Blog-Posts from ene 22, 2013

Chile

Martes 22 de Enero de 2013.- La compañía Bío Bío Metales acaba de ingresar al Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) el proyecto Planta Recuperadora de Metales en la Región Metropolitana.

La iniciativa contempla una inversión por US$7 millones en un complejo destinado a la recuperación de metales no ferrosos que permitan elevar los niveles de reciclaje de la capital.

La planta tiene una estimación de vida útil de 25 años y su construcción esta planificada para inicios de 2014.

EMOL

Chile

Martes 22 de Enero de 2013.- Hoy, a las 9:30 horas, en La Moneda se realizará la primera sesión del Consejo de Ministros por la Innovación, en la que se definirán materias e iniciativas relacionadas con el desarrollo del Año de la Innovación.

El consejo estará encabezado por el ministro de Economía, Pablo Longueira, y asistirá el delegado presidencial para estas materias, Hernán Cheyre.

La instancia estará integrada por los secretarios de Economía, Agricultura, Educación, Transportes, Obras Públicas, Trabajo, Energía, Minería y Defensa.

EMOL

Chile

Con esto, ya son 62 las empresas con esta certificación.

Martes 22 de Enero de 2013.-  Codelco, CAP y Caja Los Andes son tres grandes empresas que obtuvieron el Sello ProPyme recientemente y luego de que el Gobierno introdujera ajustes al reglamento de esta acreditación flexibilizando sus requisitos.

Con esto, ya son 62 las empresas con esta certificación, que el Ministerio de Economía entrega a las grandes entidades que cumplen con pagar a sus proveedores que son empresas de menor tamaño en un plazo máximo de 30 días de corrido.

Codelco en 2012, para la provisión de bienes y servicios que demandó su operación e inversión, realizó negocios con 9.574 proveedores, de los cuales el 43% calificó en el segmento Mipyme; es decir, 4.116 empresas.

EMOL

Chile

No hay que matar la gallina de los huevos de oro. No la hemos matado todavía, pero los huevos no son del mismo porte", dice ejecutivo del grupo Luksic.

Martes 22 de Enero de 2013.- El presidente ejecutivo de Antofagasta Minerals -brazo minero de los Luksic-, Diego Hernández, llama a no "matar la gallina de los huevos de oro" con precios de la energía poco competitivos y demandas que atentan contra la sustentabilidad del sector minero.

El ex máximo ejecutivo de Codelco comenta que el modelo actual no logra satisfacer las necesidades por energía, por eso se alegra con los anuncios de la minera estatal y BHP de avanzar en proyectos de generación, los que agregarían mayor competencia.

Antofagasta Minerals también tiene sus ojos puestos en la generación, pero de más largo plazo. Controla Energía Andina, empresa de geotermia que tiene en carpeta iniciativas por 1.400 MW. "Nos vamos a demorar un tiempo mucho mayor en entrar a generar, porque son proyectos de mucho más largo plazo", dice.

-¿Cómo analiza estos anuncios, de grandes mineras que incursionan en el desarrollo de proyectos de generación eléctrica?

-Es una buena noticia, estamos contentos con eso. Es una señal potente para todos los grupos de interés que giran en torno a la energía.

-Estos desarrollos, ¿generarán más competencia en la industria eléctrica?

-Ese es el objetivo, generar más competencia en esa industria.

-¿Cómo evalúa las últimas negociaciones colectivas y los bonos millonarios entregados?

-Es parte de la escalada en costos y pérdida de competitividad. Hay que mirarlo con mucho cuidado, no creo que ese ritmo pueda continuar.

-¿Son peligrosos para la minería estos hitos?

-Sí. No hay que matar la gallina de los huevos de oro. No la hemos matado todavía, pero los huevos no son del mismo porte.

La Segunda

Chile

Fue una promesa de campaña, sin embargo, aún no hay luces de la intención original de la administración de Sebastián Piñera por alcanzar un 20 % de energías limpias para el año 2020. Estas son las críticas de quienes denuncian la estrategia que ha seguido el Ejecutivo y que boicotea la idea de agilizar un punto final para nuestra tóxica matriz energética.

Martes 22 de Enero de 2013.- Entonces Sebastián Piñera era candidato y el diagnóstico era éste: “Nuestra matriz de energía primaria es abastecida en un 44 % por derivados del petróleo crudo, en un 10 % por gas natural, otro 17 % por carbón, un 8 % por hidroelectricidad, un 20 % por leña, y un 1 % en otros combustibles como biogás y otras fuentes renovables”.

El texto era parte del capítulo “energía para un desarrollo sustentable” del programa de gobierno de Sebastián Piñera, que frente a este escenario planteaba una aspiración: impulsar las energías renovables para lograr un 20 % de la matriz en base a energías renovables no convencionales (ERNC) a 2020.

La intención acortaba un plazo que ya está escrito en la Ley 20.257, que establecía un porcentaje obligatorio de 10 % de ERNC para el año 2024 en la matriz eléctrica del país. Sin embargo, ha pasado el tiempo y el punto verde que fue aplaudido por expertos y ambientalistas se transformó, al final, en una promesa presidencial con eternos puntos suspensivos.

A dos años de lo escrito en el programa de gobierno, el codo del ministro de Energía, Jorge Bunster, barrió con la promesa. En septiembre del año pasado, explicó que la decisión de quitar respaldo al proyecto de ley se debía a que el Ejecutivo no quería establecer obligaciones que pudieren complicar el desarrollo futuro del sistema eléctrico. En declaraciones recogidas por La Tercera en el marco del Encuentro del Sistema de Integración Eléctrica Andina —que reúne a importantes autoridades energéticas de la región— Bunster se encargó de acotar la promesa de campaña: “El Presidente Piñera dijo que él iba a impulsar estudios que permitieren llegar a niveles más altos de participación de la eficiencia energética. El Presidente nunca planteó una obligación de hacerlo. Por lo tanto, lo que hicimos en esa Comisión no es un cambio en las metas, simplemente hicimos ver las dificultades que tenía poner una meta que fuese obligatoria”.

La disminución de la proyección que estimaba un 20 % de ERNC ha indignado a quienes vieron con buenos ojos el compromiso de mejorar la calidad energética de Chile, donde predominan los combustibles fósiles. Y muchos de ellos concuerdan en que la lápida del Ejecutivo, ya estaba clara en el Congreso antes de las declaraciones de Bunster.

DILATAR
El compromiso que ya estaba escrito fue repetido por el Presidente Sebastián Piñera en su mensaje a la nación el 21 de mayo de 2010; sin embargo, no se envió ninguna ley al respecto para tramitación en el Congreso. A fines de ese mismo año un grupo transversal de senadores presentó una moción para alcanzar el 20 % de ERNC en 2020. “El Ejecutivo no la apoyó sino que empezó un proceso para dilatar la iniciativa pidiendo plazo para estudiarla, creando y disolviendo varias comisiones técnicas para avanzar en una indicación sustitutiva, la cual nunca redactó”, afirma Sara Larraín, directora de Chile Sustentable.
Finalmente y cansados de esperar al gobierno, los senadores José Antonio Gómez, Antonio Horvath, Carlos Cantero, Jaime Orpis y las senadoras Isabel Allende y Ximena Rincón ingresaron una nueva propuesta legislativa de consenso, la que fue aprobada de forma unánime por el senado en enero de 2012 e ingresada a tramitación en la cámara de diputados durante el mismo mes. Esta ley, además de establecer una meta de 20 % de ERNC al año 2020, incluye precios estabilizados, licitaciones, certificados ERNC y comercialización de estos certificados.

A fines de 2011 los senadores redactaron una indicación sustitutiva y la ley llegó a la Cámara ese mismo mes. “Sin embargo, por solicitud del Ejecutivo, el diputado Felipe Ward, presidente de la Comisión de Energía y Minería de la Cámara, no la puso en discusión, hasta que en el mes de mayo un grupo de parlamentarios, liderados por los diputados Latorre y Espinosa exigieron y lograron unánimemente que se iniciara la discusión del proyecto de Ley”, explica Sara Larraín. La activista también señala que para bloquear la decisión del poder legislativo, el gobierno ingresó el 3 de mayo a fin de que se discutiera en esa misma comisión, un proyecto de ley para acelerar la obtención de concesiones de centrales hidroeléctricas, líneas de transmisión y líneas de distribución por parte de las empresas eléctricas; proyecto al cual el Ejecutivo le puso urgencia.

“Este mecanismo de urgencia y suma urgencia ha sido rebatido por los legisladores, quienes condicionaron avanzar en su revisión siempre y cuando se discutiera también en forma paralela en el proyecto 20/20. Sin embargo, esto no se ha cumplido”, asegura Larraín.

Con todo, Sara Larraín no es la única que da cuenta de la maniobra del gobierno. El diputado Luis Lemus (PS) asegura que el gobierno ha bloqueado la discusión de este proyecto “poniendo suma urgencia dos proyectos de ley: uno de concesiones eléctricas en la Cámara de Diputados y otro de carretera eléctrica, que es prácticamente el mismo en el Senado”. Lemus suma otra opinión: “De esta manera resulta clara su intención de dar facilidades a los grandes proyectos actualmente cuestionados, como HidroAysén o Punta Alcalde, en desmedro de aquellos que aumentarían el porcentaje de energías renovables no convencionales que componen nuestra matriz energética. Eso nos parece de la mayor gravedad”.

