Unos US$ 5.000 millones dejan de invertir generadoras en zona minera

Fuente: Diario Financiero

Están en la mira de las organizaciones ciudadanas. Y lo saben. El desarrollo de centrales termoeléctricas en el norte del país, entre la III y V regiones, necesarias para abastecer de energía a los proyectos mineros que se realizan en esa zona, han estado en el ojo del huracán desde hace ya un tiempo, con protestas de los vecinos y de ONG que han tenido como consecuencia que incluso el gobierno intervenga para relocalizar las centrales, tal como sucedió en 2011 con Barrancones.

Así, son más de US$ 5.000 millones en proyectos que no verán la luz y que abren una interrogante tanto para la minería como para las eléctricas respecto de cómo será cubierto el peak de demanda proyectada para el período 2014-2017 de 1.200 MW.

Porque, considerando que según las estimaciones de las generadoras, los plazos que se manejan entre que se presenta el proyecto de central, su etapa de judicialización (que incluye reclamos de vecinos y protestas) y la construcción de las instalaciones, pueden pasar cinco años antes de que ésta entre en operación.

Mayores costos


Una alta fuente del sector explica que este déficit de 1.200 MW, que implica la demanda de El Morro (Goldcorp), Cerro Casale (Barrick), Relincho (Teck), El Pachón (Xstrata), además de proyectos de pequeña y mediana minería, equivale a la generación de cuatro unidades de Central Castilla, la que en su primera etapa contempla una unidad de 350 MW, por lo tanto será imposible de cubrir en dos años. En la industria se cree que este gap energético será cubierto con diésel, la alternativa más cara y que podría perjudicar a la mediana minería.

Los valores que se manejan actualmente apuntan a que el PPA (Power Purchase Agreement, el acuerdo de compra) es cercano a los US$ 200/MWh para el diésel, mientras que el GNL varía entre US$ 140/MWh y US$ 150/MWh. En el caso del carbón, este valor fluctúa entre US$ 90/MWh y 
US$ 100 /MWh.

A la espera


Además hay otros dos proyectos, por más de US$ 1.000 millones de inversión que están aprobados, pero en la industria advierten que no serán de fácil ejecución, debido a la oposición que hoy día despiertan en las comunidades donde se pretenden establecer. Uno de ellos es la central Energía Minera, de Codelco, que tiene por objeto generar 1.050 MW de nueva capacidad para abastecer a cuatro de las cinco divisiones de la estatal.

Si bien los planes originales apuntaban a que iba a estar en operación este año, lo cierto es que su construcción aún no comienza. ¿Dónde se ubica? En Puchuncaví, donde está La Greda, localidad que el año pasado vio como las emanaciones de gases tóxicos desde el parque industrial de Ventanas, intoxicó a 27 personas de esa localidad. Y, aunque se prevé que finalmente el proyecto será ejecutado, igualmente se pronostican protestas ciudadanas.

El otro proyecto en espera es Guacolda 5, que se ubica en Huasco, zona que el año pasado fue declarada “zona de latencia” por la ministra de Medio Ambiente, María Ignacia Benítez, debido a los problemas de saturación que presenta, e implicó establecer un plan de prevención de la contaminación en esa localidad.

En esa misma zona se iba a emplazar la central Punta Alcalde, de Endesa, la que fue suspendida.

Fuente: Diario Financiero

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Chile cultiva plantas acuáticas para producir combustible

Fuente: EFEVerde

Ante la caída de las reservas de combustibles fósiles debido al aumento de la demanda por parte de potencias emergentes como China, India y algunos países de latinoamérica, la exploración de fórmulas alternativas para obtener crudo ha captado la atención del sector de las energías renovables.

El grupo inversor AIQ adquirió en 2011 la patente de esta tecnología que comercializa la empresa estadounidense Petroalgae y, a finales de este año, prevé empezar a producir de forma masiva estas plantas acuáticas, aseguraron a Efeverde los responsables del proyecto.

