Blog-Posts from feb 13, 2012

Chile

Respecto al año 2013, Cochilco pronosticó un precio del cobre de US$3,9 la libra.

13 de Febrero de 2012.- En septiembre de 2010, la Comisión Chilena del Cobre (Cochilco) había proyectado que el metal promediaría en US$3,02 el 2012. Sin embargo, en un informe publicado recientemente, Cochilco estimó que habrá un déficit de unas 200.000 toneladas en el mercado del metal el 2012, acompañado por una reducción en inventarios en la Bolsa de Metales de Londres.

De esta manera el documento indica que "el precio cuenta con un soporte en fundamentos de mercado. Se proyecta que el precio del metal rojo se ubique en el rango entre US$3,75 y US$3,95 la libra". Además agrega que es necesario estar alerta a las decisiones que tomen las autoridades chinas, de la evolución económica en Estados Unidos y europa.

Asimismo, "Eventualmente países como Italia y/o España podrían declararse en cesación de pagos, incrementando la incertidumbre en los mercados de commodities, situación no considerada en la proyección de precios del cobre", acotó Cochilco.

En tanto, la oferta total mundial de cobre para este año alcanzaría las 20,4 millones de toneladas y subiría a 21,5 millones en 2013. Del total, la producción chilena sería de 5,75 millones de toneladas en 2012 y subiría a 5,96 millones el próximo año.

Respecto al año 2013, Cochilco pronosticó un precio de US$3,9 la libra y prevé que el balance del mercado pase a un superávit de unas 246.000 toneladas.

En este sentido añadió que el precio promedio del cobre en el 2011 fue de US$3,99 la libra.

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Asia

13 de Febrero de 2012.- China es el comprador individual más importante del petróleo iraní, y usualmente adquiere un 20% de las exportaciones persas, unos 550.000 barriles diarios. Sin embargo, la IEA, la autoridad supervisora de los países industrializados, asegura que China podría reducir a la mitad los volúmenes de 2011, probablemente debido a una disputa de precios, y aumentar la compra de crudo saudí, ruso y angoleño.

Las informaciones se encuentran en el último reporte petrolero de la IEA, en el cual reduce sus previsiones de crecimiento global de la demanda de petróleo este año por sexto mes consecutivo, debido a una desaceleración global.

Indicó que este año el consumo aumentará en 800.000 barriles diarios, a la baja desde previsiones del mes pasado de 1,1 millones.

La IEA atribuyó el recorte a una ambiente económico “cada vez más problemático”, aunque declaró que el aumento del consumo entre los países emergentes seguirá fuerte.

La advertencia sobre una demanda menor a lo esperado contrasta con la escasez en el mercado, que ha llevado los precios a sus niveles más altos en seis meses.

El crudo Brent subió el jueves a más de US$ 118 el barril por primera vez desde agosto de 2011. En la tarde del viernes, bajó 1,3% a US$ 117,01.

La IEA atribuyó el alza a tensiones geopolíticas en torno a Irán. La prohibición de la UE sobre el crudo iraní entrará en vigor en julio, pero algunos países ya actúan para reducir su dependencia de Teherán.

Las autoridades iraníes han instado a varios miembros del cartel petrolero OPEP a no llenar brecha por su participación perdida en el mercado. Sin embargo, Saudi Aramco, la petrolera nacional saudita, redujo los precios oficiales de venta de marzo para países asiáticos por segunda vez consecutiva, según la IEA, lo que en su opinión en una señal de que el reino está “preparado para ofrecer precios competitivamente alternativos a los barriles iraníes”.

Los compradores europeos han reducido sus importaciones de petróleo persa y miran hacia Rusia, Irak y Arabia Saudita para reemplazar los barriles.

“Creemos que las refinadoras (europeas) deben ser capaces de hallar alternativas al crudo persa, gracias a la las reservas de la OPEP, el esperado crecimiento en capacidad entre los mayores productores en 2012 y un anticipado repunte en 2012 entre el suministro no-OPEP”, señaló Maria van der Hoeven, directora ejecutiva de IEA.

Añadió que la IEA está lista para suministrar reservas de emergencia en caso de una interrupción del suministro relacionado con Irán (DF).

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Perú

13 de Febrero de 2012.- La producción total de energía eléctrica a nivel nacional en enero del 2012 fue de 3,388 gigavatios por hora (Gwh), lo que representó un incremento de 5.7 por ciento con relación al mismo mes del 2011, informó hoy el Ministerio de Energía y Minas (MEM).

La Dirección General de Electricidad (DGE) del MEM precisó que la generación de las centrales hidroeléctricas representaron el 61.7 por ciento (2,092 Gwh) del total de la producción nacional.

Mientras que la generación termoeléctrica ascendió a 1,297 Gwh, es decir nueve por mayor que el período similar del 2011 y tuvo una participación de 38.3 por ciento del total generado en el país.

Por otro lado, las empresas del mercado eléctrico generaron 3,169 Gwh, mientras que las de uso propio lo hicieron con 219 Gwh, representando así el 6.5 por ciento del total de la producción eléctrica nacional del primer mes del 2012.

La máxima demanda en potencia eléctrica que fue de 4,863 megavatios, resultado que es seis por ciento mayor que la del mismo mes del año anterior, y se registró el 24 de enero de 2012 a las 19:45 horas.

En la atención de esta demanda, la hidroenergía participó con el 56 por ciento, el gas natural lo hizo con 41 por ciento, el carbón con dos por ciento, el diesel y residual con 0.4 por ciento.

En cuanto a las centrales con biomasa (Aipsa) y la biogas (Petramas), participaron solo con 0.3 por ciento.

Con relación a la generación eléctrica por grupo económico y empresas, las empresas del Estado participaron con el 29 por ciento del total generado en el mercado eléctrico, seguido por las empresas del grupo Endesa con 26 por ciento; en menor orden correspondió a los grupos Suez y Duke Energy con 13 y nueve por ciento, respectivamente.

Asimismo Globeleq participó con el ocho por ciento y SN Power con el cinco por ciento del total en dicho mercado.

En cuanto al crecimiento por grupo económico, respecto a enero del año anterior, la producción del grupo Suez se incrementó en 36 por ciento, y las empresas del Estado acumularon un crecimiento del 13 por ciento, seguido de la empresa Duke Energy que creció nueve por ciento.

Respecto a la generación de energía eléctrica registrada en el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (Coes – Sinac) en enero del presente año, la DGE informó que las centrales hidroeléctricas reflejaron un incremento de 2.8 por ciento respecto a enero 2011 (de 1,920 a 1,974Gwh).

Mientras que las centrales con recursos térmicos crecieron en diez por ciento.

De la producción total, el 65 por ciento se generó con fuente hídrica, 33 por ciento con gas natural, uno por ciento con carbón, 0.5 por ciento con diesel y residual, y el 0.4 por ciento con biomasa y biogás.

La DGE también reportó que las ventas de electricidad a clientes finales a nivel nacional aumentaron 5.4 por ciento (de 2,607 a 2,748 Gwh) respecto a enero del 2011; y se distribuyó 1,547 Gwh al mercado regulado, cifra que es 5.9 por ciento mayor que el año anterior.

La venta de los generadores y distribuidores a clientes libres, que representan el 44 por ciento de la venta total, también aumentó de 1,146 a 1,201 Gwh, es decir 4.8 por ciento respecto al mes de enero del 2011 (Andina).