El diputado Juan Carlos Latorre (DC) también estima que la maniobra ha sido obvia, pero advierte: “Si el gobierno piensa que va a sacar adelante los proyectos de carretera y concesiones sin garantizar las aprobación de 20/20 se equivoca rotundamente”.

El diputado Lemus cree que el gobierno ha cedido al lobby de las generadoras convencionales y a los conflictos de interés de los miembros de su gabinete. “No es ningún misterio el anterior empleo del actual ministro de Energía. El problema es que mantener una visión de corto plazo y seguir recurriendo a carbón y petróleo para generar energía, sólo porque es relativamente más barato es pan para hoy y hambre para mañana”.

Lemus se refiere a la polémica que se levantó al momento que asumió Bunster ya que pasó 19 años en el cargo de gerente general de Copec y al momento de ocupar este cargo público tenía $ 273 millones de pesos en acciones en la empresa del grupo Angelini y en Enersis, de las que se desprendió al momento de convertirse en titular del ministerio.

PUNTO VERDE
Solamente por poner un ejemplo: si Alemania genera el 20 % de su energía con ERNC, esa cifra en Chile llega apenas al 4,86 %, según datos entregados en septiembre por el Centro de Energías Renovables (CER), un comité técnico dependiente de la Corfo.

En mayo del año 2011, un informe de Bloomberg New Energy Finance (BNEF) señalaba que las energías renovables no convencionales ya son económicamente competitivas en Chile. Esa era una de las principales conclusiones del informe encargado por el Consejo para la Defensa de los Recursos Naturales (NRDC, por sus siglas en inglés) que encomendó evaluar los costos comparativos de una amplia gama de tecnologías de generación en el sector eléctrico chileno.

El experto en energías renovables de la Universidad de Chile, Roberto Román, señala que es posible alcanzar un 20 % de ERNC a 2020; el tema es ir fijando metas razonables. “Se puede partir abordando el tema de como incorporar ERNC variable en el SING y la parte norte del SIC. Es sencillo llegar hasta los 750 MW a bajo costo adicional. Además en el SING ya hay proyecto CSP de 360 MW. Como es con acumulación en sales y con energía de respaldo, es unidad 100 % despachable. Igual de confiable que una central a carbón, pero sin contaminación y sin gasto de combustible”.

Igualmente Román menciona como un paso importante echar a andar la Ley de Net Metering. “En un plazo razonable (5 a 8 años) se puede agregar de 500 a 1000 MW nominales en los techos de las casas”, comenta respecto a esta ley que regula el pago de las tarifas eléctricas de generadores residenciales. Es decir, que quienes generan su propia energía –a través de sistemas solares– pueden inyectarlo al sistema y la diferencia se les puede descontar de la boleta de consumo. Otro de los pasos que menciona Román es acelerar la entrada a la geotermia. “Esta fuente nos asegura energía base, operación complementaria con las ERNC variables y gastos de operación cercanos a cero. Y, lo más importante, esto significará menores costos para los usuarios. Pero también menores ganancias para las antiguas grandes generadoras. Y obviamente eso no les gusta”, enfatiza Román.

EL COSTO
Es justamente el fantasma de que los chilenos pagarán mucho más por la electricidad el argumento más utilizado por quienes apoyan la disminución de la proyección del gobierno. El año pasado, la prensa publicó un estudio que estimaba que la meta de 20 % para energía renovable costará US$ 1.200 millones anuales a los consumidores. El estudio fue realizado entre los años 2009 y 2011 por el economista y académico de la Universidad de los Andes Alexander Galetovic y el ingeniero Cristián Muñoz. El análisis fue financiado por Aes Gener.

“El sistema diseñado a inicios de los años ’80 se rige por el criterio de maximizar la utilidad privada. El regulador no ha intervenido para nada. Esta lógica ha llevado a que el inversionista privado busque maximizar su utilidad al máximo. Significa inversión mínima, usar tecnologías lo menos riesgosas posibles para ellos y traspasarles los mayores costos a los usuarios”, subraya Román y lanza otra frase: “La energía eléctrica es cara en Chile porque el modelo de maximización de ganancias privadas así lo asegura”.

Carlos Finat, director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables (ACERA) dice que en el sector no pueden asegurar si ha existido presión o lobby por parte de los generadores convencionales, pero sí asegura que es un “hecho que en diferentes instancias hemos visto presentaciones de generadores convencionales en que muestran precios de la ERNC que distan mucho de ser los precios reales, que hoy compiten favorablemente con el gas y el carbón. Nos llama especialmente la atención la campaña de HidroAysén, que pareciera querer justificarse a base de desacreditar las ERNC”.

“Respecto a que si es más caro, debo decir que no estamos convencidos de eso. Nos gustaría ver un estudio que valorice las externalidades negativas de hoy y a futuro de las otras energías. El business as usual siempre suena más fácil, como poner una gran planta de carbón”, comenta Ricardo Bosshard, director de WWF Chile.

Las generadoras en cambio tienen otra mirada respecto a la situación. Desde la Asociación Gremial de Generadoras de Chile A.G (creada en abril de 2011 y compuesta por Colbún, SN Power Chile, AES Gener, PacificHydro Chile, GDF Suez y Endesa Chile) señalan que el país posee una matriz de generación altamente renovable. “Cumplir con el 20/20 significa instalar adicionalmente en los próximos 8 años más de 4.000 MW de ERNC —la cantidad dependerá del factor de planta de los proyectos que se instalen—. Más del 90 % de los proyectos ingresados a evaluación ambiental son de bajo factor de planta —eólicas y solares fotovoltaicas—. Por ejemplo, una central eólica sólo opera en promedio un 20 % del tiempo. Esta cantidad de MW adicionales, además de la inversión necesaria en tecnología de generación, requiere una relevante inversión en transmisión y en respaldos (térmicos) para una operación segura y de calidad (abastecer de energía cuando no haya viento o de noche sin luz solar). Esto último encarece considerablemente para todo el sistema el desarrollo con este tipo de alternativas de generación. Chile tiene un potencial renovable que puede y debe ser aprovechado de manera competitiva sin generar sobrecostos ni la introducción de distorsiones que terminan encareciendo la producción de energía”, opina René Muga, Gerente General de Generadoras de Chile A.G.

Para las generadoras el escenario actual basta, ya que según dicen la ley que impone una meta de 10 % al 2024 es un desafío alcanzable. “Además es muy cercano al nivel de penetración mundial proyectado para este tipo de tecnologías por la Agencia Internacional de Tecnología. Si a ello le sumamos la capacidad hidroeléctrica del país, más del 50 % de la generación sería renovable en circunstancias hidrológicas normales”, indica Muga.

Sin embargo, para quienes asumen que Chile debería tener un camino abierto hacia las energías limpias mucho más expedito, el argumento de las generadoras no convence. Sara Larraín insiste en que las generadoras prefieren las condiciones actuales de ERNC básicamente porque “afectaría su negocio, el que por años han mantenido sobre la base de un monopolio vertical y horizontal en el tema de la generación, la transmisión y la distribución eléctrica… Por otra parte, las utilidades eléctricas solo están normadas en el tema de la distribución, que es un 10 %, pero en el tema generación, aumenta a más del 100 %, lo que resulta en que cada kw hora que a ellos les sale 48 pesos, al cliente final se le vende a 110”.

Desde el Ministerio de Energía señalaron que éste es un tema que actualmente está en discusión en el Congreso y ese será el escenario donde se abordará.

El Mostrador

Chile

Costos marginales del SING fueron de US$86,30 en 2012, lo que representa una baja de 10% respecto al año 2011.

Martes 22 de Enero de 2013.- Un incremento de 5,3% registró la demanda bruta media del Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) durante 2012 al compararse con el año anterior, totalizando 1.905,9 MW, según las cifras dadas a conocer ayer por el CDEC-SING.

De acuerdo al tipo de combustible, la demanda bruta alcanzada durante 2012 fue de: 82% de carbón, mientras que en el 2011 fue 69%, lo que implica un aumento de 26%. Más atrás se ubicó el gas natural, que representó el 14%, mientras que en el 2011 fue de 26% (lo que significa una disminución 44%.

El diésel, en tanto, alcanzó un 3% de la demanda bruta, lo que se compara con el 4% que marcó este combustible en 2011, lo que implica una disminución de 25%. El 1% restante corresponde a cogeneración e hidroelectricidad.

La generación bruta del año 2012 fue de 16.755,66 GWh, lo que significa una variación de 5,3% respecto al año 2011, donde fue de 15.889,18 GWh.

Del total de la energía generada en el año 2012, un 89% fue consumido por clientes libres y un 11% por clientes regulados.

COSTOS
El precio promedio de los costos marginales del SING durante el año 2012 fue de US$86,30, lo que representa una disminución de 10% respecto al año 2011, cuando el valor promedio fue de US$95,87.