Combustible y proteínas

Este es el caso de Petroalgae que, tras estudiar las propiedades de un elemento tan común como las pequeñas plantas que crecen en las aguas estancadas de las lagunas o los ríos, concluyó que, al deshidratar estas partículas, se puede obtener crudo refinado y al tiempo proteínas para el consumo animal.

El vicepresidente de Petroalgae en Latinoamérica, Jorge Abukhalil, explicó a Efe que la peculiaridad de este sistema reside en que, a diferencia de otras tecnologías mucho más sofisticadas, el cultivo de estos microorganismos tiene un coste económico reducido.

Piscinas "biorreactivas"

"No necesitamos una especie de alga que crezca en un hábitat determinado. Tan sólo buscar un terreno donde situar las piscinas biorreactivas para reproducir masivamente los microorganismos y una máquina que deshidrate las plantas acuáticas", asegura el responsable de esta multinacional, que ya ha implantado este sistema en países como Tailandia, Surinam y Ecuador.

Y es que tal y como explica Abukhalil, el sistema de reproducción de estás plantas es bien simple: se recogen muestras en cualquier laguna o río, se trasladan a una piscina biorreactora llena de agua y se espera que, en un periodo de entre 24 y 48 horas, se reproduzcan.

"Una vez la piscina está llena de microorganismos verdes ya se puede extraer el producto e iniciar el proceso de deshidratación a partir del cual se puede obtener la proteína que puede servir para el consumo animal o bien para crear crudo renovable", puntualiza.

Se "comen" el CO2

Además, estos microorganismos son capaces de consumir entre 100 y 120 toneladas de dióxido de carbono por hectárea cultivada, por lo que, según el responsable de la empresa, se trata de un sistema de producción "medioambientalmente sostenible".

"Hemos calculado que con un cultivo de 500 hectáreas se pueden producir anualmente entre 100.000 y 150.000 barriles de crudo", agrega Abukhalil.

Así, ante la potencialidad de esta tecnología, el grupo AIQ adquirió el pasado año la licencia y a finales de 2012 tiene previsto terminar la construcción de una planta de producción en Chile.

"Ahora estamos buscando un terreno de 500 hectáreas donde poder construir las piscinas", específica Andrés de Carcer, el inversor responsable de implantar este sistema en el país andino.

En cuanto a los clientes potenciales, De Carcer matiza que, por el momento, pretenden especializarse en la producción de proteínas para el consumo animal, aunque no descarta que, cuando el proyecto esté en marcha, puedan comercializarlo a la industria petrolera.

Por ahora ya se ha construido una pequeña planta de producción en las afueras de Santiago, donde se ha comprobado la eficiencia de la tecnología antes de empezar la producción de la planta acuática a gran escala.

Fuente: EFEVerde

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Demanda eléctrica en el SIC exhibe alza de 7% en enero

Fuente: Diario Financiero

Una alza de 7% registró la demanda eléctrica en el Sistema Interconectado Central (SIC) en enero de 2012, al comparar con igual mes del año anterior, alcanzando 4.188,4 GWh. Lo anterior, es consecuencia del crecimiento del sector industrial y el mayor consumo residencial.

Según un informe del sector eléctrico de Celfin Capital, la generación hidráulica llegó a 1.918,9 GWh, un 2,9% más que en enero de 2011, cuando alcanzó los 1.864,5 GWh.

A su vez, y como reflejo de una mayor demanda eléctrica, la generación térmica se elevó en un 12%, aumentando los costos del sistema.

Es así como el precio spot subió un 8% en enero de 2012 a 
US$ 188/MWh, con un peak de US$ 215/MWh, lo que refleja principalmente la continua ineficiencia en los despachos y los altos costos de los combustibles, advierte el informe.

Para Andrew McCarthy analista de Banchile Inversiones, la demanda por electricidad seguirá creciendo en 2012 con tasas similares a las observadas el año anterior, lo cual será impulsado tanto por el aumento del consumo de clientes industriales -por ejemplo la minería- como por un incremento en el consumo residencial y de negocios más pequeños.