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Bolivia

13 de Febrero de 2012.- Las petroleras que operan en Bolivia comprometieron para este año una inversión de $us 1.077 millones en actividades de exploración y explotación hidrocarburífera a través de sus Programas de Trabajo y Presupuesto (PTP). Las firmas que más invertirán son Repsol y Petrobras.

Según el Plan de Inversiones 2012 de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) Corporación, las inversiones que realizarán Casa Matriz, las empresas subsidiarias Chaco y Andina y las petroleras privadas que operan en el país en actividades de explotación, almacenaje, transporte, refinación e industrialización llegarán en esta gestión a $us 2.050 millones.

“Las compañías petroleras que operan en Bolivia comprometieron una inversión de más de $us 1.077 millones para este año (ver infografía) a través de los contratos de operación suscritos con YPFB Corporación (...) para actividades de exploración y explotación”, señala una separata publicada ayer por la petrolera estatal.

La compañía hispano-argentina Repsol encabeza las inversiones programadas para 2012 con $us 327,4 millones para el desarrollo de los campos Margarita y Huacaya. El primero incrementará desde abril su producción de 3 millones de metros cúbicos día (MMmcd) a 9 MMmcd, para asegurar el mercado argentino.

La brasileña Petrobras invertirá $us 285 millones para optimizar esencialmente la producción de los megacampos Itaú, San Alberto y San Antonio (Sábalo) que proveen la mayor oferta de gas natural del país y los volúmenes de exportación al Brasil.

Chaco y Andina comprometieron en conjunto $us 273,8 millones para el desarrollo de campos y exploración.

La francesa Total destinará $us 94,7 millones para continuar con el proceso de desarrollo del bloque Ipati-Aquio, donde hasta el momento se confirmaron 1,5 de los 3 trillones de pies cúbicos (TCF) de gas descubiertos, y la perforación del pozo ICS-2 en el campo Incahuasi.

Las inversiones de Pluspetrol ($us 54,3 millones) están destinadas a dar continuidad a los estudios de prospección de los campos Tacobo, Tajibo, Curiche y Bermejo; y BG Bolivia destinará $us 26,3 millones para la exploración de las áreas La Vertiente, Bloque XX y Tarija Este, entre otras. Las operadoras Vintage, PESA, Monelco, Matpetrol y Gas To Liquid International (GTLI) “realizarán otras inversiones destinadas al desarrollo de campos productivos”, se indica en el informe especial de YPFB.

UPSTREAM De acuerdo con el Plan de Inversiones de la petrolera estatal, las inversiones en exploración y exploración (upstream) de este año alcanzarán $us 1.186,5 millones. De ese monto, el 19,6% ($us 232,6 millones) será para la búsqueda de nuevas reservas hidrocarburíferas y el 80,3% para incrementar la producción del sector.

El 71,61% de la inversión en desarollo será efectuada por las petroleras privadas, mientras que Chaco y Andina aportarán con el 28,38% de los recursos esta actividad. En exploración, el 77,47% de inversión fue comprometida por Casa Matriz y las empresas subsidiarias de YPFB y el 22,53% por las empresas privadas.Petroandina SAM, subsidiaria de YPFB, realizará este año la mayor inversión en la actividad exploratoria ($us 87,1 millones) en el Subandino Norte ($us 30,2 millones) y en Subandino&Sur ($us 56,9 millones).

Reservas se calcularán cada 2 años

NUEVA LEY EL viceministro de Exploración y Explotación de Hidrocarburos,&Eduardo Alarcón, anunció que la nueva ley del sector establecerá nuevos plazos para la cuantificación de reservas hidrocarburíferas.

La certificación de reservas debe ser realizada “cuando se requiera” y convenga, pero “mínimo cada dos años”, dijo, según ANF.

Ley vigente La Ley 3740 de Desarrollo Sostenible del Sector Energético obliga al Gobierno a presentar la certificación de reservas de gas a principios de cada año. La última certificación, realizada por Ryder Scott, se efectuó al 31 de diciembre de 2009.

Negocian US$ 400 millones en nuevos contratos

La consolidación de los nuevos contratos de servicios que negocia Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) con seis petroleras internacionales agregarían $us 400 millones a las inversiones programadas para esta gestión. La estatal busca incrementar la producción de gas y líquidos con una inversión “histórica”.

Según el Plan de Inversiones 2012 de YPFB Corporación, las inversiones que realizarán Casa Matriz, las empresas subsidiarias Chaco y Andina y las petroleras privadas que operan en Bolivia en actividades de exploración, explotación, almacenaje, transporte, refinación e industrialización llegarán este año a $us 2.050 millones.

Sin embargo, “de acuerdo con estimaciones de la estatal petrolera, la programación de inversiones vigente podría incrementarse hasta alcanzar $us 2.450 millones en el transcurso del año, conforme se formalicen nuevos contratos de desarrollo ante el Legislativo y se efectivicen a corto plazo”, señala una separata de la petrolera estatal.

El 10 de enero, el presidente de YPFB Corporación, Carlos Villegas, precisó que las empresas con las que la estatal negocia nuevos contratos son YPF Argentina, Gazprom, Gas To Liquid International (GTLI) y National Iranian Oil Company (NIOC).

“La programación de inversiones para esta gestión tiene el objetivo de incrementar la producción de gas natural y líquidos asociados para garantizar la provisión del mercado interno,los compromisos de exportación y acrecentar el desarrollo de la infraestructura nacional, que dará curso al proceso de industrialización de los recursos naturales”, manifestó Villegas.

Este año, la producción de gas se incrementaría de 45,06 millones de metros cúbicos días (MMmcd) a 51,94 MMmcd (La Razón).

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Bolivia

13 de Febrero de 2012.- La certificación de reservas hidrocarburíferas sería bianual. Ése es uno de los cambios en la nueva ley sectorial, aunque se mantendrá el requisito de que sea una firma especializada internacional la encargada de la evaluación.

Así señaló el viceministro de Exploración y Explotación, Eduardo Alarcón, al destacar la importancia de la certificación de los volúmenes de hidrocarburos existentes en los depósitos naturales, para salir al exterior y mostrar estos números.

La certificación debe realizarse periódicamente, porque si hay nuevos descubrimientos deben incluirse los volúmenes, al explotarlas se consumen los recursos y el país requiere saber con qué cuenta.

De todas maneras, aseguró, el proceso de contratación, los plazos y los costos los determinará Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), porque es la encargada de la contratación de la certificadora.

La certificación podría ser cada dos años, pero con la libertad de que se la realice cuando se añadan nuevos descubrimientos, pues, "vale la pena que sea un poco abierto y no precisamente a fin de año", dijo.

En opinión del Viceministro, la certificación de las reservas de hidrocarburos debe ser "cuando se lo requiera" y convenga, pero "mínimo cada dos años".

Respecto de la importancia y necesidad de contar con esta certificación, Alarcón dijo que "todos los negocios, todos las actividades que tiene el país sobre todo lo referente a lo internacional debe conocerse".

Las reservas de gas natural, certificadas al 31 de diciembre del 2009, están en 9,94 trillones de pies cúbicos y 465 millones de barriles de líquidos.

Si bien YPFB tiene su cuantificación de las reservas, pero la certificación tiene que ser por una firma especializada (Los Tiempos).

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Perú

13 de Febrero de 2012.- El Poder Ejecutivo autorizó que los ministerios de Agricultura, del Ambiente, de Vivienda, Construcción y Saneamiento, de Energía y Minas, a financiar de estudios de preinversión y/o la ejecución de proyectos de inversión pública destinados a revertir los graves daños ocasionados por la minería ilegal a la agricultura y la salud de la población de la cuenca de los ríos Ramis y Suches en la región Puno.