El CDEC-SING es el organismo encargado de coordinar la operación de las instalaciones eléctricas que operan interconectadas entre sí en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING).

El SING se extiende entre Arica y Parinacota, Tarapacá y Antofagasta, Decimoquinta, Primera y Segunda regiones de Chile, respectivamente, cubre una superficie de 185.142 kilómetros cuadrados, equivalente a 24,5% del territorio continental.

Aproximadamente, el 90% de los consumidores del SING corresponden a grandes consumidores mineros e industriales, mientras que el resto del consumo, está  concentrado en las empresas de distribución que abastecen a los clientes regulados, que representan aproximadamente el 6,1% del total de población nacional.

Pulso

Chile

La minera anglo-australiana decidió, hace algunas semanas, retomar los estudios de la ampliación de la mina, lo que permitirá ampliar su vida útil en veinte años más. El proyecto había sido paralizado en 2012, debido a un cambio en la política de inversión.

Martes 22 de Enero de 2013.- La máxima en la industria minera actualmente es una sola: invertir para mantener los niveles de producción.

Así es como BHP Billiton decidió, hace algunas semanas, retomar los estudios de la ampliación de la mina Spence, que contempla la explotación de mineral sulfurado ubicado debajo de la capa de óxidos.

Esto permitirá ampliar la vida útil de Spence en veinte años más.

El proyecto de la minera anglo-australiana había sido paralizado en 2012, debido a un cambio en la política de inversión de BHP, que decidió privilegiar las iniciativas de mayor tamaño, como la fase V de Escondida.

Si bien no hay monto informado oficialmente por la compañía para el desarrollo de esta iniciativa de ampliación, se estima que dada la magnitud del proyecto y los costos actuales de producción, estos no bajarían de los US$ 3.000 millones.

Para los expertos, no debería haber restricciones de capital para este tipo de proyectos mineros, porque ofrecen una certeza de retorno que pocas industrias pueden entregar.

Tendencia

Si bien la cartera de proyectos en la minería es amplia, hay muchas iniciativas que están siendo frenadas por el alza en los costos, principalmente de energía, y también por la poca disponibilidad de agua.

Pero no es todo. A mediados del año pasado, el sector comenzó a poner el freno en el acelerador.

Bajo esta lógica, la cartera de US$ 100.000 millones anunciada por el gobierno en nuevas inversiones en el sector ha bajado fuertemente. Esto, tanto sobre si efectivamente se concretará por todo ese monto como por el timing de ejecución.

Sobre lo primero es más bien al revés: los proyectos anunciados se siguen encareciendo, engrosando aún más el budget consolidado.

Pero sobre el timing hay más dudas. Según expertos, la posibilidad de que se concrete la cartera de proyectos en su totalidad es baja.

El último anuncio de paralización del proyecto Antucoya, por parte de Antofagasta Minerals, vino a sumarse a ya una decena de iniciativas en stand by, entre las que se cuentan El Morro, Relincho, Cerro Casale, la ampliación de Salvador, Santo Domingo y varias otras.

El Consejo Minero encargó a McKinsey la elaboración de un estudio comparativo para analizar los diversos factores que inciden en la competitividad (enfocado en factores productivos) de los países mineros y sus diferencias con Chile. Se esperaba un resultado adverso, pero no tanto como realmente lo refleja el análisis privado.

La conclusión principal es que proyectando un precio del cobre de US$2,75 (muy cercano al precio de largo plazo, según las estimaciones que más toma en cuenta la gran minería), un tercio de la cartera de proyectos no es rentable.

La australiana

Una de las señales de cautela en la industria la dio el año pasado BHP Billiton, que informó que sus proyectos que ya estaban en curso iban a seguir, pero que los que venían más atrás reducirían su ritmo.

Precisamente, dos de esas iniciativas que venían en estados de avance más retrasado se ubican en Chile: las expansiones de Spence y Cerro Colorado. Los dos, pertenecientes a su unidad Pampa Norte, mantenían en análisis posibles proyectos de procesamiento de mineral hipógeno con amplio potencial de producción, aunque con baja ley.

De hecho, la ampliación de Spence, se paralizó en septiembre de 2012 por falta de caja de BHP Billiton.

No obstante, a comienzos del presente mes de enero, la compañía dio el vamos oficial al proyecto. Incluso, se estima que debiera comenzar el movimiento a mediados de este año.

Pulso

Chile

Proyecto de Central de pasada Perquilauquén alcanza los US$ 48 millones y agregaría 17 MW de potencia al SIC.

Martes 22 de Enero de 2013.- Más de US$72 millones y una capacidad instalada de 26,7 MW contemplan dos proyectos ERNC ingresados en los últimos días a evaluación ambiental. Uno es la central hidroeléctrica de pasada Perquilauquén, que se ubicará en el límite de la Región del Maule y del Biobío, el otro es una planta solar fotovoltaica que se localizaría en las cercanías de Diego de Almagro, Región de Atacama.

El proyecto más significativo es la central de pasada Perquilauquén. Con una inversión de US$48 millones la iniciativa alcanzará una potencia de 17 MW y una generación promedio anual de aproximadamente 68,4 GWh que se inyectarán al SIC aprovechando el afluente del rio del mismo nombre que separa la Región del Biobío con la del Maule. El inicio de las obras está estipulado para el segundo semestre de este año, aunque supeditado a la obtención de la resolución de impacto ambiental, y su construcción duraría unos 25 meses.

Por otra parte, en la Tercera Región fue ingresado a tramitación ambiental el Parque Solar Fotovoltaico Das de la empresa Solarpack. La inversión de US$24,75 millones considera la instalación de 32.984 paneles solares de 295 Watts de potencia cada uno, sumando una potencia instalada de 9,7 MW que se inyectarán en el extremo norte del SIC. Se localizará a 1,5 kilómetros del área urbana de la comuna de Diego de Almagro. La planta generadora comenzaría a construirse a principios del segundo semestre de este año, dependiendo de la obtención de la aprobación ambiental.

Estrategia

Chile

La estatal entregó un total de 229 resoluciones de calificación ambiental para que sean monitoreadas.

Martes 22 de Enero de 2013.- La Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) ingresó a la nueva Superintendencia de Medio Ambiente (SMA) las resoluciones de calificación ambiental de la totalidad de los proyectos aprobados a la fecha por el Servicio de Evaluación e Impacto Ambiental (SEIA).

Estrategia

Chile

En el mundo de la transmisión los grandes desafíos del año 2013 dicen relación con la ejecución de las obras recientemente licitadas para el sistema troncal y la futura licitación para la interconexión del SING-SIC

Martes 22 de Enero de 2013.- Rodrigo Castillo, director ejecutivo de Empresas Eléctricas A.G., conversó con ESTRATEGIA sobre los principales desafíos que deberá afrontar el sector eléctrico durante 2013. El representante gremial adelanta algunas de las variables que tomarán protagonismo en materia energética.

—¿Cuáles son las preocupaciones del sector hoy en día?
—Desafortunadamente la oferta de energía no ha ido aumentando en la medida de las necesidades del país, lo cual evidentemente hace que tengamos un temor justificado respecto del destino de las distintas licitaciones de compra de energía que, en nuestra calidad de distribuidores, debemos efectuar.

—¿Y los resquemores?
—Tememos que el costo de la energía, tanto para nuestros clientes regulados como para los clientes libres, se mantenga en valores que están por sobre los que esperaríamos para nuestro país. La falta de oferta de nuevas unidades de generación, sumado a las restricciones de transmisión son dos elementos preocupantes.

—¿Qué pueden esperar los llamados “clientes libres” para este año?
—El costo de la energía en términos marginales, que es el precio que observan una gran cantidad de clientes industriales, es muy alto, producto de la ausencia de nuevas unidades eficientes en el sistema y del nivel de dependencia de condiciones hidrológicas. Si volviéramos a tener un año seco probablemente  los costos marginales, que incluyen directamente los costos que pagan los clientes industriales, se mantendrán altos.

—¿A qué materias debiera ponerse especial atención en este ejercicio?
—Somos optimistas sobre una rápida aprobación de proyectos de ley como el  de Concesiones y Servidumbres y Carretera Eléctrica. Creemos que en 2013 vamos a ver una mayor presencia de ERNC en el sistema y, al mismo tiempo, existe una apuesta  importante para introducir mayores cantidades de Gas Natural. 

Estrategia

Chile

Al interior de la compañía descartan nuevos despidos masivos en otras divisiones.

Martes 22 de Enero de 2013.- ?Finalmente se concretó la anunciada reestructuración de la estatal. Cerca de 100 trabajadores de Codelco fueron despedidos en los últimos días. Desde el segundo semestre de 2012 que el directorio estaba evaluando reducir los costos de la firma, los que se han disparado en los últimos años. Dentro de las acciones más importantes, estaba reestructurar la Casa Matriz, que fue de donde realizaron este despido masivo. En total, se desvinculó a una sexta parte del personal de este edificio, donde además se incluyen altos ejecutivos.

?Precedentes?