“Lo anterior basado en el crecimiento económico que esperamos para Chile de 4,2%”, indicó.

En enero, destacó la generación de Endesa Chile, que mostró una expansión anualizada de 6% a 1.697,2 GWh, destacando la producción en base a energía térmica, que creció cerca de un 14%.

Cabe señalar que el nivel de reservas de los principales embalses de generación acumulado a enero subió casi un 8% a 2.760 GWh.

No obstante, al comparar con diciembre de 2011, se observa una baja de 14,6% a 2.558 GWh.

SING


En el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) la demanda de electricidad creció un 8% interanual, por la mayor actividad industrial y una baja base de comparación en 2010.

Dicha demanda fue satisfecha principalmente por una alza de 54% en la producción a carbón.

El precio spot, en tanto, se redujo un 39% interanual, a US$ 65 MWh, dirigido por la puesta en marcha de las nuevas centrales a carbón de E-CL (CTA y CTH) y AES Gener (Angamos 1 y 2).

Fuente: Diario Financiero

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Minera Los Pelambres suscribe contrato de suministro de energía eólica por 280 GWh/año

Fuente: La Tercera

Minera Los Pelambres –compañía controlada por el grupo Antofagasta Minerals- firmó un contrato de suministro por los próximos 20 años con la empresa Parque Eólico El Arrayán SpA, cuyos accionistas son Pattern Energy y Ashmore Energy International (AEI), la que desarrollará el proyecto eólico más grande de este tipo construido en Chile.

El contrato suscrito por Los Pelambres considera el suministro del 80% de la energía que El Arrayán generará, cifra que representará el 20% del consumo anual de la minera, equivalente a 280 GWh/año.

Emplazado en la costa de la IV región de Coquimbo, en las cercanías de Tongoy, comuna de Ovalle, el parque tendrá una capacidad instalada de 115 MW, con un total de 50 generadores eólicos, y significará una inversión de US$270 millones.

El acuerdo suscrito entre El Arrayán y Minera Los Pelambres refleja el interés de esta última por incorporar la sustentabilidad en sus procesos de producción minera. Nicole Porcile, gerente de Desarrollo y Asuntos Corporativos, señaló que “este contrato refleja la firme convicción por desarrollar minería de manera sustentable e innovadora. En MLP apostamos por una solución energética que tiene incorporada una visión de largo plazo para la región y el país. Este aspecto es esencial para el nuevo modelo de negocios de la compañía y la manera en que entiende la sustentabilidad de sus procesos”.

Porcile agregó, “este proyecto nos representa y permite seguir desarrollando minería sustentable materializada en la sustitución de energía convencional por energía eólica, con la generación de bonos de carbono por 160.000 toneladas de CO2 al año, equivalente al 88% de las emisiones de CO2”.

Con la entrada en funcionamiento del Parque Eólico El Arrayán, Los Pelambres se transformará en la empresa minera con mayor consumo de ERNC en Chile.

La inversión de Minera Los Pelambres en el uso eficiente y sustentable de la energía, se suma a otra que emprendió desde que inició sus operaciones, a través de la utilización de su sistema de correas transportadoras para la autogeneración de electricidad (equivalente al 10% de su demanda de energía). Junto con el ahorro en consumo que esto significa (en 2010 fue de US$14 millones), este proyecto además reduce de manera considerable la emisión de gases de efecto invernadero.

Fuente: La Tercera

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Industria cuestiona ley que promueve las ERNC

Fuente: Pulso

Acelerar los plazos estipulados y elevar la meta que establece que el 20% de la matriz energética del país provenga de energías renovables no convencionales (ERNC) es el pilar fundamental del plan energético a 20 años que el gobierno pretende implementar. Todo, mediante la utilización de subsidios a proyectos, licitaciones de suminsitros especiales, mecanismos de financiamiento y fondos de promoción de tecnologías.

