Blog Foroenergías

Este es un sitio dedicado a todos quienes tengan interés en las Energías Renovables. Nuestra misión es informar sobre todo lo que está pasando en este ámbito, con el fin de que las personas se interesen cada vez más en estas alternativas energéticas.

Gobierno evalúa ajustes a la ley de energías renovables para cumplir con "desafío 20-20"

>> 30 de julio de 2010


La propuesta del Gobierno de elevar la participación de las energías renovables en la matriz eléctrica va en serio.

El Ejecutivo está preparando ajustes a la ley de fomento a este tipo de generación, mecanismo legal que, entre otras cosas, obliga a las empresas a que el 5% de la energía que comercializan vía contratos provenga de algún tipo de fuente renovable.

La idea es viabilizar el compromiso de avanzar en la participación de las ERNC en la matriz eléctrica hasta el 20% a fines de la década.

Estos cambios legales iban a ser enunciados el miércoles por parte del ministro de Energía, Ricardo Raineri, en un seminario sobre huella de carbono organizado por el capítulo chileno de Cigre. Sin embargo, Raineri no pudo asistir a la cita, debido a la contingencia -dos apagones en menos de 24 horas- que obligó a cambiar la agenda a última hora.

No obstante, en su reemplazo, expusieron en el seminario Miguel Pérez de Arce, jefe de la división de Energías Renovables No Convencionales de la cartera e Ignacio Fernández, jefe de la división de Desarrollo Sustentable del ministerio, quienes señalaron, muy someramente, la propuesta de reforma.

El propio Fernández fue consultado, al respecto, por los representantes de las asociaciones de empresas ligadas al sector ERNC: José Ignacio Escobar, de la Asociación de Energías Renovables (Acera), y Pedro Matthei, de la Asociación de Pequeñas y Medianas Centrales Hidroeléctricas (Apemec). El personero dijo desconocer las medidas, pero sí confirmó que el Gobierno hará algunos ajustes a la ley de ERNC.

Consultado de manera oficial, el ministro de Energía, Ricardo Raineri, señaló de manera escueta que el Gobierno está continuamente analizando los mercados y las barreras legales. "Estamos evaluando mecanismos que permitan corregir los aspectos que puedan ser perfeccionados", dijo.

"La ley de ERNC tiene sólo dos años desde su promulgación, por lo que resulta apresurado evaluar sus efectos. No obstante, la autoridad está continuamente analizando las condiciones del mercado y la regulación para detectar aquellas barreras que frenen su desarrollo", agregó.

Facilidades de conexión

Sin embargo, ya hay algunas propuestas sobre la mesa, en base a una serie de reuniones entre empresas, expertos y el Gobierno y que serán tenidas en cuenta en estos ajustes.

Una de ellas es la dificultad que encuentran los propietarios de proyectos mini hidro para conectar sus centrales a la red, debido a que no existe interés por parte de las empresas de transmisión en conectar estas unidades al SIC.

Otro tema que se podría revisar tiene que ver con el límite de 20 MW que existe para las unidades de pasada, que varias empresas quieren que se elimine para no limiten los proyectos. También se pide que se eleven las multas, ya que el costo de éstas hoy está siendo traspasado a los clientes, lo que es criticado por parte de las empresas que manejan proyectos de ERNC.

Fuente: Diario Financiero

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Eletrobras planea invertir US$ 500 millones en EE.UU.

Fuente: Diario Financiero

La estatal brasileña Eletrobras planea invertir hasta US$ 500 millones en proyectos de transmisión eléctrica en Estados Unidos a partir del próximo año, anunció hoy el presidente de la compañía, José Antonio Muniz Lopes.

Eletrobras estudia asociarse con empresas estadounidenses en posibles proyectos de interconexión de los sistemas de transmisión eléctrica de Estados Unidos, dijo Muniz Lopes en una conferencia de prensa en Brasilia.

El ejecutivo explicó que el Gobierno estadounidense está planeando la integración de sus sistemas de transmisión, que aún no están interconectados debido a que "los estados tienen leyes diferenciadas".

Según Muniz Lopes, esa iniciativa puede generar a mediano plazo una gran demanda por líneas de transmisión eléctrica en Estados Unidos, sector en el que Eletrobras, mayor grupo de energía de Brasil tiene gran experiencia.

El funcionario explicó que Eletrobras pretende estudiar detalladamente las alternativas y las posibilidades de rentabilidad antes de tomar una decisión sobre los proyectos en que podrá participar.

Fuente: Diario Financiero

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Piden al gobierno clarificar "postura oficial" sobre termoeléctricas

Fuente: La Tercera.com

Luego que la Corema de Atacama suspendiera oficialmente el proceso de evaluación de impacto ambiental del Proyecto de la Termoeléctrica Castilla, el diputado del PRSD, Alberto Robles, pidió al presidente de la República, clarificar su posición en relación a este tema.

Fue la presentación de un recurso de protección por parte de comunidades locales, abogados y parlamentarios de la región, la que terminó con la decisión legal de no innovar en relación al dictamen de la Seremi de Salud que cambió la calificación del proyecto de “contaminante” a solo “molesta”.

Robles recordó que durante la campaña presidencial, el actual Jefe de Estado aseguró que su gobierno no aprobaría ningún proyecto que significara atentar contra el medioambiente, el patrimonio natural y la calidad de vida de los chilenos.

“Más aún, él aclaró que las tecnologías que se usan para establecer proyectos como Castilla, no están a la altura de las exigencias internacionales y de los países desarrollados y en ese sentido Piñera debe hacer valer su compromiso”, manifestó el parlamentario.

Además, según Robles, estas posturas las debe hacer públicas antes de que se empiecen a aprobar proyectos de esta naturaleza.

La decisión de suspender el proceso se origina por la necesidad de conocer un pronunciamiento definitivo respecto al tema por parte del tribunal, antes de que se realice la votación definitiva respecto a la calificación de este proyecto.

Con ello, el plazo administrativo para terminar la tramitación del proyecto queda detenido en el día 178 de los 180 días con que cuenta el sistema, por lo que la intendenta Ximena Matas descartó que la iniciativa pudiera aprobarse por la vía del silencio administrativo.