Esta medida se suma a la anunciada hace poco en Chuquicamata, división que verá salir a 2.150 trabajadores en un plazo de cuatro años, pues la vida útil del rajo abierto está acabando, y la productividad ha caído considerablemente. En todo caso, señalan cercanos a la operación, “no se esperan más cambios de este tipo en otras divisiones”.

Altas fuentes ligadas al directorio de la estatal señalaron a Diario Financiero que “no es primera vez que se hace esto en Casa Matriz. Ya en la primera mitad de los 90’ –post caso Dávila-, se hizo una reestructuración igual o más potente”. Por otro lado, como referencia más cercana, a principios de 2010, con Diego Hernández a la cabeza, se efectuó un plan de egreso de personal de este edificio, donde se tuvieron que ir varios altos ejecutivos.

?
Cambios en la industria?

Similar a lo que se hizo recientemente en la reestructuración de Collahuasi, donde se fusionaron vicepresidencias, y se eliminaron cargos, es lo que pretendería implantar el directorio de la estatal. Una fuente ligada al directorio comentó que “se tiene un cierto número de gerencias o vice presidencias y eso puede reducirse en tamaño y concentrarse más. No es que desaparezcan completamente ciertas funciones, sino que se complementarán con otras. Es una estructura más pequeña y más plana en cuanto a los niveles de decisión”.

Ante algunas voces provenientes del mundo sindical de Codelco, que indicaron que con estas acciones se estaría “dando pasos concretos para privatizar a la estatal”, altos ejecutivos de la cuprera respondieron que esas afirmaciones “no se acercan en lo más mínimo a lo real, porque justamente ésta es una política que va en beneficio de usar de manera más eficiente los recursos de todos los chilenos y de mejorar la performance en costos, que han ido en escalada”. Por otro lado, allegados al directorio dijeron que “la FTC siempre ha manifestado que el hilo se corta por lo más delgado en las divisiones y en la Casa Matriz no se toca, aquí justamente estamos haciendo lo contrario”.

DF

Perú

Su objetivo es exportar a China, dado que este es el mayor comprador mundial de cobre.

Martes 22 de Enero de 2013.- Con la meta de producir hasta 865,600 toneladas de concentrados de cobre a partir del 2015, Chinalco Mining confirmó que en el tercer trimestre del presente año iniciará las operaciones de su proyecto Toromocho en el distrito de Morococha (Yauli, Junín).

Su objetivo es exportar a China, dado que este es el mayor comprador mundial de cobre. Y para ello ha suscrito convenios anticipados con cuatro empresas que absorberán el 60% de su producción de concentrados.

Consorcio Minero S.A comprará el 25% de la producción mientras, Hongfan International Limited obtendrá el 10%, Tongling Nonferrous Metals Groupel15% y una subsidiaria de Louis Dreyfus Commodities tendrá 10%.  Todas ellas han firmado sendos contratos con una vigencia de cinco años.

El proyecto reservas estimadas en 7.3 millones de toneladas de cobre, 290 mil de molibdeno y 10,500 de plata, informó RPP.

RPP

Perú

Martes 22 de Enero de 2013.- Tras importantes procesos de trabajo y diálogo transparente y sostenido entre el Ejecutivo, el Gobierno Regional de Cusco, la Municipalidad Provincial de Espinar,municipalidades distritales, empresa y  la sociedad civil; la mesa de diálogo en Espinar continuará sus esfuerzos por un lapso de 40 días con la finalidad de culminar responsable y satisfactoriamente con una serie de procesos que se encuentran en marcha.

“Este anuncio se oficializará en los próximos días a través de una resolución ministerial publicada en El Peruano, lo cual significa que los tres subgrupos continúan trabajando en procesos importantes para los pobladores de Espinar, como la negociación del convenio marco que tendrá su próxima jornada de coordinación este jueves 24 de enero", indicó el ministro del Ambiente, Mahuel Pulgar Vidal.

Asimismo, informó que se prevé una reunión informativa de los avances y resultados de laMesa de Diálogo para este 29 de enero en  la provincia cusqueña de Espinar.

Con respecto a los avances de esta Mesa de Diálogo se destacó que se viene culminando la evaluación de la situación ambiental y sanitaria de Espinar, el proceso de negociación del nuevo convenio marco a fin que sea satisfactorio para las partes; laelaboración de un Plan de inversiones y un Plan de Desarrollo Integral que incluya todos los proyectos destinados a esta provincia.

También se promoverá la recuperación  de áreas impactadas, además de mejorar la relación del pueblo de Espinar con la actividad minera bajo un clima de paz social entre la comunidad,  la empresa y el Estado.

En esta etapa final de la Mesa de Diálogo se concluirá con el monitoreo biológico (análisis de orina) a través de la toma de 500 muestras en pobladores; así como con la negociación del convenio marco entre la Municipalidad Provincial de Espinar y  Xstrata Tintayaque se basa en el respeto de los derechos humanos y en el cumplimiento de los compromisos ambientales, cuya vigilancia estará a cargo de un Comité de Seguimiento de los Ministerios de Ambiente y de Energía y Minas, de esta manera el Estado garantizará los derechos de los pobladores de la provincia.

La República

Bolivia

El proceso ya está en fase semi-industrial. Hasta el 2016 se proyecta producción a gran escala

Martes 22 de Enero de 2013.- La producción industrial de cloruro de potasio (KCl) avizora un gran futuro para Bolivia, por ser el segundo país con las más altas reservas en el mundo, con mercados internacionales de amplia demanda y con inversión netamente nacional.

El titular de la Gerencia Nacional de Recursos Evaporíticos (GNRE) de la estatal Comibol, Luis Alberto Echazú, explicó al periódico Opinión que el cloruro de potasio, tiene una variedad de aplicaciones en varios sectores y como fertilizante tiene importante demanda en todo el mundo, que lo perfila como un producto transformado e industrial, con grandes perspectivas de comercialización e ingresos para Bolivia.

Según los estudios de la GNRE, se estableció que el Salar de Uyuni posee una reserva de 2.000 millones de toneladas de potasio que representan más de 3.700 millones de toneladas de cloruro de potasio, constituyéndose en el segundo, después de Canadá, con mayores reservas en el mundo.

La fase I de la instalación de la planta piloto está concluida con la inauguración del 9 de agosto de 2012 y ahora se encara el proceso industrial que espera arrancar en 2016. Se ha contratado la ingeniería a diseño final de la planta industrial de KCl, la que está proyectada para una capacidad de producción de 700 mil toneladas año.

“Por ahora se está trabajando en implementar todos los servicios básicos necesarios para atender la futura demanda del campamento, además de todas vías de acceso y de carga”, afirmó Echazú.

Según GNRE, el KCl es un fertilizante de gran demanda en todo el mundo. Además se dijo que inicialmente se garantiza los mercados internos y luego de Brasil y Venezuela.

En los próximos meses de este año, una vez se firmen los primeros contratos de venta, comenzará la exportación.

Echazú explicó que el KCl es un fertilizante básico, porque el potasio es uno de los tres elementos básicos para el crecimiento de las plantas, con el fósforo y el nitrógeno. “Cada uno de éstos tiene usos exclusivos para determinados productos en la agricultura”.

“Este fertilizante tiene un crecimiento en la demanda muy grande por los problemas de producción en el mundo, porque cada vez hay menos tierras disponibles y más desastres naturales”, afirmó.

Tiene una perspectiva de mercado muy grande, pues actualmente tiene una demanda en el mercado de entre 30 y 40 millones de toneladas al mes.
APLICACIÓN El cloruro de potasio se produce en una variada ‘granulometría’ según sea su uso final, ya sea como fertilizante o de aplicación industrial. En las que se destacan usos como floculante en pozos petrolíferos, mezclas ignífugas en matafuegos o complemento dietario en las sales de bajo contenido de sodio para consumo humano.

De acuerdo a la información de las estatal GNRE, las aplicaciones más usuales KCl son: fabricación de fertilizantes, reactivo químico que es utilizado en manufactura de hidróxido de potasio y potasio metálico.

Además en la medicina, en casos de diarrea, vómitos y en el postquirúrgico del aparto digestivo. Asimismo aplicaciones científicas, industria de cerámicas, procesamiento de alimentos y en algunos países se utiliza en ejecuciones judiciales a través de inyección letal.

Según el director de evaporíticos, Luis Alberto Echazú, muchos son los países que importan cloruro de potasio, especialmente aquellos que tienen gran demanda por el desarrollo de su agricultura con producciones a escala industrial.

Además otro de los factores para el crecimiento de la demanda de este producto es la producción del bio-diesel.

Entre los países con mayor demanda de cloruro de potasio están Estados Unidos por un valor de 4.002 millones de dólares anuales, luego Brasil con 3.828 millones de dólares, tercero China con 2.831 millones de dólares, India con 2.480 millones de dólares y malasia con una demanda de 917 millones de dólares.

En tanto que los países con mayor demanda de fertilizantes son China, Estados Unidos, India y Brasil para su producción agrícola.