Pero esta normativa -conocida como Ley 2020, y que permite abrir las puertas a las ERNC, es altamente cuestionada por quienes la catalogan como poco competitiva y costosa.

Un argumento que valida esta tesis es la medida tomada por el gobierno español, en torno a suspender las primas a nuevas instalaciones de energías renovables, paralizando muchos proyectos de inversión.

"En España se estableció un sistema de primas que incentivaban la generación con ERNC y que involucraba subsidios bastante generosos que no tenían relación con los costos de generación", explica René Muga, gerente general de la Asociación Gremial de Generadoras de Chile (AGG).

¿Nadando contra la corriente?

El retiro de las primas En España por parte de Mariano Rajoy coincidió con la reciente visita de una delegación chilena, cuyo fin fue interiorizarse de la experiencia en ERNC de uno de los países líderes en la materia a nivel mundial.

Coincidentemente, esta representación compuesta por el ministro de Energía, Rodrigo Álvarez; el presidente del Senado, Fuido Girardi; el presidente de la Asociación Chilena de Energías Renovables, Alfredo Solar y miembros de la industria, fue recibida por el Ministro de Industria, Energía y Turismo José Manuel Soria, el mismo que con unos días de desfase anunció el término de los subsidios a estas energías. El objetivo fue paliar el déficit tarifario hispano, que fluctúa entre los 3.000 millones de euros y 4.000 millones de euros al año, y que en total asciende a 24.000 millones de euros.

El ahorro producto de la suspensión de las primas fue cuantioso, ya que para este año estaban previstas subvenciones a las energías en régimen especial por 7.220 millones de euros, de los cuales un 71% se destinarían a energías renovables y el resto a la cogeneración y residuos.

A juicio de los especialistas, el gobierno chileno no debería subsidiar a las ERNC de buenas a primeras, debido a los costos implícitos que traería esta determinación.

"En España hubo un reconocimiento del subsidio exagerado a las energías renovables, que literalmente produjo un desacomodo a al economía entendiendo que es una alternativa cara y que no puede sostenerse por sí misma, más aún cuando se pretende de manera agresiva imponer un 20% de energías de este tipo, las que seguro deberán ser pagadas por el bolsillo de los chilenos", manifiesta Francisco Aguirre, director ejecutivo de Electroconsultores.

A juicio de René Muga, Chile debe sacar enseñanzas del caso español y promover la competitividad y la investigación, pero no una imposición "a la fuerza".

Tras el término de los subsidios en España, muchas empresas llegaron a Latinoamérica, incluyendo Chile, para desarrollar proyectos de este tipo.

A la espera de la ley

A fines de enero, el Senao aprobó la ley 2020, por lo que la iniciativa fue despachada a la Cámara de Diputados para su segundo trámite constitucional. A la espera del próximo debate, que comenzaría el próximo miércoles en la Comisión de Energía, los expertos recomiendan dar una mayor ponderación a los aspectos técnicos.

Francisco Aguirre dice que una variable que no debe quedar en el tintero, es el "que un aumento en las subvenciones de energías renovables no convencionales, debido a su ubicación geográfica, requerirá importntes inversiones en transmisión y en respaldos energéticos convencionales".

Otro elemento incipiente se puede palpar en el mercado y en la planificación de las empresas generadoras.

Según la analista de BICE inversiones, Mabel Weber, en el mercado se prevén ciertos ajustes producto del alto costo que involucraría la implementación de la 2020.

"Existe preocupación en las compañías y están muy atentos a lo que suceda con esta ley, debido a que se asume que las energías renovables son muy caras y se requiere bastante inversión. Por ahora, algunas compañías están invirtiendo en pequeñas centrales hidroeléctricas de 20 MW, que aún califican dentro de este tipo de energías, pero están pendientes de lo que suceda", comentó.

Fuente: Pulso

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GDF Suez pide no exagerar en el fomento a las energías renovables

Fuente: EFE Verde

La multinacional francesa GDF Suez considera que un apoyo excesivo a las fuentes de energías renovables en la Unión Europea (UE) incrementaría la factura energética y penalizaría la competitividad europea.