Fuente: La Tercera.com

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Proyectos energéticos en Chile suman inversiones por US$35.000 millones

Fuente: Electricidad Interamericana

En Chile hay actualmente 140 proyectos energéticos, que suponen inversiones por un total de US$35.500 millones y un aumento de 20.000 megavatios (MW) en la potencia instalada del país, señaló hoy un estudio de la privada Unidad de Inteligencia en Proyectos y Negocios (UNIP).

Estas iniciativas responden a una tendencia orientada modernizar la matriz eléctrica del país, indicó la entidad.

Del total de proyectos, los 25 que suponen la mayor cantidad se concentran en la región de Los Lagos (sur). Le siguen la región del Biobío (sur), con 21 iniciativas; la región de Antofagasta (norte), con 14 proyectos, y las regiones de Valparaíso (centro) y O"Higgins (centro), con 13 proyectos.

En cuanto a los montos de inversión, las regiones de Atacama, Biobío y Aysén concentran los mayores recursos, con un total de US$15.631 millones.

Por otra parte, de los 15 proyectos principales que se están desarrollando en el país sudamericano, tres están en etapa de construcción y el resto en algunas de las etapas de ingeniería.

Entre las iniciativas más relevantes destaca la central eléctrica Castilla, en la región de Atacama, impulsada por la filial chilena del grupo brasileño MPX Energía, con una inversión de US$4.400 millones.

La segunda iniciativa más importante es el proyecto HidroAysén, con una inversión de US$3.200 de millones y una potencia instalada de 2.750 megavatios (MW), en la región de Aysén, en el sur del país.

Destaca también, la construcción, en el norte, de la central térmica Angamos, que atenderá la creciente demanda de empresas mineras de Chile.

De este proyecto, que representa una inversión de US$1.300 millones y contempla una potencia de 500 megavatios (MW), se espera que pueda empezar en 2011, la primera unidad, y en 2012, la segunda.

En tanto, según el informe, las energías renovables no convencionales (ERNC), aspiran a alcanzar para 2020 un 20% de presencia en los medios de producción de energía de Chile.

En este sentido, las iniciativas eólicas más importantes por montos de inversión se concentran en la región de Coquimbo (norte).

También la energía geotérmica se abre camino en Chile y se estima que el país posee un potencial energético de entre 3.500 y 20.000 megavatios (MW), lo que en los próximos 20 años podría representar el 15% de la matriz energética,según el análisis de la UNIP.

Fuente: Electricidad Interamericana

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Ministro de Energía presenta a nuevo Directora Ejecutiva

>> 29 de julio de 2010

Fuente: CER

El Ministro de Energía, Ricardo Raineri, comunicó el nombramiento de la nueva Directora Ejecutiva del Centro de Energías Renovables, Carolina Galleguillos, quién fue presentada al equipo de trabajo del CER. Galleguillos es economista y máster en políticas energéticas de la Universidad Wageningen de Holanda; y se ha desempeñado, tanto en Chile como en el extranjero, en empresas que gestionan proyectos de energías renovables y, en la misma línea, además estuvo a cargo del establecimiento en el país de empresas extranjeras.

Como directora del Centro de Energías Renovables, tendrá como principal objetivo articular los esfuerzos existentes en esta materia y crear entornos de desarrollo acordes a la meta planetada por el gobierno: tener un 20% de suministro energético basado en ERNC para el 2020.
Según el Ministro Raineri, “tener a profesionales destacados en este ámbito es un claro ejemplo del esfuerzo que el gobierno está haciendo para el impulso de las Energías Renovables no Convencionales en nuestro páís. En este sentido tenemos un largo camino por recorrer, pero podemos decir que tenemos un horizonte claro hacia donde Chile necesita avanzar, para lo que es clave la experiencia internacional”, puntualizó.

“Como una convencida de la importancia y necesidad del desarrollo de las energías renovables en mi país, es un honor liderar el Centro de Energías Renovables y poder promocionar y facilitar las implementaciones de las ERNC en Chile”, declaró Carolina Galleguillos a su llegada.

El CER es un organismo especializado en la promoción de la investigación y desarrollo de las Energías Renovables no Convencionales, creado por CORFO y el Ministerio de Energía. Dentro de las actividades para este 2010 se han realizado cursos y talleres sobre ERNC con importantes exponentes extranjeros en la materia. En la misma línea, se está organizando junto a Corfo un Encuentro Internacional para noviembre. A casi un año de su lanzamiento, el CER ha robustecido relaciones con instituciones relacionadas a las energías limpias, tanto nacionales como extranjeras.

Fuente: CER

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Generación eléctrica de Chile sube 6,6% en junio


La generación de energía eléctrica en Chile subió 6,6% interanual en junio, en línea con la recuperación económica tras el devastador terremoto de febrero, informó el miércoles el estatal Instituto Nacional de Estadísticas (INE).

La generación alcanzó a 5.067 gigavatios por hora (GWh) en el sexto mes del 2010, lo que representó un aumento de 4,4% respecto a mayo. Al primer semestre acumula una variación de 0,3%.

El sismo de magnitud 8,8 y posteriores tsunamis generaron pérdidas en la nación por 30.000 millones de dólares y, de acuerdo al gobierno, dejó vulnerabilidades en el sistema eléctrico. En las últimas dos semanas, se han producido tres grandes apagones en el centro y sur del país.

La producción hidráulica, que representa 35,2% del total, cayó 7,7% interanual en junio, aunque subió 8,2% respecto a mayo.

Las firmas hidroeléctricas se han visto beneficiadas por el arribo de la temporada de lluvias.

Por su parte, la generación térmica, a carbón y petróleo, subió un 16,4% frente al mismo mes del año pasado y 5,7% frente a mayo. Esta fuente energética representa 46,4% del total.

En tanto, la generación a través de plantas de ciclo combinado (gas natural) avanzó 14,3% interanual y retrocedió 5,2% con respecto al mes anterior.

La generación eléctrica del país es liderada por las firmas Endesa Chile, AES Gener y Colbún.

También participan las fusionadas Electroandina y Edelnor, entre otras.