China, mayor productor de arroz y trigo, es el cuarto que genera el potasio y tiene problemas significativos de las tierras cultivables y el agua cubre sólo la cuarta parte de sus necesidades con su producción de potasio.

EEUU (líder de producción de maíz, soya, trigo), Brasil (soja, maíz, caña de azúcar), importan el 90 por ciento de potasio que consumen.


Proyecto con recursos propios

La estrategia nacional para la industrialización de los recursos evaporíticos está basada en la soberanía y con recursos propios, sin intervención de inversiones extranjeras.

Según la GNRE, la producción de carbonato de litio y cloruro de de potasio no está abierta a la participación de las empresas transnacionales.

Echazú aclaró que esta cadena productiva será administrada y operada por el Estado a través de la Gerencia Nacional de Recursos Evaporíticos.

“Mediante la industrialización de los recursos evaporíticos, a través de una iniciativa 100 por ciento estatal. El objetivo es que Bolivia ingrese en el mercado mundial del litio, cloruro de potasio y sus derivados en condiciones competitivas”, afirmó.

El plan de industrialización de los recursos evaporíticos tiene tres fases tanto en el carbonato de litio y cloruro de potasio.

Una primera fase está destinada a la producción piloto de carbonato de litio y cloruro de potasio, que prácticamente se han concluido en 2012 con una inversión de 19 millones de dólares.

Una segunda fase de implementación que está determinada por la producción industrial masiva para el 2016 con una inversión de 485 millones de dólares.

Una tercera fase, en la que está prevista la fabricación de materiales de cátodo, electrolitos y baterías de ión litio en 2014.

Estas tres fases estarán financiadas por el 100 por ciento del Estado boliviano. Sólo en la tercera fase Bolivia abre la asociación con una empresa transnacional para la transferencia de tecnología. En esta etapa se prevé una inversión de 400 millones de dólares.

El titular de la GNRE de la Comibol dijo que la planta piloto de potasio está en periodo de producción de prueba con 200 toneladas por mes.

Opinion.com.bo

Bolivia

La segunda fase es la producción de estas plantas a nivel industrial, y la tercera etapa se refiere a la producción derivados de litio con valor agregado y baterías.

Martes 22 de Enero de 2013.- La Gerencia Nacional de Recursos Evaporíticos informó que se concluyó con la fase piloto. En la primera etapa se tuvo el desafío de producir cloruro de potasio y carbonato de litio a baja escala con tecnología boliviana.

El principal ejecutivo de la Gerencia Nacional de Recursos Evaporíticos, Alberto Echazú, informó a Cambio que se concluyó la primera fase para industrializar el litio en el salar de Uyuni, Potosí.

En octubre de 2010, el Gobierno presentó la estrategia para industrializar el litio, que consiste en tres fases; la primera se refiere a la construcción de la planta piloto de carbonato de litio y la planta semi-industrial de cloruro de potasio

La segunda fase es la producción de estas plantas a nivel industrial, y la tercera etapa se refiere a la producción derivados de litio con valor agregado y baterías.

“Hemos terminado el diseños, construcción, montaje y puesta en marcha de las plantas de cloruro de potasio y carbonato de litio, ambas están funcionado en etapa de prueba”, señaló Echazú.

Las plantas piloto tendrán la capacidad de producir 40 toneladas métricas (TM) de carbonato de litio por mes y 1.000  TM de cloruro de potasio también de manera mensual.

En cuanto a la ejecución de presupuesto, indicó que en la fase piloto se gastó una totalidad de 19 millones de dólares.

También se hizo un convenio para el montaje de las plantas piloto con el consorcio Kores-Posco para producir cátodos de litio en la Palca.

El Ministerio de Planificación del Desarrollo firmó un convenio con la empresa china Citic Guoan Group para trabajos de exploración del yacimiento de Coipasa.

Respecto a la fase dos, que implica la producción de las plantas pero a nivel industrial, se inició con la construcción de las piscinas de salmuera, la instalación de los geotextiles impermeabilizantes y la compra de maquinaria y equipo para reforzar los laboratorios.

Para 2013, la Gerencia de Evaporíticos continuará con la construcción de diques, geología de exploración para bombear la salmuera a las piscinas, y se priorizará la instalación de servicios básicos, como el tendido de electricidad, que demandará 40 megavatios a fin de dar solidez al proyecto.


- El Gobierno presentó el plan para industrializar el salar de Uyuni que consta de tres fases.

- La primera se refiere a la producción de cloruro de potasio y carbonato de litio a nivel experimental.

- La Comibol invirtió 19 millones de dólares para ejecutar y instalar dos plantas piloto.

- De acuerdo con estudios de la Comibol, el salar de Uyuni, en el departamento de Potosí, tiene una reserva de 100 millones de toneladas métricas de litio y dos millones de toneladas de potasio.

Hidrocarburosbolivia.com

Ecuador

Martes 22 de Enero de 2013.- Los aerogeneradores uno y cinco del parque eólico eólico Villonaco ya generan energía eólico, mientras que el resto de las turbinas eólicas de Goldwind están en pruebas prefuncionales.

Enith Carrión, subgerente del proyecto eólico Villonaco, dijo que técnicos de la empresa china Goldwind Global realizan las pruebas prefuncionales para que todos los aerogeneradores entren a operar. Por ahora destacó los 1,5 megavatios de energía que generan cada una de las turbinas eólicas que están funcionando.

Carrión agregó que la empresa china no quiere correr riesgos y cumple con la calibración de cada torre de acuerdo a las condiciones que ofrece el viento. Dijo que el sistema de este proyecto requiere de precisión y de comisionamiento (calibración) acorde con la velocidad del aire. No obstante, insistió en que la empresa ha ofrecido concluir estas pruebas en febrero.

La funcionaria anunció que esta semana entrarán a operar los aerogeneradores tres y cuatro junto al Centro de Interpretación, en donde organizarán charlas dirigidas a estudiantes y público en general para que conozcan los beneficios de la energía eólica.

Carrión expresó que paralelamente trabajan en la rehabilitación de los accesos al proyecto. Además, indicó que la subestación de energía, denominada Villonaco y con la cual el parque se unió al sistema nacional interconectado, ya cuenta con iluminación.

Cuando estén funcionando a plenitud los once generadores, este proyecto sustituirá la generación térmica, que consume 4,5 millones de galones de diesel al año, con un ahorro para el Estado de 13 millones de dólares anuales.

Los equipos instalados por la compañía china Xinjian Goldwind Science and Technology, permitirán disminuir la emisión contaminante a la atmósfera de 35.270 toneladas de gases de efecto invernadero por año y cubrirán el 23,4% de la demanda del área de servicio de la Empresa Eléctrica Regional Sur, que abarca las provincias de Loja y Zamora Chinchipe.

Evwind.com

Argentina

Martes 22 de Enero de 2013.- “Petrobras tiene la concesión de áreas con alto potencial en yacimientos no convencionales, la esperanza prometida de una etapa fundacional en materia de hidrocarburos. En el gobierno de Sapag sostienen que la empresa petrolera está en retirada para concentrar sus energías en Brasil. Bajo ese supuesto, empezaron a intervenir con medidas como la reversión del área Veta Escondida, resuelta el año pasado. Este caso llegó a la Corte Suprema de Justicia de la Nación, que suspendió transitoriamente la resolución del gobierno. Funcionarios neuquinos confían en un fallo definitivo a favor de la Provincia”, anticipa el diario Río Negro, de General Roca, en su panorama de la actualidad de la vecina Neuquén.
La pulseada de la Provincia con la compañía Petrobras está en pañales. Las decisiones más importantes aún no se adoptaron y se esperan definiciones que deben ser discutidas a partir de esta semana con el gobernador Jorge Sapag, que regresa de sus vacaciones.

El derrame de agua con desperdicios de la industria petrolera sobre el río Colorado ocurrido el domingo anterior en Puesto Hernández fue difundido dos días después por el Estado.

El episodio aceleró los pasos de una estrategia que tiene como objetivo final –inconfesable por el momento– recuperar áreas que controla la empresa brasileña para que Gas y Petróleo (G&P), la compañía fundada por la Provincia para operar en el mercado, gestione nuevos negocios. “Siempre la opción es G&P para buscar socios en áreas propias o recuperadas”, reconoció una fuente oficial.

Petrobras tiene la concesión de áreas con alto potencial en yacimientos no convencionales, la esperanza prometida de una etapa fundacional en materia de hidrocarburos. En el gobierno de Sapag sostienen que la empresa petrolera está en retirada para concentrar sus energías en Brasil. Bajo ese supuesto, empezaron a intervenir con medidas como la reversión del área Veta Escondida, resuelta el año pasado. Este caso llegó a la Corte Suprema de Justicia de la Nación, que suspendió transitoriamente la resolución del gobierno. Funcionarios neuquinos confían en un fallo definitivo a favor de la Provincia.

Petrobras operando en El Mangrullo, Puesto Hernández, Río Neuquén, Parva Negra, Sierra Chata y Aguada de la Arena. En kilómetros cuadrados de campos petroleros ocupa el segundo o tercer lugar en la Cuenca Neuquina pero la relación entre inversiones y superficie es de las más bajas, afirmaron en la cartera de Energía que dirige Guillermo Coco.

