo el aumento de la capacidad de producción sino también mejoras en técnicas de perforación de gas de esquisto, ocurren en un momento en el que China hace esfuerzos para disminuir la cuota de energía obtenida del carbón por la gran contaminación que genera.

Extraído de:

https://actualidad.rt.com/economia/203658-china-revolucion-gas-esquisto

http://reporteenergia.com/v2/se-lanza-china-a-una-revolucion-de-gas-de-esquisto/ 

Uruguay reitera interés por gas boliviano

---

El Gobierno de Uruguay reiteró su intención de comprar Gas Licuado de Petróleo (GLP) a Bolivia.

“Uruguay no dispone de esta materia prima energética (gas) aún no nos hemos sentado a analizar los posibles volúmenes para comprar, pero es una posibilidad concreta que existe”, afirmó el ministro de Economía de Uruguay, Danilo Astori, tras participar en el conversatorio internacional “El crecimiento de dos países pequeños ante los retos de un entorno desafiante”, en Santa Cruz. 

El también ex vicepresidente de Uruguay coincidió con el ministro de Economía de Bolivia, Luis Arce Catacora, quien también participó del evento, en que urge mejorar el clima de inversión para atraer capitales extranjeros y consolidar el crecimiento económico en ambas naciones con el objetivo de paliar la crisis causada por la caída del precio internacional del petróleo y de las materias primas.

Por otro lado, Uruguay ofreció a Bolivia otorgar un puerto con salida al Atlántico.
Extraído de:
http://correodelsur.com/economia/20160402_uruguay-reitera-interes-por-gas-boliviano.html
http://reporteenergia.com/v2/uruguay-reitera-interes-por-gas-boliviano/

GNF planea llegar con gas natural a 34 comunas en siete regiones del país

GNF planea llegar con gas natural a 34 comunas en siete regiones del país

Gas Natural Fenosa (GNF), controladora del grupo CGE, entregó nuevos detalles de su plan para expandir la cobertura de las redes de Metrogas en el país, iniciativa que considera un desembolso total de US$ 1.100 millones, para llegar a 800 mil nuevos hogares, lo que equivale a más de tres millones de personas.
En concreto y en la medida en que las condiciones tarifarias y regulatorias actualmente en trámite lo permitan, la catalana tiene previsto abastecer con gas natural licuado a 34 comunas distribuidas en siete regiones, comentó el presidente de CGE, Rafael Villaseca, en la carta a los accionistas incluida en la memoria 2015 de la compañía.
En el documento el ejecutivo se refirió al marco normativo y aseguró que esperan que éste efectivamente incentive el crecimiento y desarrollo de la distribución de gas natural, “otorgando reglas claras tanto para los consumidores como para las empresas, evitando de esta forma situaciones como las que afectaron en los últimos meses a Metrogas”.
Sin decirlo directamente Villaseca se refirió a los cuestionamientos de la Comisión Nacional de Energía respecto de los ajustes de precios que concretaron durante 2015: “tenemos la convicción que el actuar de nuestra empresa ha estado totalmente alineado a la normativa vigente, con respeto profundo a los consumidores, y entregando siempre las tarifas más bajas de la industria”, postula.
Avanza reorganización
Un avance tuvo ayer la reorganización de Gasco que GNF y el grupo Pérez Cruz impulsan para separar los negocios de gas natural y gas licuado.
La operación fue aprobada por los accionistas de la firma, con lo que se oficializó la creación de dos nuevas firmas: Gasco SA, que continuará el negocio de GLP, controlará la operación en Colombia y Gasco Magallanes, y Gas Natural Chile SA que agrupará a todas las firmas relacionadas a la distribución de gas por redes, la principal de ellas, Metrogas.
El presidente de Gasco, Carlos J. Álvarez, el próximo paso será la cotización de las acciones, que por las aprobaciones del regulador, tomará unos 60 días para concretarse.
La fecha de la OPA a través de la cual GNF y los Pérez Cruz quedarán con el control de las respectivas compañías, tomará otros dos a tres meses adicionales.
El ejecutivo sostuvo que por el momento no han conversado con Copec para adquirir el 40% que tiene en Metrogas. Tras la separación de Gasco, esa participación en la distribuidora será la única externa que tendrá GNF en su estructura en Chile.( DF)
http://www.revistatecnicosmineros.com/gnf-planea-llegar-con-gas-natural-a-34-comunas-en-siete-regiones-del-pais/