Fuente: América Economía

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Autoridad cuestiona a Transelec y no descarta falla humana en apagones

Fuente: La Tercera
Autores: A Astudillo y J Marticorena

Una de las reuniones más tensas de los últimos años se realizó ayer entre las autoridades energéticas y ejecutivos de las empresas. Más de cinco horas duró el encuentro, que fue motivado por un nuevo apagón, que afectó al país a las 2.38 horas de ayer y que fue ocasionado por las instalaciones de Transelec.

Las autoridades energéticas estaban molestas, porque era el segundo corte de suministro en 24 horas y el tercero en 10 días que involucró a esa empresa. Además, no gustó que el martes la compañía descartara que el segundo corte de suministro se debiera a una falla humana, variable que el gobierno no ha descartado.

A primera hora y previo a la reunión con los gerentes de Transelec, el ministro de Energía, Ricardo Raineri, hizo ver su malestar.

"Estoy muy molesto por la situación que está ocurriendo, es inaceptable que hayamos tenido un nuevo corte. Queremos una explicación muy clara y seremos muy enérgicos para evitar que situaciones como ésta se repitan", dijo.

Según informó Transelec en un comunicado, la falla de ayer "se debió a una desconexión del transformador de la subestación Polpaico, mientras personal de la empresa efectuaba pruebas a las instalaciones como parte de la investigación de la falla ocurrida ayer (martes). La desconexión del transformador ocurrió por una orden de apertura que fue transmitida al equipo, por una conexión que, según primeras investigaciones, no figuraba en los planos de la instalación".

Raineri no quedó conforme. "Aquí ha ocurrido una situación en que hemos tenido, en un período de un mes, cuatro cortes parciales de suministro, con serias consecuencias. Ellos están dando como una cosa cierta que no hubo errores humanos en las fallas y eso es algo que no lo podemos descartar. No podemos asegurar que los cortes respondieron a situaciones fortuitas o excepcionales", dijo.

El titular de Energía se juntó con los representantes de las empresas: Eduardo Ricke, director ejecutivo del Cdec-SIC: Mario Donoso, gerente geenral de CGE Distribución; Cristián Fierro, gerente general de Chilectra; Andrés Kuhlmann, gerente general de Transelec, y Rodrigo Castillo, director ejecutivo de Empresas Eléctricas.

A la salida de las reuniones el ministro anunció un paquete de medidas para reforzar la operación del sistema eléctrico para dar más seguridad al suministro.

Tras salir por un acceso lateral, Kuhlmann señaló que "estamos colaborando con toda la información hacia la autoridad y estamos esperando la resolución de la investigación (...) No voy a ser parte de las críticas, estamos absolutamente dedicados, con todos los esfuerzos, a tratar de resolver este problema (...) Estamos haciendo los esfuerzos para restablecer la confianza en el servicio", dijo.

En un comunicado la firma señaló que suspendieron los trabajos en las instalaciones que poseen en el sitema eléctrico. Además, destinarán contingente para reforzar el proceso de auditoría interna y contratarán un equipo de expertos internacionales para revisar sus procedimientos.

¿Corresponde compensar?

Las posibles compensaciones a los clientes por los cortes de energía es un capítulo aún por escribirse. El ministro Raineri dijo que la investigación determinará las responsabilidades de los cortes y recién ahí se sabrá si corresponde compensar a los usuarios. En el mismo sentido, Rodrigo Castillo indicó que "eso es materia de la investigación". Fuentes del sector eléctrico dicen que la ley establece que las distribuidoras son las que compensan a los clientes residenciales. Para ello, se requiere que en el período de un año móvil se produzcan interrupciones de suministro que sumen 20 horas, o superen los 22 episodios.

Esto abre un nuevo frente, pues las distribuidoras no fueron responsables de los cortes. Por lo tanto, lo más problable es que paguen estas compensaciones, en los casos que correspondan, una vez que la SEC determine las responsabilidades en cada uno de los episodios. Tener esa definición es clave para las distribuidoras, porque es el respaldo que les permitiría exigir judicialmente a los responsables de la falla la devolución de los fondos que destinaron a compensar a los clientes.

Fuente: La Tercera
Autores: A Astudillo y J Marticorena

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Endesa gana 2.120 millones hasta junio, el 6,3 por ciento menos, debido a menores plusvalías


La eléctrica Endesa obtuvo un beneficio neto de 2.120 millones de euros entre enero y junio, el 6,3% menos que en el mismo periodo de 2009, debido principalmente a las menores plusvalías logradas por la venta de activos, informó hoy la compañía a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV).

Así, los resultados por desinversiones en el primer semestre fueron inferiores en 146 millones de euros a los de un año antes, apuntó ENDESA (ELE.MC) de la que la italiana Enel controla el 92% del capital.

El resultado bruto de explotación (Ebitda) se situó en 3.850 millones de euros, con una mejora del 3,1% que la compañía atribuyó a los "buenos resultados de la estrategia combinada de ventas, generación y compra de energía y a las políticas de eficiencias y sinergias y pese a la disminución en la generación de electricidad".

La generación de electricidad de Endesa cayó el 12,3%, hasta los 61.745 gigavatios hora (GWh), en tanto que las ventas de energía se situaron en 85.772 GWh, con un aumento del 2,2%.

Las sinergias logradas entre Endesa y Enel aportaron 310 millones de euros y otros planes de eficiencia contribuyeron con 42 millones al resultado en el primer semestre.

El negocio de España y Portugal aportó un Ebitda de 2.272 millones de euros, superior en un 4,1% al de un año antes, por la contención de costes.

El beneficio neto en la zona fue de 1.808 millones de euros, el 8,8% menos, por las menores plusvalías, en tanto que el precio medio de la electricidad en los mercados mayoristas bajó el 19,2% y la demanda se recuperó un 3,5%.

Endesa logró mejorar su margen de contribución un 2%, gracias, entre otros factores, al aumento del volumen de electricidad vendida a clientes y al mejor mix de producción, con una subida de la energía hidráulica y una caída de la térmica.

La eléctrica subrayó que en el primer semestre logró en España una cuota de mercado del 27% en generación en régimen ordinario, del 43% en distribución y del 40% en ventas a clientes del mercado liberalizado.

A pesar de la disminución del 16% en la generación de Endesa en España y Portugal, los ingresos por ventas subieron un 73,5% por las mayores ventas a clientes liberalizados y, sobre todo, por la introducción en julio de 2009 de la comercialización de último recurso.