En el gobierno miden cada dólar que la compañía deja de poner en la provincia. El jueves (17/01) un gerente de la empresa estuvo reunido en la ciudad de Neuquén con funcionarios del área de Hidrocarburos. La cita se produjo después de que Ricardo Esquivel, subsecretario de Ambiente y Desarrollo Sustentable, calificara de “gravísimo” el incidente ambiental ocurrido en Puesto Hernández y de rumores, luego desmentidos, sobre posibles nuevas reversiones de áreas.

“Nos están tirando una bomba nuclear”, dejaron trascender desde Petrobras para defenderse de la amenaza que se divulgó bajo el anonimato de una información sin fuente. Luego la empresa formalizó una declaración por escrito en la que informó que cumple con las inversiones y con las regulaciones ambientales.

Mientras se desarrolló la instancia de negociación con Petrobras, el ministro Coco atendió a periodistas para transmitir que Neuquén no seguirá el mismo camino que con Veta Escondida, al menos por ahora. Pero al mismo tiempo empezó a divulgar datos sobre desinversión de la compañía. El documento oficial indica que la petrolera incumplió con US$ 41,9 millones del total comprometido para el 2012 y subejecutó US$ 60,6 millones este año. Según el informe de la Provincia, la empresa tomó estas decisiones por considerar antieconómicas las inversiones en yacimientos de gas.

La estrategia del gobierno para avanzar sobre Petrobras pivotea alrededor del episodio de contaminación y va acompañada de enérgicas declaraciones a favor del medioambiente y de advertencias a las empresas sobre las consecuencias de políticas negligentes en la materia. Es también una forma de posicionarse frente a la polémica que abrió el uso de las nuevas técnicas extractivas, que ya tiene más de 200 perforaciones en la Cuenca Neuquina.

Tres o cuatro hechos de contaminación se producen por semana provocados por la industria petrolera, reconocieron fuentes oficiales. En la anterior se registraron ocho casos, desde pequeños episodios hasta otros de mayor impacto, como el ocurrido en Puesto Hernández con Petrobras como responsable. Lo curioso de la secuencia de declaraciones oficiales es que el gobierno enfiló sólo los cañones a esta empresa, con participación minoritaria en el yacimiento, y no dijo nada de YPF, que es socia principal.

Sapag regresó al país este fin de semana de sus vacaciones en el exterior pero reaparecerá en actividades oficiales recién mañana, en el aniversario de Villa Pehuenia. El caso Petrobras será uno de los principales temas a resolver porque, además, cualquier movimiento que realice incidirá en la relación con el gobierno nacional.

Cuando avanzó sobre Veta Escondida, el gobernador tuvo problemas con Nación. Los argumentos para quitarle el área en aquel momento fueron similares a los actuales: falta de inversiones. Pero la medida generó fricción con Brasil y hasta intervino en una fallida mediación el ministro de Planificación Julio de Vido. Ahora puede suceder lo mismo, aunque en el gobierno defienden la autonomía provincial para actuar en materia de política hidrocarburífera.

“Es el recurso de los neuquinos. El país necesita gas, luz, combustibles. Es comprensible que una empresa no quiera invertir en gas, pero deben devolver el área”, dijo la fuente oficial al relativizar el impacto en Nación de esta etapa tensa que transitan la Provincia y Petrobras.

El otro tema en agenda que espera a Sapag en el regreso es el conflicto con los docentes. Esta semana se realizó una nueva ronda de negociaciones pero no hubo acuerdo entre los representantes del gobierno y la dirigencia de ATEN. Todo parece indicar que los alumnos tendrán otro alterado inicio de ciclo lectivo. 

Elvecinalistaweb.com.ar

Chile

Suelo Solar entrevista a D.ª Marta Alonso Pelegrín, Gerente General de Enertis Solar Chile, en relación a la situación actual de la fotovoltaica venta a red.

Martes 22 de Enero de 2013.- Agradecerte tu presencia en esta entrevista que tiene como objetivo resolver algunas de las dudas que nuestros lectores nos han transmitido en estos dias en relación a situación de la energía solar fotovoltaica de venta a red en Chile.

Para quienes no te conozcan decir que D.ª Marta Alonso, es la gerente General de Enertis Solar en Chile,  firma independiente especializada en la prestación de servicios de consultoría, asesoría técnica e ingeniería.

Cuenta con un magnifico curriculum. Es Máster en Gestión y Dirección de Empresas de Energías Renovables, Diplomada en Asuntos Europeos y RRII, Diplomada en Gestión Comercial y Marketing.

Con anterioridad a su actual trabajo en Enertis Solar, ha desarrollado sus servicios profesionales en GRUPO ENERTHI, como Directora General. Asimismo ha sido Directora General de UNIÓN FENOSA ENERGÍAS RENOVABLES CHILE, S.A. En el GRUPO ACCIONA, ha desempeñado funciones de Coordinación y Técnico de Desarrollo de Negocio, Técnico Gestión Asesoría Jurídica.

Asimismo ha desarrollado funciones como Coordinadora Ejecutiva  en la Fundación Ecomar dependiente del Ministerio de Medio Ambiente.

Bien,... Marta, felicitaciones por tan amplia carrera profesional... Si te parece bien damos comienzo con la entrevista.

P.- ¿Con qué seguridad jurídica cuentan los inversores en fotovoltaica en Chile?

R.- Muchas gracias Carlos por tu amable presentación y por invitarme a participar en esta entrevista. Comentarte que cualquier inversor, independientemente del sector de actividad económica al que pertenezca, deben saber que Chile es la economía emergente mejor evaluada de la región latinoamericana y una de las más reconocidas a nivel mundial.

En 2010 Chile fue la primera nación sudamericana incorporada como miembro de pleno derecho de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (OCDE), lo cual confirma su seguridad institucional y jurídica.

P.- ¿Qué trámites administrativos han de seguir los productores fotovoltaicos para venta a red para instalaciones de hasta 3MW y de potencia superior?.

R.- En Chile no existe un esquema tipo de tramitación administrativa para la venta de energía a red de un proyecto fotovoltaico ni de ninguna otra tecnología de generación, independientemente de la magnitud del mismo. Un proyecto de 3 MW deberá garantizar su interconexión al sistema mediante la identificación y posterior evaluación de las capacidades de transmisión de la infraestructura cercana.

P.- ¿Qué objetivos se ha marcado el Gobierno chileno en energía fotovoltaica?.

R.- La ley 20.257 de fomento a las Energías Renovables No Convencionales establece una meta de un 10% de ERNC al año 2024, pero el Gobierno actual considera que este objetivo es insuficiente. Por ello, se trabaja en el perfeccionamiento de la legislación actual para avanzar en el diseño e implementación de mecanismos de promoción alternativos.

Con las medidas definidas en el “Programa de Política Estrategia Energética” del presente Gobierno se busca duplicar en la próxima década la participación de las ERNC en la matriz energética.

- ¿Es cierto que Chile cuenta con un grave problema en los vertidos a red ya que las líneas no soportan la potencia fotovoltaica de los cerca de 3000 proyectos que se encuentran pendientes de aprobación en Medioambiente? ¿La carretera eléctrica solucionará este problema? ¿Para cuándo?.

R.- Una de las principales dificultades que existen en Chile para la interconexión de proyectos de generación en general, y especialmente para aquellos de tecnología renovable como la solar fotovoltaica, es la escasa capacidad que existe en las redes de interconexión.

La carretera eléctrica puede resolver el problema aunque de momento es una idea, un concepto que es necesario definir para poder implementar.

Se entiende como carretera eléctrica una franja en la que se puedan construir instalaciones eléctricas con objeto de solucionar necesidades de transmisión en el eje troncal.

Si los requerimientos técnicos se diseñan con una visión de largo plazo permitirán sistemas de Alta Tensión o incluso de transmisión en corriente continua, baratos, eficientes y con pocas pérdidas, permitiendo la conexión a proyectos fotovoltaicos cuya viabilidad pasa por el acceso a las redes de interconexión.

Pero lo importante es definir el trazado de la franja y las instalaciones asociadas a la misma, teniendo en cuenta que una carretera definida por el Estado, que se hace cargo de los permisos ambientales y de los terrenos facilita de forma significativa la construcción.

El pasado 2 de enero la Comisión de Energía y Minería del Senado aprobó despachar el texto de esta ley al Parlamento cuyo debate comenzará en los próximos días, y también recientemente, la Comisión Nacional de Energía ha emitido la Resolución que dará inicio a la expansión del Sistema Troncal, destacando como hecho relevante la inclusión de la interconexión de los dos grandes sistemas eléctricos del país, el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) y el Sistema Interconectado Central (SIC).

P.- ¿Qué proyectos de energía fotovoltaica se encuentran a día de hoy en ejecución en Chile?

R.- A diciembre de 2012 en tecnología fotovoltaica en Chile, existen 2,4 MW en operación, 2,5 en construcción, 3.107 con RCA (Resolución de Calificación Ambiental) aprobada pero sin construir y 908 en proceso de análisis para su calificación.