El presidente de la empresa, Gérard Mestrallet, admitió hoy además al diario "Le Monde" que "privilegiar las energías renovables perjudicaría a nuestra competitividad", preguntado por la elección de recursos energéticos en la UE.

"Seamos claros: cuestan más que las otras formas de producción de electricidad", señaló Mestrallet, quien advirtió a los líderes comunitarios contra decisiones que pueden incrementar de manera "exagerada" los costes.

Utilizó el ejemplo de Alemania y su decisión de abandonar progresivamente la energía nuclear al señalar que con esa opción "no eligió el menor coste".

Mencionó como criterios que deben guiar la elección de los recursos en Europa los de la "inversión, la competitividad y el cambio climático" y dijo que en la UE está en la vanguardia en este último.

"Pero ha perdido de vista los otros dos. Es muy preocupante, porque compite con Asia, Estados Unidos y America del Sur", agregó Mestrallet.

En su opinión, además "en muchos países (el gas) va ocupar el lugar de la nuclear" y defendió el "papel muy importante" que va desempeñar esta fuente energética en el futuro.

"Es una energía limpia, competitiva y segura en términos de suministro gracias a la diversidad de las fuentes", añadió el presidente de GDF Suez.

Fuente: EFE Verde

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Ministerio de Energía y CNE preparan bases para relicitar los contratos de Campanario

Fuente: Revista Electricidad

El dolor de cabeza en que se ha transformado para el sector eléctrico la quiebra de la central Campanario -del fondo de inversiones Southern Cross- podría tener una pronta solución. Ante las infructuosas negociaciones del síndico de quiebras, Herman Chadwick, para vender los contratos de suministro de la eléctrica, el Ministerio de Energía, en conjunto con la Comisión Nacional de Energía (CNE) trabajan aceleradamente en la confección de las bases y contratos para una nueva licitación.

"El mercado, diversos actores y el gobierno han procurado o instado a que se produzca la venta o cesión de los contratos de Campanario. Esta es una posibilidad que no se ha desechado, pero que hoy se ve muy difícil. Por ello estamos tomando todas las medidas para que, en caso de que eventuales cesiones no se den en las primeras semanas de febrero, podamos proceder a relicitar. Las autoridades del sector trabajan coordinadas y con celeridad para tener a la brevedad las bases y otros instrumentos necesarios para proceder con la licitación de los contratos en el corto plazo", señaló el ministro de la cartera, Rodrigo Alvarez.

La premura responde a los efectos económicos que tiene entre las eléctricas el cumplimiento de los contratos, que a partir de enero -y por el alza en los costos marginales- producen pérdidas que deben ser cubiertas por todas las generadoras del SIC. Los contratos de suministro con CGE y Saesa duran hasta 2023 y 2021, respectivamente, y fueron licitados a precios promedio de US$ 104 por MW y US$ 96 por MW. La diferencia con el costo marginal es lo que produce las pérdidas. En enero, el costo marginal -lo que pagan las empresas por energía en el mercado spot- subió 26% respecto al mismo mes de 2011, llegando a US$ 179 por MW.

Alvarez señala que en 2011 el sistema pudo contener las pérdidas generadas por los contratos, pero la situación cambió este año, lo que ha dejado expuestas financieramente a las generadoras de menor tamaño. Cálculos privados señalan que las pérdidas en este primer semestre podrían superar los US$ 100 millones para las eléctricas.

"Hasta diciembre, los contratos contemplaban una fórmula de indexación que permitió que el parque generador del SIC no se viera mayormente afectado. Pero a partir de enero, dicha fórmula experimentó un cambio que ha dejado a algunos generadores expuestos a las alzas del precio spot. Los próximos meses podrían ser complejos y para evitarlo o aminorarlo aceleraremos medidas", dijo Alvarez.

Fuente: Revista Electricidad

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