En Latinoamérica, la eléctrica logró un beneficio de 312 millones de euros en los seis primeros meses del año, el 11,4% más, y mejoró su Ebitda un 1,6%, hasta los 1.578 millones de euros.

Estos resultados se debieron a una evolución positiva de la demanda de electricidad, particularmente en Brasil (9,2%) y Perú (7,8%); y al incremento de las ventas de electricidad en un 5,9%.

Sin embargo, la generación de Endesa en Latinoamérica cayó un 7,6% "afectada por efectos extraordinarios" como sequías en Colombia, la menor disposición de gas en Argentina o el terremoto de Chile.

En marzo, Endesa y Enel Green Power (EGP) integraron sus activos de renovables en España y Portugal en una sola sociedad, operación que aportó a la firma presidida por Borja Prado un resultado neto de 881 millones de euros.

Por otra parte, vendió el 1% de Red Eléctrica por 51 millones de euros, explicó la eléctrica, que además acordó la venta de Endesa Hellas (140 millones) y de activos de transporte a Red Eléctrica por 1.478 millones.

Además, Endesa mantiene en venta otros activos, entre los que destacan los de distribución y transporte de Gas en España, y ha iniciado el proceso para desprenderse de sus activos en Synanpsis.

A 30 de junio, la deuda neta de Endesa era de 19.098 millones de euros, un 3% más que a finales de 2009, debido a la devaluación del euro y al incremento del déficit por actividades reguladas y sobrecostes de generación extrapeninsular que soporta la eléctrica y que asciende a 7.727 millones.

Fuente: El Economista.es

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Indígenas abandonan hidroeléctrica que habían ocupado en suroeste de Brasil

Fuente: Univisión.com

Unos 300 indígenas de cinco etnias del estado Mato Grosso, suroeste de Brasil, abandonaron la hidroeléctrica Dardanelos, una obra en construcción que habían ocupado el domingo, cuando tomaron 100 rehenes, informó la gubernamental Fundación Nacional del Indio (FUNAI) este miércoles.

Un portavoz de la empresa Energética Aguas da Pedra que construye la usina informó a la AFP que las obras iban a ser reanudadas el miércoles, después de un control en el lugar para confirmar que no hubo daños durante la ocupación.

Los indígenas ocuparon el domingo el lugar de las obras y tomaron 100 rehenes entre los trabajadores, en reclamo de compensaciones ambientales y sociales por la construcción en una área cercana a sus territorios.

Al final del martes los indígenas alcanzaron un acuerdo con la empresa y aceptaron volver a sus tierras, a unos 40 km de la instalación, explicó a la AFP una portavoz de la FUNAI.

"La empresa se comprometió a hacer un estudio de viabilidad para la creación de una área sagrada y para la repatriación del material (de un cementerio arqueológico que los indígenas afirman existe cerca de la construcción), además de otras acciones para la formación de profesores, alojamientos para los alumnos que no tienen transporte y de desarrollo sustentable en la región", informó el vocero.

La empresa responsable de la obra se había comprometido a presentar la semana pasada un plan con acciones de mitigación social y ambiental por la construcción de la obra. Al no recibir ese plan, los indígenas decidieron ocupar la obra y tomar rehenes.

"Queremos indemnización por la construcción de la hidroeléctrica. La obra queda a 30 km de la reserva (indígena) y causó un gran impacto social y cultural en la comunidad, sin contar con los daños ambientales, porque los animales para caza se apartaron", había declarado al sitio noticioso G1 el líder indígena Aldeci Arara. La empresa alega en cambio que no existe interferencia de su obra con el área indígena.

La usina, que comenzó su construcción hace tres años, está prevista para entrar en actividad en enero de 2011.

Fuente: Univisión.com

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Fuente: Portal Minero

Un 80% de avance presenta la Central Termoeléctrica Salar de la División Norte de Codelco Chile. Así se consigna en la base de proyectos de Portal Minero, lo que permitirá que entre en operaciones en octubre de 2010.

Esta Central se ubica en el margen sur del complejo Chuquicamata, ubicado en la comuna de Calama, Provincia de El Loa, Región de Antofagasta, específicamente en el sector conocido como Pela, destinado a la carga de combustible y ácido sulfúrico.

En la construcción de la central se generaron 185 plazas laborales; 150 de las cuales fueron en su construcción y 18 próximamente en la operación de los equipos. Esta unidad tendrá una vida útil de 25 años, extensibles después de una puesta a punto y mejoras de sus equipamientos

El proyecto, que tiene un costo de US$ 65 millones y consiste en la construcción y operación de una central térmica capaz de generar aproximadamente 85 MW de potencia eléctrica mediante dos turbogeneradores (modelo SwiftPac del fabricante Pratt & Whitney de 42,5 MW) que utilizan en una primera etapa petróleo diesel como combustible principal y gas natural una vez que comience su plena operación.

Fuente: Portal Minero

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Corte rechazó recurso de protección por central termoeléctrica "Los Robles"


La Tercera Sala de la Corte Suprema rechazó los recursos de protección que presentaron diversas comunidades de la Región del Maule en contra de la Comisión Regional del Medioambiente (Corema), que calificó favorablemente el proyecto de construcción de la Central Termoeléctrica “Los Robles”, a emplazarse en Constitución.

Los ministros Héctor Carreño, Pedro Pierry, Sonia Araneda, Haroldo Brito y el abogado integrante Benito Mauriz ratificaron el fallo de la Corte de Apelaciones de Talca que había rechazado la acción cautelar.

“Los reclamantes no aportaron evidencias que cuestionen la suficiencia de las acciones de mitigación, compensación y reparación propuestas por el titular del proyecto para enfrentar los impactos ambientales que hayan de ocasionarse con motivo de la instalación y operación de dicha central termoeléctrica”, asegura el fallo.

El texto agrega que “no se advierte cómo el actuar de la Comisión Regional del Medio Ambiente de la VII Región puede ser objeto de reproche a través de esta vía excepcional, más aún si los recurrentes construyen sus alegaciones sobre la base de eventuales efectos perjudiciales que, a juicio de ellos, pudiera acarrear la materialización de la actividad que se pretende instalar, pero sin proporcionar antecedentes ciertos que amparen tales pronósticos”.