P.- ¿Cuál es el precio medio de instalación por kW en venta a red fotovoltaica incluyendo el precio de materiales?.

R.- A pesar de las tremendas expectativas que representa Chile como mercado para la generación fotovoltaica, no es posible establecer este parámetro mientras no evolucione la ejecución y próxima entrada en operación de los proyectos que actualmente se encuentran en fase de maduración más avanzada.

P.- ¿Qué le dirías al inversor extranjero para que dirija su interés a la fotovoltaica en Chile? ¿Cuál sería el argumento de venta?.

R.- Chile vive un momento crucial en su historia, enfrentándose a un enorme desafío de generación eléctrica para alcanzar el desarrollo en las próximas décadas. El crecimiento económico debe ir acompañado de un aumento en la demanda de energía eléctrica, y en consecuencia el desafío hoy y en las próximas décadas es contar con recursos energéticos suficientes y competitivos para apoyar este impulso económico. Para el año 2020 se proyectan en nuestro país tasas de crecimiento del consumo eléctrico en torno al 6% o 7%, lo que significa cerca de 100 mil GWh de demanda total de energía eléctrica hasta ese año, lo que requerirá aumentar la oferta, sólo en dicho período, en más de 8.000 MW en nuevos proyectos de generación. La tarea es gigantesca considerando además que Chile es un país predominantemente importador de recursos energéticos, y en los últimos años particularmente dependiente de los combustibles fósiles, cuyos altos precios han contribuido al incremento de los costes marginales de generación de energía, y consecuentemente al precio de la electricidad.

P- ¿Durante cuánto tiempo se va a mantener el precio de pool actual?

R.- La previsión es de mantenimiento de precios o incluso aumento de los mismos, debido a que no existe un horizonte de suficiente incorporación de generación al sistema como para alcanzar el balance esperado.

P.- ¿Por qué el precio de Pool es diferente en cada región de Chile, y en cada subestación?

R.- En Chile existen cuatro sistemas interconectados, todos ellos islas entre sí: SING (Sistema Interconectado del Norte Grande), SIC (Sistema Interconectado Central), AYSEN y MAGALLANES. El país cuenta hoy con una capacidad instalada total de 16.970 MW, de la cual un 73,6% corresponde al Sistema Interconectado Central (SIC), un 25,6% al Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) y un 0,8% a los sistemas de Aysén y Magallanes. La demanda máxima durante el año pasado alcanzó 6.881 MW en el SIC, en tanto que en el SING fue de 2.162 MW. El mercado eléctrico chileno considera una estructura de tipo pool en la que los precios de corto plazo (precio spot) se regulan bajo la lógica de satisfacer la demanda al menor costo posible; esto implica que los despachos se realizan por orden, desde el menor al mayor costo de operación de acuerdo a lo que define cada uno de los CDECs (Centros de Despacho económico de Carga), organismos encargados de coordinar la operación de las instalaciones eléctricas, tanto para el SIC (Sistema Interconectado Central) como para el SING (Sistema Interconectado del Norte Grande). Las diferencias de precios en los Sistemas y en las diferentes barras de las subestaciones, se explican en términos generales por la variabilidad hidrológica anual/mensual, por la matriz de tecnologías de generación y sus respectivos costos variables y por la demanda del sistema. Es así como en el último tiempo hemos podido observar una alta variabilidad en los precios del SIC, lo que se explica por una situación hidrológica desfavorable (para las centrales de embalse y de pasada) y un aumento de la demanda que ha conducido a un mayor precio spot. Una situación diferente es la que se desarrolla en el SING, donde la entrada en operación de centrales a carbón y la menor participación del GNL en la matriz de este sistema fundamentalmente térmico, ha provocado una bajada en los precios.

P.- ¿Podrías darnos precio de Pool de los últimos años que existe en las dos redes eléctricas de SIC y SING?

R.- Centrándonos en los dos grandes sistemas del país, SING y SIC, dónde se prevé la mayor conexión de proyectos ERNC de tecnología fotovoltaica, se observa que el distanciamiento entre sus costos marginales continúa siendo acentuado. Prueba de ello, son los costes marginales promedios alcanzados por ambos sistemas en diciembre del pasado año (2012), con 85,96 US$/MWh el SING, y 165,7US$/ MWh el SIC. Además, ambos sistemas mantienen una tendencia contrapuesta durante los últimos años. El Sistema Interconectado Central se vio afectado por un incremento de más del 3% de costos marginales con respecto al 2011 y de un 40% respecto al 2010, debido principalmente a la condición hidrológica del sistema. Por otro lado, el costo marginal del Sistema Interconectado Norte Grande sufrió una bajada en torno al 10% respecto al año anterior, debido principalmente a la aparición de centrales generadoras de carbón.

P.- Para tramitar una licencia de 3 MW que no precisa declaración de impacto ambiental ¿Qué tiempo aproximadamente se precisa?

R.- El hecho de que la Ley no obligue a tramitar permiso ambiental a una planta de generación inferior a 3 MW no implica necesariamente acortar los tiempos para su interconexión. Existen otros imponderables en la tramitación de un proyecto en Chile que podrían retrasar el plazo.

Suelo Solar

Chile

La región Latinoamericana será una de las que lidere el desarrollo fotovoltaico de la próxima década, con una previsión de desarrollo de 3.500 MW para 2016, según datos de la Asociación Europea de la Industria Fotovoltaica (EPIA)

Martes 22 de Enero de 2013.- México, Perú, Chile y Brasil se están convirtiendo en líderes del mercado en América Latina y el Caribe en cuanto a energía fotovoltaica se refiere, impulsados por una combinación de medición neta, normas de energías renovables y otras políticas.  Por lo anterior, casi el 70 por ciento de la demanda fotovoltaica regional se concentraría en esas naciones para 2017, previó el analista de NPD Solarbuz, Chis Sunsong.

Los países de América Latina tienen un doble desafío en términos de Eficiencia Energética: crear las condiciones adecuadas para una mejor calidad de vida de toda la población, que en la gran mayoría necesita aumentar su consumo de energía, y al mismo tiempo reducir la cantidad de energía.

Ecuador, es uno de los países clave dentro de la región Latinoamericana, ya que cuenta con una irradiación homogénea durante todo el año, variando entre 3,35 KWh/m2 en mayo y los 4,33 KWh/m2 en septiembre, lo que hace  más eficiente y menos costoso el uso de la energía fotovoltaica para impulsar su industria a un coste menor que con la utilización de otras fuentes, reduciendo su dependencia energética de hidrocarburos.

El mercado solar ecuatoriano se ha desarrollado hasta ahora sobre todo en instalaciones no conectadas a la red para la electrificación rural.

En este mes de Enero ha entrado en funcionamiento la primera planta fotovoltaica a gran escala, ubicada en la norteña provincia de Imbabura, con una potencia de 998 KW, es un proyecto desarrollado por la empresa Valsolar Ecuador. La inversión ha sido estimada en más de 3,5 millones de dólares (2, 75 millones de euros ), un 60% aportado a través de un fideicomiso por el Banco del Instituto Ecuatoriano de Seguridad Social (Biess), y el resto a cargo de la propia empresa. La electricidad producida con el sol se inyectará al Sistema Nacional Interconectado y de ahí se distribuirá a todo Ecuador, beneficiando a más de 2.000 familias.

Valsolar tiene previsto construir una segunda planta fotovoltaica en el cantón Bolívar, en la provincia de Carchi.

Esta planta forma parte de un bloque formado junto a otras fotovoltaicas que el Consejo Nacional de Electrificación (Conelec) aprobó instalar, entre otras, en las provincias de Pichincha, Manabí y Santa Elena, por un total de 272 MW de potencia, equivalente al 6% de la capacidad instalada en el país. Se espera que entren en funcionamiento hasta 2015.

La compañía española Isofoton desarrolla una de las mayores plantas fotovoltaicas de 50 MW, que generará una energía limpia de 84093 MWh por año. Esto equivale al consumo de 84000 familias y reducirá 49000 toneladas /año de CO2.

El acuerdo firmado con Conelec,  autoriza la construcción y operación de la planta y garantiza la compra de la energía por parte del Estado en las condiciones que fija el 'feed in tariff' (actual sistema de primas sobre tarifa regulada), procedimiento que fomenta el desarrollo de las Energías Renovables.

El proyecto comporta una inversión en torno a los 100 millones de dólares  (unos 78,5 millones de euros) , según informó la compañía.

El parque solar se asentará en la parroquia de Calderón, a 10 km de Quito, y las obras emplearán a 500 personas durante su construcción, la planta tendrá una potencia nominal de 49,6 MW y una potencia pico de 54.065 MW, esto la convierte, por dimensiones y capacidad de producción, en una de las mayores de América Latina.