Según el Decreto Legislativo que aprueba acciones de interdicción de la minería ilegal en la región de Puno y remediación ambiental en las cuencas de los ríos Ramis y Suches que publicó el Poder Ejecutivo, la autorización incluye también al Gobierno Regional de Puno.

Los ministerios involucrados y el Gobierno Regional de Puno podrán financiar estudios y proyectos de inversión pública de remediación ambiental, así como de infraestructura hidráulica para captación, regulación o almacenamiento, conducción y abastecimiento de agua para fines poblaciones, de riego y otras actividades productivas; y obras de alcantarillado.

El financiamiento se realizará con cargo a los presupuestos institucionales respectivos, sin demandar recursos adicionales al Tesoro Público.

Por su parte, el Ministerio de Energía y Minas (MEM), a través del Proyecto de Apoyo a los Gobiernos Regionales (Apogore), en los casos que corresponda, continuará con el reforzamiento de las capacidades de gestión del Gobierno Regional de Puno.

Del mismo modo, el Ministerio de Agricultura (Minag), a través de la Autoridad Nacional del Agua (ANA) procederá a formalizar los derechos de uso de agua y continuar con las actividades de evaluación y monitoreo de la calidad de las aguas en las cuencas de los ríos Ramis y Suches, de manera permanente y con la participación del Gobierno Regional de Puno.

El gobierno estableció que si en las acciones de interdicción que llevará a cabo el Ministerio Público y la Policía Nacional del Perú en las zonas afectadas por laminería ilegal en Puno, se identifican víctimas de trata de personas, trabajo infantil y trabajo forzoso, entonces intervendrá el Ministerio de la Mujer y Poblaciones Vulnerables.

El representante del Ministerio Público que constate estos casos deberá remitir la comunicación respectiva y de manera inmediata al Ministerio de la Mujer para que realice las acciones para su atención y recuperación de la población afectada (Andina).

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Perú

13 de Febrero de 2012.- La minera canadiense Dia Bras Exploration anunció que amplió su programa de exploración para el presente año en la mina histórica Yauricocha, ubicada en Yauyos (Lima), aumentando en 217 por ciento respecto al monto invertido en el 2011, y es el mayor presupuesto de exploración en la historia de la mina.

El programa de exploración está diseñado para ampliar los depósitos conocidos y descubrir yacimientos adicionales, la mayoría de los cuales destacan por su fuerte potencial de metales preciosos de la mina Yauricocha y sus alrededores, precisó.

Este programa consistirá de aproximadamente 15,000 metros de perforación, y el trabajo de exploración extensa incluyendo muestreo de canal y de superficie, de flujo, de cartografía, de pruebas metalúrgicas y otras actividades de exploración.

La propiedad Yauricocha abarca 18,685 hectáreas que se sitúan a una longitud de 20 kilómetros de la prolífica falla de Yauricocha, que es la mayor estructura controlada de mineral en esta área del centro oeste de Perú.

Además de la exploración en las actuales minas en producción de la compañía, ocho áreas prioritarias han sido identificadas por el personal geológico de la mina para la exploración ampliada.

Estas áreas son: Purísima (oro - plata), Adrico (oro), Victoria (plata - cobre), San Juan (polimetálica), Ipillo (plata, zinc), Exito Sur (polimetálica), la extensión de la falla Yauricocha (polimetálica) y Carmencita (plata, plomo).

Los objetivos incluyen, por tipo, vetas de plata y cobre; brechas que alojan oro; estratos vinculados a oro diseminado; óxido de plomo y plata, vetas polimetálicas y brechas, y los depósitos de repuesto.

Este será un programa de múltiples vías destinado para reemplazar de manera continua las reservas mineras y ampliar las reservas en esta mina histórica.

Subrayó que la mayor parte de estas áreas han sido previamente explotadas por Centromin y Cerro de Pasco Corporation, y también han estado en producción en el pasado, dejandono una información muy valiosa.

“Estamos muy entusiasmados con el potencial de exploración en la propiedad de Yauricocha y planeando invertir una cantidad significativa de dinero para descubrir nuevos yacimientos, así como ampliar nuestros depósitos conocidos", dijo el presidente de Dia Bras Exploration, Daniel Tellechea.

Manifestó que esta mina ha estado en producción durante casi un siglo y sigue siendo una operación muy rentable y bien dirigida.

Agregó que la producción se ha expandido en los últimos años y no hay límite a la mineralización que se ha encontrado en profundidad en sus yacimientos principales.

“Estamos yendo a las zonas inexploradas que tienen similares valores geológicos y estructurales, así como a viejas minas y depósitos históricos, los que creemos que sumarán sustancialmente reservas y recursos a nuestro depósito actual en el futuro cercano”, concluyó (Andina).

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Perú

Comuneros locales paralizaron huelgas mientras se hacen estudios medioambientales.

13 de Febrero de 2012.- El gobierno peruano del presidente Ollanta Humala le pedirá a las compañías mineras, incluyendo a Hochschild Mining y HudBay Minerals que suspendan sus operaciones durante una revisión medioambiental que durará 30 días.

Los pobladores de la parte alta de la provincia de Chumbivilcas, quienes dicen que las compañías están contaminando el área, suspendieron las protestas medioambientales mientras una comisión prepara un reporte del impacto de las operaciones en las mineras Ares, unidad de Hochschild, el depósito de cobre Constancia de Hudbay, y Anabis, señaló la semana pasada el jefe de gabinete Óscar Valdés a través de un correo electrónico.

Sin embargo, medios locales reportaron que comuneros de la provincia cusqueña advirtieron que retomarían el paro hoy si las mineras Ares y Anabis no deciden cesar sus actividades voluntariamente.

Los pobladores de la región habían iniciado una huelga indefinida exigiendo la cancelación de las concesiones entregadas a Ares y Hudbay.

Una serie de manifestaciones por parte de los agricultores realizadas el año pasado paralizaron los proyectos de Newmont Mining, Anglo American y Southern Copper, por acusaciones de los lugareños que apuntaban a que los dejarían sin recursos hídricos. La paralización podría amenazar compromisos de inversión por US$ 50.000 millones, según el Ministerio de Minería peruano. Newmont y Southern están revisando los estudios medioambientales en una apuesta por reiniciar pronto sus proyectos.

Hudbay continuará desarrollando trabajos en el proyecto Constancia y tiene “excelentes relaciones” con las comunidades, señaló el vocero de la firma, John Vincic.

Las propiedades de Hochschild, Crespo y Azuca, están en la etapa de exploración y no están produciendo, según la información publicada en el sitio web de la compañía (DF).

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Chile

Invertirá US$ 572 millones en una planta fotovoltaica de 220 MW, en Antofagasta.

13 de Febrero de 2012. Entregar energía "verde" a las grandes mineras del Norte Grande. Esta es la estrategia de Gener -controlada por AES Corp para ampliar su mix de generación y sumar una mayor presencia de las energías renovables no convencionales (ERNC).

La firma desarrollará el segundo mayor proyecto de energía solar del país. Se trata del proyecto Los Andes ubicado en la zona cordillerana de la Región de Antofagasta. Según la declaración ambiental ingresada ayer, tendrá una capacidad instalada de 220 MW y requerirá US$ 572 millones de inversión. Este es el primer proyecto solar de envergadura que desarrolla uno de los tres grupos eléctricos más importantes del país.