Fuente: La Tercera.com

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Gobierno anuncia nuevas medidas para fortalecer la transmisión en el sistema eléctrico

>> 28 de julio de 2010

Fuente: Emol.com
Autor: Carlos Álvarez

Luego de los recientes apagones que afectaron a varias ciudades del país, el ministro de Energía, Ricardo Raineri, anunció hoy una serie de medidas para fortalecer el rol del Centro Económico de Despacho de Carga (CDEC), optimizando sus funciones de envío de la energía que proveen las empresas generadoras hacia las distribuidoras.

El secretario de Estado detalló el plan tras finalizar una reunión con las autoridades de la Comisión Nacional de Energía (CNE) y la Superintendencia de Electricidad y Combustible (SEC).

Entre las medidas anunciadas está una mejoría en la tecnología disponible por el CDEC, mayor autonomía de la Dirección de Operaciones de la entidad y relevar la capacidad del organismo para proponer las inversiones necesarias para garantizar la continuidad del suministro eléctrico.

Raineri informó también que las mantenciones de las instalaciones del sistema serán efectuadas por personal certificado permanentemente y que los procesos de mantención serán igualmente certificados.

El ministro insistió en la preocupación del Gobierno por los últimos cortes del suministro y reiteró que el próximo lunes se darán a conocer los resultados de la investigación sobre el apagón ocurrido el pasado mes de marzo.

La conferencia de esta mañana fue interrumpida a viva voz por un grupo de personas afectadas por lo que consideran como "cobros abusivos" de parte de la empresa eléctrica CGE.

La citada compañía implementó un cambio de su sistema informático, lo que derivó en una serie de problemas en los pagos de 1,5 millones de usuarios ubicados desde la Región Metropolitana hasta La Araucanía.

En la oportunidad, Raineri explicó que CGE ya fue fuertemente multada y que el problema está en vías de solución.

Fuente: Emol.com
Autor: Carlos Álvarez

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Transelec arriesga multas de hasta US$ 25 millones por cortes de luz

Fuente: La Tercera
Autor: Antonio Astudillo

En un hecho bastante inédito, el mayor sistema eléctrico del país registró ayer un apagón parcial, que es el segundo que ocurre en ocho días. El corte de luz se extendió por diversas ciudades y localidades ubicadas entre las regiones de Atacama y Los Ríos.

El corte se produjo a las 10.46 de la mañana, producto de trabajos que la transmisora eléctrica Transelec realizaba en la subestación Polpaico, ubicada al norte de Santiago. La empresa estaba redireccionando la energía de un sector, para realizar labores de mantenimiento, cuando ocasionó la inestabilidad en el sistema eléctrico.

Producto de la falla eléctrica, en el norte quedaron sin electricidad Copiapó, La Serena y la provincia de Huasco y algunas localidades de la Quinta Región. En el sur se restringió el suministro en la VI Región (Rancagua), VIII (Concepción, San Pedro de la Paz y Talcahuano) y en la IX (Temuco, Pueblo Nuevo, Santa Rosa y Villarrica). En la Región Metropolitana, el desperfecto afectó a Las Condes, La Florida, La Cisterna y San Miguel. En total, unos 400 mil clientes de los dos millones que hay en esta zona.

La falla desató la molestia del gobierno, porque fue el segundo episodio en una semana que involucra a Transelec. El 19 de julio se produjo una interrupción que afectó a 624.000 clientes de Santiago, producto de una mala maniobra, por parte de la transmisora, para reconectar una línea que va de Alto Jahuel a Los Almendros.

El ministro de Energía, Ricardo Rainieri, aseguró que están preocupados y que velarán para que situaciones como esta no se repitan a futuro. "Actuaremos muy enérgicamente, porque pensamos que en menos de dos semanas ocurra una situación de este tipo, donde la información preliminar indicaría que hubo problemas en cómo se llevaron a cabo las maniobras, nos parece inaceptable".

Agregó que la Superintendencia de Electricidad y Combustibles iniciará una investigación para ver si corresponden multas. Rainieri indicó que también revisarán los procedimientos con que operaban las instalaciones, las condiciones de mantenimiento y si corresponde, compensar a los clientes.

Las sanciones que arriesga Transelec no son menores. Según la titular de la SEC, Patricia Chotzen, la ley establece un máximo de US$ 8,5 millones por cada evento (10.000 unidades tributarias anuales). La firma podría arriesgar una multa de hasta US$ 25,5 millones en sanciones, considerando los eventos en que se ha visto involucrada este año. A los apagones de las últimas semanas se suma el corte de luz del 14 de marzo, que ocurrió por la falla de un transformador de sus instalaciones. Este evento es investigado y la próxima semana se conocerán las conclusiones de la autoridad.

Transelec, por su parte, junto con lamentar los efectos que produjo el corte de energía, desestimó que la falla se produjera por un "error humano", indicando que la operación del sistema se habría realizado de forma correcta. Indicó que falló una operación automática, dado que las maniobras que realizaron, que son habituales, se efectuaron en forma computarizada y remota. La firma, además, indicó que los tres episodios registrados desde marzo no tienen "un patrón común".

María Isabel González, ex secretaria ejecutiva de la CNE, indicó que la falla no tenía relación con el terremoto ni con debilidades del sistema de transmisión. Renato Agurto, de Synex, señaló que "las menos de las veces ocurren estas cosas, porque los procedimientos que aplican las empresas transmisoras son muy rigurosos en este sentido.

Fuente: La Tercera
Autor: Antonio Astudillo

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Gener y municipio de Puchuncaví logran acuerdo que destraba Campiche

El arreglo, que se comenzó a gestar hace un par de semanas, logró formalizarse el lunes, cuando el concejo municipal acudió a la Corte de Apelaciones de Valparaíso para desistir de los procesos judiciales que pesan en contra de la inversión de la segunda empresa generadora del país.