La Ministra de Industrias y Productividad, Verónica Sión puso de manifiesto la necesaria transformación de la matriz energética del Ecuador a través  de energías limpias, e invitó a la empresa española Isofotón a estudiar la posibilidad de implementar una fábrica de paneles fotovoltaicos, que podrían cubrir la demanda del país, de la subregión, aparte que ayudaría en la transferencia de tecnología, diversificar las exportaciones y generar puestos de trabajo. Durante el foro agenda Empresarial 2012 la Ministra Sión afirmó que : “El país goza de una estabilidad macroeconómica con baja tasa de inflación que se ubica en el orden del 4.67 %, en el primer trimestre de 2012  alcanzó una tasa de crecimiento cercana al 9 % y con tendencia creciente, lo cual refleja un buen clima para que los inversionistas aprovechen estas oportunidades de negocio en nuestro país”.

En este año 2013 México, prevé inaugurar la primera planta solar-térmica en Sonora, el proyecto supone una inversión de 252 millones de dólares a cargo de empresas privadas y tendrá una capacidad de 650 MW.

La energía solar puede desempeñar en México un importante papel también en el marco del acuerdo bilateral con EE UU, firmado por los presidentes Calderón y Obama en 2009, en el que está previsto el desarrollo de redes eléctricas transfronterizas.

Brasil, es uno de los países emergentes a nivel fotovoltaico con mayor potencial, con una estimación de 10.000 MW.

La empresa Solaria Brasil está trabajando en la construcción de una central fotovoltaica de 3 MW pico en el estado de Minas Gerais.

El gobierno prevé la construcción de dos millones de viviendas en los próximos años y se ha fijado como meta la puesta en funcionamiento de un total de 400.000 pequeñas instalaciones para el calentamiento de agua.

El norte de Chile, es la región con la mayor radiación solar del mundo. El proyecto  Calama Solar 3 es una cooperación entre la empresa Solarpack y el productor estatal de cobra CODELCO. Se espera que la instalación produzca en total 2,69 GW anuales. el objetivo es que genere electricidad para la producción de cobre.

Cerca de la ciudad de Vicuña, en el norte del país, la empresa alemana Juwi y la chilena Kaltemp construyen una central fotovoltaica con una potencia de 1.200 KW. La instalación proporcionará energía limpia para la irrigación de una  plantación de clementinas y avocados.

En el Perú, la empresa Sanjosé Constructora ha comenzado el desarrollo de un parque fotovoltaico de 20 MW en el Alto de la Alianza, región de Tacna, que será el primero en el país que se inyectará  a la red. La planta comenzará a generar energía a finales de este año, produciendo 45 GW/año.

“La radiación Solar que recibe la tierra en 10 días supera la cantidad de energía acumulada de las reservas de combustibles fósiles estimadas en todo nuestro planeta”

Suelo Solar

Honduras

Sigue en aumento la inversión en energía eólica

Martes 22 de Enero de 2013.- La inversión de 60 millones de dólares, permitirá la producción de al menos 24 megas de energía de viento, en el parque eólico ubicado en el Cerro de Hula, al sur de Tegucigalpa, Honduras.

El gerente de la operadora Energía Eólica de Honduras, S.A. (EEHSA), Alexander Rojo, explicó que en marzo se instalarán 12 turbinas y se iniciará con la producción de energía limpia en noviembre del 2013.

El funcionario dijo que serán colocadas en los municipios de Santa Ana y San Buenaventura, haciendo un total de 63, porque ya hay 51 generadores de energía eólica, en el sector.

Desde el 21 de diciembre, la generación de energía eólica se oficializó en Honduras, produciendo 100 megas, siendo el primero y más grande en Centro América.

Latribuna.hn

Internacional

Martes 22 de Enero de 2013.- Científicos británicos que tratan de encontrar formas más eficientes de energía solar están investigando cómo imitar la forma en la que las plantas transforman la luz del sol en energía y producir hidrógeno como combustible para los vehículos.

Así se unirán a otros investigadores de todo el mundo que estudian la fotosíntesis artificial mientras los gobiernos tratan de recortar las emisiones de gases de efecto invernadero de combustibles fósiles.

La investigación utilizará biología sintética para replicar el proceso por el cual las plantas concentran energía solar para dividir el agua en hidrógeno y oxígeno, que luego se libera a la atmósfera.

"Construiremos un sistema para fotosíntesis artificial colocando pequeños paneles solares sobre microorganismos", dijo la directora de la investigación, Julea Butt, en la Universidad de East Anglia (UEA).

"Estos captarán la luz del sol y conducirán la producción de hidrógeno, sobre la cual las tecnologías para liberar energía bajo demanda están muy avanzadas".

El hidrógeno es un combustible con cero emisiones que puede hacer funcionar vehículos o ser transformado en electricidad.

"Imaginamos que nuestros fotocatalizadores resultarán ser versátiles y que con una ligera modificación podrán aprovechar la energía solar para la manufactura de combustibles basados en carbón, medicamentos y químicos refinados", agregó.

El proyecto valorado en 800.000 libras será llevado a cabo por científicos de la UEA y las universidades de Cambridge y Leeds.

Los científicos creen que copiar la fotosíntesis podría ser más eficiente en aprovechar la energía solar que los actuales transformadores solares.

Muchos países han desplegado al menos una clase de energía renovable, como la solar, la eólica o los biocombustiles, o usan una combinación para ver qué es más competitivo con los combustibles fósiles.

Pero mientras siguen creciendo las emisiones de dióxido de carbono, algunos expertos argumentan que se necesitan métodos más extremos para mantener el crecimiento medio de las temperaturas globales por debajo de los dos grados este siglo, una meta que los científicos dicen que evitaría los efectos más dañinos sobre el cambio climático.

IBL News

Colombia

El crédito es para la firma colombiana Cables de Energía y Telecomunicaciones y varias de sus filiales.

Martes 22 de Enero de 2013.- El crédito es sindicado de 130 millones de dólares, con dos monedas, con tramos múltiples, un componente revolvente y otro de plazo fijo.

Este grupo, propiedad de la mexicana Xignux, es un jugador importante en la manufactura de cables para los sectores de energía eléctrica y telecomunicaciones en Colombia.

En la operación el Banco Bladex actuó como único estructurador y agente administrativo en la operación, la cual contó con la participación de instituciones financieras de Colombia, Panamá y Brasil.

Portafolio

Internacional

Martes 22 de Enero de 2013.- Contaminación, ahorro y ciertas obligaciones internacionales para cumplir con la reducción de los niveles máximos de contaminación llevan a las naciones a gastar grandes sumas de dinero en el desarrollo de tecnologías sanas para el medioambiente. Japón es uno de los países que hace un esfuerzo considerable por balancear la contaminación que genera su ultra concentrada urbanización, por lo que ahora se ha propuesto construir un parque eólico en alta mar para generar energía que será el más grande del mundo una vez terminado.

La urgencia vivida en Marzo de 2011 con la central nuclear de Fukushima fue un llamado de atención para el país nipón, uno de los más preparados ante emergencias y tragedias con tecnología de punta en cada rubro. Aun así, la incertidumbre vivida ante el acontecimiento los sobrepasó y los problemas que por suerte no se desencadenaron en el corto plazo tuvieron consecuencias en el largo, pues los tres reactores principales de Japón se desplomaron (54 reactores inutilizables en total) y el país insular ahora está buscando reducir su dependencia de la energía nuclear. Para esto ha buscado refugio y solución en la energía renovable, para lo que ha de construir el parque eólico en alta mar más grande del mundo.

Se implementará un moderno sistema de marcos flotantes

Ubicado a 16 kilómetros frente a la costa de Fukushima, el plan se compone de la instalación de 143 turbinas de viento que generarán 1 gigawatt de energía una vez que estén completados en, se espera, 2020. Se busca que sea un record, por lo que la granja eólica nipona superará los 504 megavatios generados por las 140 turbinas de la granja Gabbard Mayor de la costa de Suffolk, Reino Unido, que es la mayor granja eólica del mundo por el momento. Incluso será superada cuando a fines de este año se pase al estuario del Támesis, donde tendrá 175 turbinas y producirá 630 megavatios de energía. Según la revista japonesa que dio el anuncio, la primera etapa del proyecto Fukushima será la construcción de una turbina de 2 megavatios, la subestación y una instalación de cable submarino. La turbina se mantendrá a 200 metros de altura y si tiene éxito, las turbinas adicionales serán construidas progresivamente con sujeción a la disponibilidad de fondos.

Su finalización está programada para 2020

Algo muy interesante en estas noticias es comprender cómo hacen para resolver el problema de los costos, y en este caso para solucionar el gasto total de anclar las turbinas al fondo del mar, se construirán marcos flotantes de acero que se estabilizan con lastre y anclado a la plataforma de 200 metros de profundidad que rodea la costa japonesa vía líneas de amarre. Una vez esté funcionando a todo vapor (no, no usará vapor para funcionar), la intención es que suministre electricidad a la amplia red a la que dos de los reactores de Fukushima proveían. En Japón están interesados en ampliar el parque eólico en alta mar si las cosas salen como esperan, aunque los habitantes de la costa y la industria de la pesca demostraron antipatía por no saber cómo afectará esta construcción a su fuente de ingreso. Esperamos que por resolver un problema no generen otro, algo típico en las intenciones ecologistas de los descuidados.

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