Actualmente, el mayor proyecto de energía de este tipo está en manos de Atacama Solar sociedad ligada a los empresarios Rodrigo Cánovas Silva y Juan Walker Prieto. Comprende inversión de US$ 770 millones y una capacidad de 250 MW.

Gener tiene previsto desarrollar su iniciativa en 14 años. La primera etapa contempla la instalación de 20 MW al 2014. El proyecto, que se emplazará en un terreno de 880 hectáreas, a 2.800 metros de altura, se conectará a la subestación Los Andes, de la misma compañía.

Según Javier Giorgio, vicepresidente de operaciones de Gener, el ingreso al negocio solar tiene relación con los incrementos de capacidad previstos en el país y la necesidad de diversificar el negocio, basado actualmente en centrales hidro y termoeléctricas. "Tenemos una cantidad de megavatios instalados en Chile con una perspectiva de crecimiento grande. Necesitamos diversificar la matriz y el componente renovable que necesitamos para el portafolio no puede ser despreciable", dijo. Agregó que llevan al menos dos años analizando el proyecto y que es una "alternativa interesante".

Esta es una estrategia que viene desde AES Corp. A través de la filial AES Solar, tiene 127 MW en proyectos de esta tecnología operando en el mundo y otros 75 MW en construcción.

Según datos del Sistema de Evaluación Ambiental, en Chile hay US$ 1.338 millones en proyectos de plantas solares aprobados. Otros US$ 1.120 millones excluyendo Gener están en calificación. Si todos se construyen, aportarán 1.100 MW de energía adicional a la matriz. Actualmente, 83,3% de la energía producida en el Norte Grande es a base de carbón.

Respecto de la competitividad de la tecnología solar frente a otras como la eólica o biomasa, el ejecutivo indica que los precios siguen siendo altos, pero que en los próximos años tenderán a caer, y de ahí la decisión de construir por etapas.

Giorgio indica que, dada la ubicación del proyecto, el cliente natural del parque solar será la gran minería del cobre, que demanda el 90% del consumo del Sing. "Todos los proyectos, para poder financiarlos, necesitan tener contratos con un cliente que esté dispuesto a tomar esta energía. En el norte, la demanda está tomada por clientes mineros, así que de seguro vamos a ponernos como objetivo contratar con un cliente minero esta energía", dice.

El próximo paso será el desarrollo de proyectos eólicos, esta vez en la zona central del país, en la V Región. Giorgio indica que Gener ya ha identificado tres sitios donde podrían instalar granjas eólicas, y que actualmente se encuentran realizando los estudios de medición de viento (DF).

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Chile

Los precios de los paneles han bajado a la mitad o más y el costo por megawatt/hora ya compite con el carbón o las centrales a diésel.

13 de Febrero de 2012. Tener el desierto más árido del mundo y uno de los más extensos del planeta es una ventaja. Por lo menos en términos de potencial solar. Esto y la necesidad de las empresas mineras de contar con energía menos contaminante que el carbón o el diésel -que constituye hoy el 90% de la matriz del Norte Grande explica por qué hoy el 61% de los proyectos futuros considerados por el Centro de Despacho Económico de Carga (Cdec) del Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) para este año y hasta el 2017 produzcan energía solar.

Son en total 863 megawatts (MW) de los 1.423 MW en proyectos que fueron informados por sus promotores para desarrollarse en la zona entre este año y el 2017. Se están instalando paneles en Arica, Pica, Pozo Almonte, San Pedro de Atacama y el Salar de Huasco, lo que en buena parte se explica por la demanda de las grandes mineras de energías más limpias.

Sin ir más lejos, el viernes recién pasado, AES Gener informó que iniciaría la tramitación de un proyecto solar de 220 megawatts en Antofagasta. La eléctrica precisó que implica una inversión de unos US$ 572 millones que se materializarán en varias fases y que la construcción comenzará en enero de 2013.

Precios han caído entre 40% y 60%

En todo el mundo están mirando al sol. Según la Agencia Internacional de Energía, con sólo 90 minutos de radiación solar se tiene la energía suficiente para abastecer al planeta durante un año. Lo único que falta es la tecnología con la eficiencia necesaria para capturar esa potencia. Pero, el organismo señala, hay interés por usar esta fuente debido a "la necesidad de mayor y más segura energía y en la urgencia por mitigar el cambio climático".

Hay otros factores que explican el boom . "Existe una baja de precios que alcanza un 60% respecto de los valores de hace cinco años", explica la secretaria ejecutiva de la Comisión Nacional de Energía (CNE), María Isabel González. Si hace un lustro un kilowatts de panel fotovoltaico costaba entre US$ 5 mil y US$ 5.500, hoy, gracias al avance en tecnología, la producción en China e India y la mayor oferta derivada de la crisis económica europea, que ha desmantelado los subsidios a estas energías, hacen que "los paneles se puedan conseguir a US$ 2 mil o US$ 3 mil".

El consultor y ex secretario ejecutivo de la CNE, Sebastián Bernstein, agrega que el precio de la energía solar fotovoltaica es US$ 130 por megawatts/hora (MWh), mientras que el carbón está en US$ 110.

Pero una cosa es la inversión en el equipo y su instalación, y otra lo que cuesta operarlo, es decir, su costo de producción. Si bien los equipos solares y eólicos son caros, su operación es barata, porque los rayos del sol y el viento son gratis. Pero en las plantas térmicas se paga el combustible y ahí hay de todo.

Según el Cdec-SING, si bien el costo de la energía spot en el sistema es del orden de US$ 60 a US$ 70 por megawatts/hora, hay centrales a carbón muy baratas la más económica sale a US$ 38,78 y otras plantas a diésel que cuestan US$ 375,67 por megawatts/hora.

Ante estos precios, opina María Isabel González, tanto las plantas geotérmicas como las de energía solar fotovoltaica tienen su oportunidad frente a plantas térmicas. Respecto a la energía eólica, hay más incertidumbre: "Por los registros actuales, al parecer, el viento no sería suficiente para que la generación eólica se transforme en una fuente de alta participación en el SING". Pero, pese a ello, existen sitios de alto potencial que serán explotados comercialmente, señala la consultora.

La energía del sol, así como las otras renovables no convencionales o ERNC, tienen su oportunidad en el norte, porque las empresas mineras están incentivando su uso. El año pasado, Collahuasi hizo la mayor licitación para abastecerse de ERNC, de 20 MW, con posibilidades de crecer. Los resultados de esta subasta se conocerán el próximo mes (El Mercurio).

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Chile

13 de Febrero de 2012.- El Grupo Luksic tiene puestas varias de sus fichas en el mercado de los combustibles nacional. Es que, con la compra de Shell y Terpel Chile –esta última debe ser autorizada por el Tribunal de Defensa de la Libre Competencia (TDLC)–, busca amenazar el dominio que tienen en esta industria la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) y Copec, holding ligado a los Angelini.

El golpe bajo

La principal apuesta de los Luksic, a través de Enex Chile, es debutar en la importación de petróleo. Es que en el país, la actividad de refinación de éste y la producción interna de sus derivados es realizada única y exclusivamente por ENAP en sus refinerías de Aconcagua, Bío Bío y Magallanes, mediante las que abastece en promedio el 47% del mercado local.

El 53% restante corresponde a la introducción de petróleo refinado, lo que es llevado a cabo por ENAP en un 22% y por Copec en un 31%. Pero ahora, con la adquisición de Terpel, el holding de origen croata mejorará la capacidad de transporte por barco, ya que podrá asumir los costos y los riesgos económicos asociados, a la luz de sus fuertes espaldas financieras.