Ramón Barría, integrante del concejo municipal, detalló que la empresa desembolsará $ 2.300 millones, unos US$ 4 millones, en aportes sociales a la comunidad. Se trata de la construcción del primer Centro de Salud Familiar (Cesfam), obra que requerirá de $ 1.100 millones. Junto con esto está la creación de un fondo concursable por $ 100 millones y la reconstrucción del cuartel de Bomberos de Puchuncaví, afectado por el terremoto y la compra de un carrobomba. Estos aportes suman $ 100 millones.

Otro concejal de la comuna señaló que la empresa, además, se comprometió a invertir US$ 80 millones en el mejoramiento de las tecnologías de las cuatro centrales a carbón que tiene en la zona, monto que incluye la futura central Nueva Ventanas (250 MW). El objetivo es reducir los niveles de contaminación de la comuna.

Una de las cláusulas que impuso el municipio es la prohibición de nuevas construcciones de unidades eléctricas por parte de Gener o filiales. Los detalles del acuerdo serán dados a conocer hoy en el Congreso.

A la cita, programada para las 11.30 horas, asistirá el alcalde de Puchuncaví, Agustín Valencia, ejecutivos de Gener, concejales del municipio y parlamentarios. La noticia no fue bien recibida por la Comunidad Ecológica de Puchuncaví, organización que logró paralizar la obra, pese a la aprobación ambiental y también al cambio en el uso de suelo que aplicó el municipio tras una resolución del Ministerio de Vivienda y Urbanismo. Ricardo Correa, vocero del organismo, señaló que mantienen su oposición al proyecto y que estudian acciones.

Barría indicó que el acuerdo con Gener sostiene que ante cualquier acción legal de terceros contra el pacto, la empresa tendrá el apoyo total del municipio para seguir con la obra.

La paralización de Campiche, cuya inversión fue de US$ 500 millones, generó un fuerte impacto en el mundo empresarial. La obra contaba con su aprobación ambiental y llevaba cerca de 40% de avance en las obras civiles.

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CDEC-SIC detecta 13 tramos vulnerables en el principal tendido eléctrico del país

Fuente: La Tercera
Autor: Jessica Marticorena

Aunque el apagón de ayer no tuvo relación con la capacidad del sistema de transmisión para transportar la energía a los centros de consumo, el principal tendido eléctrico presenta sectores vulnerables que requerirán ser ampliados en los próximos años.

Según un estudio del Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado Central (CDEC-SIC) -organismo que coordina la operación del sistema eléctrico-, hay 13 tramos que no tienen la capacidad suficiente para transportar la energía que se necesitará en los próximos años y, por lo tanto, requieren con prontitud nuevas inversiones.

El análisis publicado el 19 de julio forma parte de la Revisión 2010 del Estudio de Transmisión Troncal, cuyo objetivo es proyectar los niveles de utilización futura que tendrá la principal red eléctrica del país, para distintos escenarios de despacho que incorporan tres variables: plan de obras de generación, costos y disponibilidad de combustibles. "Esta revisión analiza la conveniencia de realizar obras cuyos trabajos deben comenzar antes de enero de 2012 (...), ya que las ampliaciones de las líneas de transmisión y transformadores de potencia consideran un plazo de construcción de tres años", dice el informe.

Los 13 tramos sensibles que requieren ampliarse se dividen en tres partes: la primera va desde la III Región hasta la Región de Valparaíso; la segunda recorre desde rancagua a Concepción, y la tercera abarca de Temuco a Puerto Montt. A su vez, el estudio indica que hay dos subestaciones que requieren reforzarse: Polpaico y Ancoa.

Para algunos tramos, a partir de 2013 se estiman congestiones de hasta 20%, respecto de los niveles actuales, señala el estudio. Incluso, el análisis proyecta transferencias de energía por sobre el límite técnico del tramo, superiores en hasta 50% su capacidad a contar de 2015.

"El sistema de transmisión debe mejorar en dos frentes: en operación y en capacidad de transporte", dice María Isabel González, ex secretaria ejecutiva de la Comisión Nacional de Energía.

"Si no se amplían las redes en la zona norte y hacia el sur, esa falta de holgura en el sistema generará un cuello de botella, que impedirá a las generadoras poder despachar la energía y transportarla hacia los centros de consumo", dice.

Para Sebastián Bernstein, socio de Synex, "las futuras ampliaciones van a depender de dónde se instalen las centrales. No hay que perder tiempo, porque cualquier obra relevante en transmisión entrará recién a principios de 2015. Si una central no se puede conectar al sistema, los principales afectados serán, además de los inversionistas, los consumidores".

Fuente: La Tercera
Autor: Jessica Marticorena

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Justicia emitió una orden que impide la votación sobre Castilla

La votación que iba a decidir la aprobación o el rechazo de la construcción de la central termoeléctrica Castilla, de propiedad de MPX Energía, -y que se iba a desarrollar hoy- sufrió un nuevo traspié.

La Corte de Apelaciones de Copiapó emitió ayer una orden de no innovar (ONI), que obligó a suspender el procedimiento, como consecuencia de un recurso interpuesto por abogados contrarios a la construcción de la central, el que estuvo dirigido contra el Seremi de Salud de la región.

Esto, después que la secretaría regional del Minsal cambiara su calificación sobre el proyecto de "contaminante" -como lo había definido previamente- a sólo "molesto".

Así, Castilla no podrá ser votado y deberá esperar, para su aprobación, la revocación de la ONI y la vista sobre el recurso interpuesto en contra del seremi.


Nueva programación

Central Termoeléctrica Castilla (carbonera, con un costo de US$ 4.400 millones para generar 2.100 MW), iba a ser votada la semana pasada, pero la autoridad decidió elaborar un nuevo Informe Consolidado de Evaluación (ICE) y había programado para hoy la votación.

Fuente: Diario Financiero

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Utilidades de Enersis cayeron 45,1% a junio

La utilidad del grupo energético Enersis anotó una fuerte caída de 45,1% a junio de este año, al totalizar $ 198.173 millones.

De acuerdo al estado de resultado de la compañía controlada por la española Endesa, en igual lapso de 2009 las ganancias llegaron a $360.906 millones.

Los resultados se vieron afectados en parte por ítem impuestos y un menor desempeño del sector generación.

“Del mejor resultado en distribución y más débil aporte proveniente de la generación y transmisión, el resultado antes de impuestos, disminuyó en 17,7%, porcentaje en línea con la situación post-terremoto y variabilidad climática en la región”, dijo la empresa en su análisis razonado.

La firma dijo que en el segundo trimestre, en la medida que los efectos inmediatos del terremoto han sido compensados, comenzó a registrarse una importante recuperación de la demanda en Santiago.

“Esta tendencia creciente ha sido observada también en todas nuestras áreas de concesión, que han observado importantes aumentos en la demanda, particularmente en Brasil”, dijo.

Fuente: Diario Financiero

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Ministros de la región evaluarán opciones de interconexión eléctrica

>> 27 de julio de 2010

Fuente: El Mercurio

Viabilizar opciones concretas de transferencia eléctrica entre los países de la región en casos de emergencia o coyunturas específicas, como sequías u otras, será el tema central de una jornada que reunirá a ministros de Energía, autoridades regulatorias y ejecutivos del sector provenientes del Cono Sur.

La actividad, que se realizará este viernes en Santiago, es organizada por el capítulo chileno de la Comisión de Integración Energética Regional (Cier), organismo iberoamericano que agrupa a estos segmentos y al cual se sumaron recientemente los países de América Central y se espera el ingreso de México.

Mario Donoso, gerente general de CGE Distribución, es el vicepresidente de la Cier en Chile (Chicier), y explica que en esta ocasión la discusión girará en torno al resultado de la segunda fase de un estudio técnico, comercial y regulatorio que determinó las oportunidades y desafíos de la integración energética de los países de América Latina.

"Este análisis es distinto, porque junto con considerar el potencial energético de todos los países, el estudio incluyó las interconexiones existentes y la factibilidad de otras nuevas, observando también las regulaciones particulares. Entonces, a diferencia de lo que se ha hecho antes, aquí se trata de no interferir en ese ámbito y tampoco en la operación de cada mercado, especialmente desde el punto de vista de precios, con lo cual las transferencias serían posibles en escenarios de emergencia o coyuntura", asegura.

Agrega que también se respetó la autonomía entre los países y se observaron todas las incidencias desde el punto de vista ambiental, que los beneficios sean compartidos, y además de aspectos relacionados con la seguridad del suministro.

Ejemplos

La evaluación, que fue encargada al consorcio compuesto por la consultora local Synex, la argentina Mercado Energético y la brasileña PSR Consultoría, consideró simulaciones detalladas de la operación y los intercambios de energía entre 16 países entre 2010 y 2017, las cuales, dice el ejecutivo, involucraron casi mil plantas hidroeléctricas, tres mil unidades térmicas y diversos proyectos renovables no convencionales (ERNC). Todo lo anterior dio pie a doce proyectos de traspaso eléctrico por un total de siete mil megawatts (MW), cuyos beneficios se traducirían en cifras millonarias.

Chile aparece mencionado en uno de los casos, denominado de "transferencia de energía o swap", que dice relación con un eventual traspaso de energía hidroeléctrica excedentaria (200 MW) que Paraguay inyectaría en Argentina. Ello permitiría redireccionar hacia Chile toda la producción de la central térmica Salta, que está en su territorio y que está conectada con el Norte Grande chileno.

Reactivación de Chile

Mario Donoso añade que la realización de esta jornada en Chile representa la reactivación del capítulo chileno de la Cier, tras una década de inactividad.

Además, en noviembre de 2011 Santiago será la sede de otro evento de la Cier: la reunión de altos ejecutivos del sector eléctrico.

La idea, asegura, es sumar a otros actores del sector energético, fundamentalmente el gas, para hacer de esta entidad un referente para el debate de los temas y políticas de futuro para esta actividad.

12 proyectos de interconexión eléctrica podrían ser impulsados en América Latina e involucran una potencia total de siete mil MW.

Estas opciones respetan las políticas de los países y no requieren armonizaciones regulatorias profundas en los mercados internos involucrados.

Fuente: El Mercurio

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Enap debe bajar deuda en US$ 1.000 millones para estabilizar finanzas

Fuente: La Tercera

Una tarea no menor impulsa la administración de Enap este año. La petrolera necesita reducir su nivel de deuda en US$ 1.000 millones para estabilizar su situación financiera. "Hoy, su deuda asciende a los US$ 4.000 millones, es decir, US$ 1.000 millones adicionales a lo que se considera un nivel razonable para los flujos de esta empresa. Ese pasivo adicional implica para la firma un gasto en intereses de US$ 70 millones al año", sostiene un alto ejecutivo de la estatal, quien explica que esta situación termina mermando las utilidades.

Fuentes de la estatal agregan que parte de este diagnóstico presentó la administración que lidera Rodrigo Azócar al directorio la semana pasada.

"La menor capacidad interna de generación de fondos y las mayores necesidades de financiamiento han conducido a que Enap haya aumentado significativamente su deuda financiera, alcanzando a junio un leverage financiero de 12 veces respecto de su Ebitda", explica un ejecutivo de una clasificadora de riesgo, quien agrega que "es un endeudamiento alto que le genera una presión importante y le impone limitaciones para su crecimiento futuro y su posición competitiva".

El alto endeudamiento que exhibe Enap responde, principalmente, a que en 2008 incurrió en gastos millonarios para cumplir el rol estratégico que asumió. Respaldó la operación del sistema eléctrico con diésel, ante las restricciones de gas desde Argentina, dicen ejecutivos de la estatal.

La generación de ingresos tuvo una recuperación en 2009, gracias a la evolución positiva del precio del crudo y a una mayor disponibilidad de gas natural, debido a la entrada en operaciones de GNL Quintero que, junto con mejoras en eficiencia operacional, permitieron reducir los costos. No obstante, en 2010, "la caída en los márgenes internacionales y el terremoto de febrero mermaron los márgenes al afectar los procesos de refinación, teniendo que importar refinados a precios más altos para satisfacer la demanda local", señalan fuentes de una clasificadora de riesgo.

Un camino para refinanciar los pasivos es la colocación de bonos que hará por US$ 500 millones. Otra vía, aseguran los ejecutivos, es abrir parte de la propiedad a la Bolsa. Entre 10% a 20% permitiría tener recursos que mejorarán su situación financiera.