“La fusión entre Shell y Terpel haría posible la importación de productos refinados a precios competitivos para el consumidor, lo que disciplinaría a ENAP y a Copec”, indica un escrito del conglomerado al TDLC.

Eficiencia minorista

En ese sentido, uno de los principales canales en que se potenciará Enex Chile, será en el de la distribución minorista, que significa el 36% de los ingresos de la industria. Considerando que, de acuerdo al Grupo Luksic, el precio del combustible líquido se compone en mayor porcentaje por el valor entregado por ENAP. Así que al disciplinar a la petrolera estatal, ésta “mantendrá precios de paridad de importaciones reales”.

Respecto a datos de mercado, la fusión Shell-Terpel tendrá el 25% del negocio minorista y 495 estaciones de servicio, consolidándose como el segundo actor y acortando las distancias con Copec, que seguirá de todos modos a la cabeza del sector con alrededor del 60% y 625 estaciones de servicio. No obstante, la jugada de los Luksic irá por desafiar sobre todo en el área urbana a la sociedad de los Angelini, potenciando al mismo tiempo el segmento de retail.

De hecho, Enex Chile quedaría con casi 160 tiendas de conveniencia, contra las 230 de Copec, pero promete elevar significativamente la cifra.

En estaciones de servicio urbanas, la competencia es mano a mano. Copec suma el 39% en número y el 51% en volumen de ventas, a la vez que Shell-Terpel cuenta con el 36% en servicentros y 29% en términos de ingresos. A la vista de los datos, los Angelini exhiben un “mayor índice de eficiencia en cada estación, por eso se muestran con más volumen de ventas”. Cosa que los Luksic intentarán volcar.

La otra movida minorista de los Luksic será en las estaciones de carretera, en las cuales Copec arrasa con el 52,6% en número de puntos de venta y el 68,6% en volumen. Enex Chile, en tanto, engloba el 28,7% de los servicentros y el 19,3% de los ingresos generados, con lo que pondrá parte relevante de sus inversiones en este ítem.

Negociaciones industriales

La fusión Shell-Terpel, en la parte industrial –que representa el 64% de las ventas sectoriales–, tomará el 24% de la operación, lejos todavía de Copec que suma el 60%. Pero un documento de los Luksic al TDLC admite que ahora “se podrá acceder de mejor manera a lo que antes le era muy complejo, como es el caso de la generación eléctrica y los combustibles marinos”.

Con ello, los Luksic mejorarán las condiciones de venta con las empresas mineras y eléctricas –los clientes más asiduos–, en medio de los típicos procesos de licitación, donde participan actores nacionales y extranjeros. Entre ellos, Copec y ENAP, a quienes se enfrentará “de igual a igual”, más aún con el inicio de sus importaciones de petróleo.

Además, “al integrar la red de clientes industriales y de estaciones de servicio de Shell y Terpel, se darán mayores alternativas de comercialización y una cobertura geográfica más amplia, lo que se reflejará especialmente tratándose de transportistas”, junto con el uso de sistemas de pago más avanzados como tarjetas de prepago o de crédito, cuyo uso y penetración se incrementará.

Más almacenamiento

En Chile existe una capacidad de almacenaje de 1.938.154 m3 destinados a combustibles refinados, de los cuales 1.526.190 m3 son de ENAP y Copec, quienes en conjunto ostentan en propiedad un 78,7% del total.

Shell suma 102.000 m3 en capacidad de almacenamiento entre las regiones XV y XI, en su mayoría mediante Comac, sociedad en que opera con Copec. Terpel, por su lado, cuenta con 71.000 m3 entre las regiones V y la X, en gran medida aliada con ENAP.

Sin embargo, los Luksic adelantan que “no existen restricciones para el desarrollo de plantas de almacenamiento en el país, existiendo disponibilidad de terrenos para tal fin, sin que las inversiones deban ser significativas”. Ello, para la recepción de futuras importaciones de petróleo refinado.

Y aunque el 98% de los combustibles líquidos que abastecen la demanda de la zona centro-sur del país son transportados por una red de oleoductos cuya propiedad es de ENAP o Sonacol, Shell tiene un 15% de la propiedad en esta última sociedad, a diferencia de Terpel, siendo una relevante sinergia.

Pelea por mitigaciones

Los Luksic rechazan las mitigaciones exigidas por la Fiscalía Nacional Económica en la fusión Shell-Terpel, argumentando que es “improcedente y discriminatorio” que se obligue a Enex Chile a desprenderse de al menos una estación de servicio Shell o Terpel en nueve comunas del país que fueron consideradas como “riesgosas para la libre competencia”. Tras la audiencia pública recientemente realizada, será el TDLC el que decidirá si da el visto bueno a la fusión, y si es que lo hace con o sin las condiciones de la FNE (Estrategia).

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Chile

La firma está invirtiendo unos US$ 250 millones en el proyecto en Maricunga.

13 de Febrero de 2012.- El chief executive officer de Li3Energy, Luis Saenz se mostró optimista frente al anuncio del Gobierno de licitar contratos especiales de operación de Litio, pues consideran tener amplias posibilidades de adjudicárselo. “Estamos muy felices porque tenemos el proyecto más avanzado en Chile hoy”, aseguró.

La firma espera comenzar la producción a finales de 2013 o comienzos de 2014, siempre y cuando pueda obtener los permisos necesarios para ello.

Y es que desde octubre del año pasado están explorando las cerca de 1.500 hectáreas que poseen en el salar de Maricunga junto a su socio estratégico y accionista (cerca del 11%), el grupo coreano Posco.

La empresa, que está listada en la bolsa de Estados Unidos, OTC, terminó recientemente los trabajos de exploración y continúa avanzando en las tramitaciones necesarias.

Saenz comentó además que ya se están preparando para ingresar con fuerza al mercado. “Tenemos una carta de intención ya firmada para comprar propiedades adicionales en el mismo salar de Maricuga”, aseguró. La inversión total que están realizando se acerca a los US$ 250 millones.

Temores&

Sin embargo, Saenz mostró su preocupación por las características que pueda tener la iniciativa del Gobierno. Manifestó que “el espíritu es crear una competencia para que el mejor postor se lo adjudique, pero la realidad es que nosotros tenemos una concesión, estamos avanzando en ello, pero vemos que cualquiera puede postular a esa cuota, tenga o no un proyecto”.

A su juicio la iniciativa “puede llevar a que alguien haga que nuestro proyecto no funcione porque no me puedo comprar la cuota”, y considera que las empresas que hoy explotan litio en Chile, esto es SQM y SCL, “podrían estar en mucha mejor posición para comprarse la cuota y no necesariamente para desarrollar un proyecto nuevo” (DF).

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13 de Febrero de 2012.- La escasez de agua en algunas regiones del norte de Chile se ha transformado en un tema estratégico para industrias como la minería. La búsqueda de opciones para enfrentar la estrechez hídrica ha llevado a las empresas a privilegiar, sobre todo, una de ellas: la construcción de plantas desalinizadoras.

Lo que comenzó en 2003 con la puesta en marcha del primer proyecto a gran escala para transformar el agua de mar en agua dulce, en el sector La Chimba, al norte de Antofagasta, a estas alturas ya es una tendencia. Actualmente, son 14 los proyectos sobre la mesa, 11 de ellos ligados al sector minero, con procesos de conversión de agua para usos industriales.

En operaciones hay cuatro: dos de Aguas Antofagasta, del grupo Luksic una en la capital regional y otra de menor tamaño en Taltal, destinadas al consumo humano; una de Minera Michilla, parte de Antofagasta Minerals, también de los Luksic, 110 kilómetros al norte de Antofagasta, y otra de Minera Escondida, en Puerto Coloso.

En construcción o por iniciar esa etapa hay otras cuatro unidades, mientras que en evaluación o proyecto hay seis adicionales.

Según datos recopilados por el Ministerio de Minería, sobre la base de estimaciones de proyectos con Resolución de Calificación Ambiental (RCA) aprobada, las inversiones en plantas desalinizadoras asociadas a la minería suman US$ 3.900 millones en los próximos años, afirma el titular de la cartera, Hernán de Solminihac.

Considerando el total de plantas operativas y por construir, el aporte conjunto de los proyectos se calcula en casi 3.000 litros por segundo (l/s), al norte del país, en 2014. La cifra equivale a tres metros cúbicos por segundo (3 m/s) y podría abastecer hipotéticamente, según un cálculo de la Asociación Nacional de Empresas Sanitarias (Andess), el consumo del 1,6 millón de habitantes de la Región de Valparaíso.

El autoabastecimiento podría tener un efecto positivo sistémico. "Al utilizar agua desalinizada o agua directa de mar se liberan recursos de agua fresca que puedan ser requeridos. El agua fresca proviene de fuentes subterráneas, por ejemplo, acuíferos (la mayor parte del norte es de esta fuente) y de fuentes superficiales, como puede ser un río", dice Rossana Brantes, analista de estrategias y políticas públicas de Cochilco.

El sector minero, que tiene un plan de inversiones por US$ 80 mil millones para los próximos ocho años, es el que más demanda este tipo de solución. "Dada la estrechez de disponibilidad de agua en el Norte Grande, la minería enfrenta el desafío de continuar desarrollando mejoras en el uso eficiente del recurso y, a la vez, explorando y desarrollando nuevas opciones y tecnologías", sostiene el ministro.

Coincide Roberto de Andraca Adriasola, gerente general de Aguas CAP. Las plantas desalinizadoras, afirma, son "una de las principales alternativas para abastecerse de agua en el Norte Grande".

En 2010, dice De Solminihac, la extracción de agua de las mineras llegó a un promedio anual de 12,4 m3/s, excluyendo compras a terceros y uso de agua de mar. Los proyectos actuales y futuros equivalen a un cuarto de esa demanda. Pero el consumo hacia 2017 subirá 48%, proyecta el gobierno.

Al igual que otras actividades productivas, la minería "enfrenta un desafío competitivo por el recurso en regiones del norte, como Atacama", explica De Solminihac.

La primera planta desalinizadora que comenzó a operar, ligada al sector minero, fue la de Minera Michilla, en 1991, en Mejillones, II Región. A mayor escala, pionera en la industria fue Minera Escondida, de BHP Billiton, que tiene la planta desalizadora más grande en operación en este rubro, con capacidad de 525 l/s. Ubicada en Puerto Coloso, al sur de Antofagasta, cubre el 15% de las necesidades de la productora. Su operación comenzó en septiembre de 2006.

Escondida lo hizo por razones estratégicas para su operación. El argumento es que si bien construir una planta demanda una gran inversión y el costo operacional es alto, provee de una fuente de agua confiable. En el caso de la firma, la energía significa cerca del 80% del costo operacional de la planta.

En construcción, en tanto, está la planta desalinizadora de Anglo American, cuya edificación comenzará en marzo y abastecerá el 100% de los requerimientos de su mina Mantoverde, en la Región de Atacama. La inversión bordea los US$ 100 millones y se emplazará en Bahía Corral de los Chanchos, al sur de Chañaral (ver mapa). Comenzará a operar hacia 2013.

En edificación, además, se encuentra la unidad de Minera Candelaria operada por la estadounidense Freeport McMoran Copper & Gold, que ya completó cerca de un 20% de las obras. Estará en Punta Padrones, Caldera, y contempla recursos por US$ 300 millones, incluyendo una línea de transmisión eléctrica y un acueducto. La puesta en marcha está contemplada para septiembre de este año, con una capacidad inicial de 300 l/s, que luego aumentará a 500 l/s.

La construcción de esta planta "reduce sustancialmente la extracción del acuífero del Río Copiapó, lo que debiera mejorar los suministros hídricos sustentables para la población y la región", afirma Francisco Costabal, vicepresidente de Desarrollo de Negocios y Administración de Sudamérica, Freeport-McMoRan Cooper & Gold.

El tercer proyecto en construcción es de CAP y la japonesa Mitsubishi, al norte de Caldera, en Totoralillo. Con una inversión inicial de US$ 180 millones, abastecerá su operación en el valle de Copiapó: la mina Cerro Negro Norte y la planta de Magnetita. Su funcionamiento comenzaría en 2013. Además, se ampliará a una segunda etapa, "probablemente, durante el próximo año, para abastecer otras operaciones nuestras y a terceros", adelanta De Andraca. Con ese objetivo, la compañía ya ha conversado con otras mineras de la zona. La ampliación demandará entre US$ 180 millones y US$ 200 millones adicionales y permitirá llegar a 400 l/s. A futuro, anticipa el ejecutivo, "están en estudio, súper preliminares, otros proyectos de plantas desaladoras".

También la canadiense Goldcorp tiene aprobada ambientalmente una planta para El Morro, que se ubicará en la costa de la III Región, a la altura de Punta Totoral.

Otras mineras evalúan plantas de este tipo. Collahuasi estudia una unidad para su Fase III de expansión, hoy en estudio de prefactibilidad, a 60 kilómetros al sur de Iquique, mientras Escondida está reevaluando su proyecto de una segunda planta desalinizadora en Coloso, para el cual cuenta con un Estudio de Impacto Ambiental (EIA) aprobado en 2009. Michilla analiza ampliar su planta desaladora, de 12 l/s a 20 l/s.

"Todas las empresas están evaluando el consumo de agua de mar como alternativa para nuevos proyectos", explican en Codelco. La estatal tiene en etapa de prefactibilidad el uso de agua de mar en la fase II de Radomiro Tomic.

La tendencia no es privativa de mineras o sanitarias. El megaproyecto eléctrico Castilla, de MPX Energía, incluye una planta desalinizadora, con una capacidad de producción de 740 l/s, para fines industriales, la que podría ser usada por mineras y otros grandes consumidores. Con un costo de US$ 100 millones, su construcción tardará dos años.

Si bien la desalinización de agua de mar permite contar con suministro seguro, no es la solución definitiva. Un operador minero explica que es una alternativa tecnológicamente compleja y de alto costo. Joaquín Villarino, presidente ejecutivo del Consejo Minero, detalla que el costo de inversión para los sistemas de desalinización depende de la distancia y altura en que se encuentran los yacimientos del lugar de captación del mar. "La construcción de ductos y estaciones de bombeo, en muchos casos, termina siendo una fracción mayoritaria de los costos", comenta. Y si bien el costo de inversión ha caído por el avance tecnológico, agrega Villarino, el costo de operación depende de la energía requerida para transportar el agua.

La alternativa de desalinizar "es mucho más cara que usar agua subterránea o de superficie (...). Depende del costo del agua, pero es entre 10 a 15 veces más", añade De Andraca. La ventaja, en su opinión, es que reduce el impacto ambiental en el acuífero que reemplace.

Según Codelco, si se llevan a cabo los proyectos desalinizadores en carpeta, a 2020 eso implicaría un consumo adicional de energía de 250 Mw por año; es decir, un incremento del 7,4% respecto de hoy. "Significa, en términos de impacto en los costos, un alza de seis centavos de dólar en el cash cost de las mineras", señalan en la empresa. Por ello, un proyecto minero "que use solamente agua de mar pierde competitividad", sostienen.

Incluso en un escenario energético favorable, la desalinización a gran escala tiene cuestionamientos ambiental, argumenta Villarino.

Visión del gobierno

"Al igual que otras actividades productivas, la minería enfrenta un escenario competitivo por el recurso en regiones del norte del país, como por ejemplo, Atacama".

"Las empresas ya iniciaron la búsqueda de nuevas tecnologías. Una es la construcción de plantas desaladoras" (LT).

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Chile

Julio Dittborn desdramatiza y argumenta que en Chile los impuestos de las compañías son un crédito para las personas.

13 de Febrero de 2012.- Aunque las vacaciones de verano han restado tensión al debate tributario, entre marzo y abril el tema promete volver a instalarse en el centro de la agenda. Por esos días, el gobierno enviará un proyecto de ley al Congreso, el cual contempla subir los impuestos a las empresas.

Así lo explica el subsecretario de Hacienda, Julio Dittborn, aludiendo a las palabras del presidente de la República. “Esa ley va a tener un aumento moderado de tributos, según ha dicho el presidente, que los impuestos a las empresas van a aumentar moderadamente”.

Y las propuestas recibidas por el gobierno han sido múltiples. De hecho todos los sectores políticos han dado su parecer y desde el empresariado se han manifestado absolutamente en contra de un incremento de tributos, argumentando un posible impacto en la inversión.

Sin embargo, Dittborn desdramatiza y argumenta que en Chile los impuestos de las compañías son un crédito para las personas. “Si usted tiene una empresa y paga un 20% de impuesto de primera categoría, que es el impuesto a las utilidades de las empresas, luego, cuando esa persona o los socios hagan un retiro de esa empresa, pueden descontar el 20% que ya pagaron. Esa es una característica muy peculiar del sistema tributario chileno”, afirma.

¿Vienen cambios por ese lado?

No. Cambios de fondo en el sistema tributario no vienen. El sistema en su orgánica profunda se mantiene.

¿Y no teme que los acusen de hacer una reforma “maquillaje”?

No. No, porque vamos a mantener ciertos impuestos el de las empresas más alto y vamos a disminuir otros impuestos. No es el propósito tampoco hacer un aumento en recaudación muy alto.

El presidente ha dejado entrever que sí , pero el ministro de Hacienda ha señalado que no se necesita más recaudación…&

Con el presidente no hay disputa. Donde manda capitán no manda marinero. El presidente ha dicho que va a haber un aumento moderado de la recaudación para financiar los gastos educacionales de carácter permanente, que se pusieron en el presupuesto de este año y que son necesarios de financiar con un aumento permanente.

Viene fuerte la discusión…&

Se viene una discusión fuerte, pero no hay un cambio al sistema tributario en su concepción profunda, se mantiene la integración entre empresa y personas. Eso es muy potente, porque hace que sea muy pro inversión (DF).

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Chile

La iniciativa impulsada por Santo Tomás Antofagasta busca incentivar a los jóvenes y mostrar el dinamismo de la industria.

13 de Febrero de 2012.- A partir del jueves comenzó a emitirse el espacio televisivo “Minería: una vocación de futuro”, que tiene como objetivo mostrar las bondades de formar parte de la industria extractiva. Este programa se trasmitirá diariamente por Antofagasta TV a las 18:30, 20:30 y 22:30.

El proyecto contempla 8 microprogramas que tendrán una duración de tres minutos cada uno y en ellos se mostrarán distintas áreas de la minería, describiendo las labores de trabajadores, quienes darán su testimonio sobre la vida en faena. Además, será apoyado por la opinión de distintos ejecutivos de empresas y representantes de Gobierno.

“Minería: una vocación de futuro”, está respaldado por Santo Tomás Antofagasta, quienes a través de sus especialistas de las distintas áreas de conocimiento aportarán con el lado académico, explicando el dinamismo que revisten las carreras vinculadas al área de minería.

Uno de los objetivos de los microprogramas es desmitificar a la industria minera en los aspecto de riesgos, siendo que se trata del rubro con menos índices de accidentabilidad. Lo mismo con el sacrificio, puesto que cuentan con instalaciones modernas y la tecnología asociada es de primer nivel y siempre está creciendo.

El rector de Santo Tomás Antofagasta, Exequiel Ramírez, explicó que “Chile necesitará más de 200 mil profesionales durante esta década, es así como la misión de una institución educativa es incorporar los aspectos teóricos y prácticos, impulsando los conocimientos tecnológicos para aportar con profesionales altamente capacitados.

Principalmente buscamos incentivar a jóvenes, trabajadores que desean profesionalizarse y mujeres a que se interesen y creemos que este programa es un excelente primer paso”.

El microprograma es sólo la primera etapa de una serie de acciones que realizará Santo Tomás Antofagasta, para fomentar las vocaciones mineras (El Mercurio de Antofagasta).

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Chile

13 de Febrero de 2012.- El senador y presidente de la Comisión de Medio Ambiente del Senado, Alejandro Navarro, aseguró que es el Estado quien debe hacerse cargo de la extracción del Litio para así aprovechar las ganancias y no dejar todo en mano de empresas extranjeras.

Navarro dijo que "ha dado sus frutos" el lobby de las empresas privadas, y advirtió que éste es un tema prioritario para el país, ya que es de interés público y nacional. "La licitación de contratos de operación para la extracción de litio es un resquicio legal para que Chile pierda soberanía y riqueza", lamentó.

Según explicó, su intención es evitar la privatización del mineral para que las empresas extranjeras no se lleven el preciado recurso que a mediano y largo plazo dejará altas ganancias, pues en el futuro contempla diversos usos como baterías para celulares, computadores, autos eléctricos, entre otras, lo que garantizaría una alta demanda.

Además el parlamentario indicó que "el gobierno plantea una licitación internacional de todos los yacimientos que no se han explotado, sin restricción. Aquí se tuerce la Constitución para regalar nuestro patrimonio".

Además Navarro denunció un conflicto de interés que debe aclararse, debido a que el hermano del ministro de Minería, Patricio de Solminihac, está vinculado a un alto cargo de la empresa Soquimich (director), responsable de la extracción del mineral.

"Nos haremos parte en Contraloría, pediremos la transparencia de los contratos de operación licitados, fiscalizaremos cuánta producción se les pedirá a cada yacimiento, organizaremos a los indígenas en cuyas tierras ancestrales se extraerá litio, los plazos de duración de la extracción, si se les exigirá royalties o no. No queremos que se enriquezcan países extranjeros o herederos de la dictadura, como pasa con Soquimich y la Sociedad Chilena de litio en la actualidad", cerró el senador (LT).

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Chile

13 de Febrero de 2012.- Una ronda con inversionistas en Chile, Estados Unidos y Asia está barajando el Ministerio de Minería para potenciar el desarrollo de la industria del litio. Esto, luego de que el gobierno anunciara la creación de los Contratos Especiales de Operaciones de Litio (Ceol), donde se espera atraer a nuevos actores para la subasta de los derechos de explotación de 100 mil toneladas de litio por 20 años.

Los planes del gobierno son hacer la primera licitación a fines de 2012 y que en tres años el adjudicatario ya pueda operar una planta.

El subsecretario de Minería, Pablo Wagner, señaló que si bien aún no hay fecha específica para el primer road show, las rondas con inversionistas se extenderán por 30 días: "Probablemente tengamos que hacer algo en Chile, en los mercados financieros como Nueva York y Londres, y en Asia". Agregó que la agenda exacta se confeccionará de acuerdo con el interés que despierte el proceso.

"Estamos estipulando el plazo que se va a dar, y que se determinará en las bases de la licitación, para que las empresas hagan consultas específicas de la forma como participar, antes de que entreguen las ofertas y sus proyectos concretos", señaló.

El gobierno pondrá a disposición 49 salares, dejando fuera los de Atacama, zona donde actualmente operan SQM y la Sociedad Chilena del Litio (SCL), empresas que ya tenían pertenencias en la zona antes de que la Ley Orgánica de Concesiones decretara al litio como un mineral estratégico y no concesionable.

"Entre los salares están Maricunga, que tiene una buena ley; La Isla, Punta Negra y Quisquiro. Todos estos salares tienen una ley que es más baja que la de Atacama, pero puede cambiar con las nuevas tecnologías. Pese a esto, son leyes bastante eficientes; es decir, se puede extraer mayor cantidad y mayor concentración de litio por cada tonelada extraída", detalló el subsecretario.

Wagner indicó que pese a que el desarrollo de la industria se dará en los próximos gobiernos, era el momento para desbloquear el mercado: "Si no, nos íbamos a quedar eternamente sólo con dos participantes y no podríamos generar más competencia en el mercado, ni íbamos a poder generar un volumen y una proyección de inversión cada vez mayor".

Agregó que países como Argentina, Australia, Canadá y Estados Unidos han ido declarando el litio como un mineral concesionable. "Ante esta situación, nosotros teníamos que ver cuál era la legislación", dijo (LT).

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El último informe de la Onemi da cuenta de cortes de caminos e interrupciones en las faenas mineras.

13 de Febrero de 2012.- Rutas cortadas, faenas mineras interrumpidas y 800 personas afectadas deja el frente de mal tiempo que afecta a la Provincia El Loa.

El frente de mal tiempo que afecta a la Región de Antofagasta sigue dejando estragos en la vialidad y las viviendas. El último informe de la Onemi da cuenta de cortes de caminos e interrupciones en las faenas mineras.

Las instalaciones de Chuquicamata, Radomiro Tomic y El Abra debieron interrumpir parte de sus funciones debido a la lluvia y humedad en la zona. Se informará respecto de novedades en este frente, pero desde ya habrá pérdidas, aunque menores, en la producción.

Rutas cortadas
Entre las rutas que se encuentran intransitables se encuentran Calama a San Pedro de Atacama; hacia El Tatio; Salar de Carcote; camino a Ollagüe; la ruta 23CH, principalmente en el kilómetro 60 y además está cerrado el acceso a Peine.
Junto con las vías, los pasos internacionales Jama, Ollagüe y Sico presentan problemas. El primer estará habilitado sólo hasta las 19 horas y los dos últimos están totalmente inhabilitados.

Damnificados y afectados
Hasta el momento hay 25 personas damnificadas, correspondientes al sector de Quitor en San Pedro de Atacama, mientras que otras 800 personas han sido perjudicadas por el frente (320 en San Pedro, 311 en Ollagüe y 169 en Calama).

La Onemi mantiene la alerta amarilla para toda la Provincia El Loa producto del "invierno altiplánico" (La Cuarta).

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Chile

La audiencia se concretará hoy a las 10:00 horas.

13 de Febrero de 2012.- A las 10:00 horas de este lunes volverán a encontrarse los abogados de Codelco y la británica Anglo American.

Y es que a esa hora, en el Octavo Juzgado Civil de Santiago de turno, está fijada la audiencia en que los representantes de Codelco deberán exhibir el contrato firmado con la japonesa Mitsui & Co para la obtención del financiamiento por hasta &US$ 6.750 millones para la compra del 49% de Anglo American Sur (AAS), la ex Disputada de Las Condes.

En la ocasión, la estatal dará a conocer los detalles del acuerdo alcanzado con la japonesa. “Se exhibirá el contrato al cual se refiere el hecho esencial de octubre” pasado, puntualizó un abogado de la cuprera chilena.

La audiencia fue fijada por la jueza suplente del 12 Juzgado Civil de Santiago, Sylvia Papa Beletti, luego de que la inglesa presentara una medida prejudicial y solicitara conocer “todos los contratos celebrados entre Codelco y Mitsui, directamente o a través de sus sociedades” (DF).

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Según la cuprífera estatal el contrato "cumple con todas las exigencias legales y contractuales. Además es un contrato que resguarda adecuadamente los intereses de Codelco y de su dueño, el Estado de Chile”

13 de Febrero de 2012.- Codelco exhibió hoy el contrato de financiamiento acordado con la japonesa Mitsui & Co., Ltd., ante el 8vo Juzgado Civil de Santiago, según lo había solicitado la justicia chilena.

“Se trata de un contrato prolijamente negociado, que permite a Codelco contar con los recursos financieros necesarios para ejercer su derecho a comprar el 49% de Anglo American Sur S.A. y que cumple con todas las exigencias legales y contractuales. Además es un contrato que resguarda adecuadamente los intereses de Codelco y de su dueño, el Estado de Chile”, señaló el abogado Juan Franco Asenjo, quien representó a Codelco en dicha diligencia.

El contrato de financiamiento entre Codelco y Mitsui se firmó el 12 de octubre de 2011, fecha en la que también se informaron de sus términos y condiciones a la Superintendencia de Valores y Seguros.

En términos generales, el contrato de financiamiento establece un préstamo de hasta US$ 6.750 millones para que Codelco ejerza su Derecho de Compra y adquiera acciones de AAS. El préstamo se entregará por Mitsui a una sociedad filial 100% de propiedad de Codelco (“Acrux”), la que a su vez pondrá los dineros a disposición de Codelco para que ejerza el Derecho de Compra.

Primeramente Codelco debe aportar las acciones de AAS a Acrux o a una sociedad filial 100% de su propiedad, siendo Acrux la deudora del préstamo. Luego, si Codelco decide ejercer la Opción Put, Acrux emitirá y entregará a Mitsui en parte de pago del préstamo recibido, acciones equivalentes al 50% de las acciones de Acrux, en un valor predeterminado en el contrato cercano a US$4.060 millones (US$9.760 menos US$5.700). Acrux, que es la sociedad que recibió el préstamo, seguirá siendo la deudora de Mitsui, pero el remanente de la deuda se transformará en deuda a 5 años plazo y se pagará con los dividendos que entregue AAS.

De esta forma, Codelco tiene derecho a comprar el 49% de las acciones de AAS en un valor cercano a US$5.700 millones, valor al cual ascenderá por consiguiente el préstamo otorgado por Mitsui. Luego, si decide entregar en parte de pago el 50% de las acciones de Acrux en un valor preacordado de US$4.060, la deuda se reducirá a US$1.640 millones. Siendo Codelco propietaria del 50% de Acrux, asumirá en consecuencia solo la mitad de dicha deuda y Mitsui los US$820 millones restantes (agregando a este valor los US$4.060 millones antes indicados, se obtiene el total que debería pagar Mitsui por el 24,5% de las acciones: US$4.880).

De esta forma, si Anglo American hubiera respetado el contrato de opción y Codelco hubiere decidido ejercer su Opción Put, habría podido comprar el 24,5% de las acciones de AAS haciéndose cargo indirectamente de una deuda de US$820 millones.

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