El plan hacia 2020

Para fortalecer la Enap, la administración impulsa un plan estratégico de largo plazo, al 2020, que la semana pasada conoció el directorio y que ha sido analizado también con ministros del gobierno y que contó con la asesoría del Boston Consulting Group. Una opción que propone el plan, que aún no es aprobado, es capitalizar parte de la propiedad de Enap. Fuentes de la compañía agregan que el plan estratégico menciona tres puntos claves. Uno es la necesidad de separar el rol estratégico que tiene en la matriz energética de su tarea productiva. Otro aspecto relevante son las definiciones de la exploración internacional y de Magallanes, y si ingresa o no a nuevos negocios. Además, no se descarta vender activos en el exterior, dice una fuente de la firma.

Fuente: La Tercera

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Eletrobras evalúa comprar participación en una firma estadounidense

Fuente: América Economía

Eletrobras considera comprar una participación minoritaria en una firma de generación y transmisión de energía en Estados Unidos, dijo el lunes Sinval Gama, jefe de operaciones internacionales de la eléctrica estatal brasileña.

Eletrobras analiza actualmente a 11 posibles compañías, entre generadoras y transmisoras de energía, dijo Gama a la prensa en el marco de un evento de la industria en Río de Janeiro. La firma espera que sus operaciones en el exterior generen alrededor de un 10% de sus ingresos totales en el 2020, explicó el ejecutivo.

Gama no mencionó posibles blancos de adquisiciones. Eletrobras controla más de un 80% de la generación de energía en Brasil y es un actor importante en la transmisión y distribución de energía.

Eletrobras ha señalado en reiteradas oportunidades que desea expandirse en Latinoamérica a través de la participación en subastas y asociaciones con otras compañías para diversificar sus fuentes de ingresos.

El bajo precio de la energía en el mercado mayorista, los altos costos operacionales y la incertidumbre por la renovación de licencias antes del 2015 probablemente afecten sus ingresos en Brasil, según un reciente informe del Banco Santander.

Fuente: América Economía

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Vecinos de Penco celebran que no se instalará termoeléctrica que Stotherm Cross quería instalar

>> 26 de julio de 2010

Autor: Camila Álvarez

Dirigentes y vecinos de Penco se reunieron en la plaza de armas de la comuna para celebrar, con un brindis ciudadano, la no instalación de la termoeléctrica que la empresa transnacional Stotherm Cross tenía prevista.

Alrededor de 50 vecinos llegaron hasta la plaza de Penco para celebrar la retirada de la empresa Stotherm Cross con su proyecto de una termoeléctrica para la comuna.

El líder del partido ecologista, Félix González, dijo que este tipo de proyectos termoeléctricos pueden resucitar en cualquier momento, ya que cualquier otra empresa podría montar la misma iniciativa, indicó que por eso se mantendrán atentos hasta lograr cambiar el plan regular.

Uno de los vecinos de Penco centro, Alejandro Villagrán, señaló que la no instalación de la termoeléctrica es un triunfo para vecinos y dirigentes que pusieron mucho de su parte para evitar la contaminación en la comuna. Aunque dijo que, de todas formas, seguirán adelante con el plebiscito.

Félix González aprovechó la oportunidad para agradecer a todas las personas que participaron tanto en las actividades en contra de la
termoeléctrica y dio especial mención a los 3 mil 80 vecinos que firmaron en las notarías Penco firmas con las que se pretende lograr la realización de un plebiscito que logre cambiar el plan regulador de la comuna costera.

Fuente: Radio Bío Bío
Autor: Camila Álvarez

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UNAM desarrolla aire acondicionado solar

Científicos del Centro de Investigación en Energía (CIE) de la UNAM, en Temixco, Morelos, desarrollan un sistema de aire acondicionado solar, adecuado para las circunstancias climatológicas de insolación, temperaturas y humedad en la mayor parte del territorio nacional.

Wilfrido Rivera, jefe del Departamento de Sistemas Energéticos del Centro, expuso que si bien ya existen máquinas de enfriamiento en países desarrollados, como Alemania o Japón, “las nuestras son diseñadas para las condiciones climatológicas específicas de México”.

Además, el dispositivo presenta innovaciones importantes en proceso de patente, entre ellas, que no necesita las llamadas “torres de enfriamiento” para funcionar.

Para producir frío, un sistema de refrigeración extrae el calor de un lugar a baja temperatura y lo descarga en otro a mayor temperatura. El calor liberado se disipa al medio ambiente mediante el uso de “torres de enfriamiento”, por donde circula agua tibia a una humedad elevada, condición ideal para el desarrollo de bacterias como la Legionella.

Por ello, algunos de los equipos que se han instalado en Europa han visto limitado su uso en aeropuertos y hospitales, entre otros espacios, explicó el experto. En contraste, el sistema desarrollado por Roberto Best, Octavio García, Víctor Gómez y Rivera se enfría por aire y no presenta el problema de ese cultivo.

La Coordinación de Refrigeración y Bombas de Calor del CIE se ha preocupado, desde hace más de dos décadas, por desarrollar técnicas de enfriamiento usando energía solar, un recurso ilimitado en la mayor parte del país.

En México se pueden alcanzar insolaciones máximas de hasta mil watts por metro cuadrado, por periodos de hasta cuatro horas al día, de acuerdo con la época estacional. En otros países la insolación puede llegar a ser la mitad, por lo que México tiene un gran potencial para el desarrollo de sistemas que utilizan energía solar.

Rivera comentó que antes no se daba mucha importancia al gasto de energía porque era menos costosa; sin embargo, con el creciente aumento de las tarifas eléctricas se ha vuelto un problema complejo.

Tecnología basada en el Sol

El aire acondicionado solar que desarrolla el CIE consta de dos subsistemas: el campo de colectores solares y la máquina de enfriamiento.

Los convencionales usan un compresor mecánico, que es el gran consumidor de electricidad; éste trabaja con un refrigerante que lo hace circular de una zona de baja presión en el evaporador, donde se produce el frío, a una de alta presión, donde se disipa el calor en el condensador.

En cambio, el aire acondicionado del CIE funciona por un principio llamado de absorción, donde el compresor es sustituido por dos componentes: un absorbedor y un generador, que opera exclusivamente con calor producido por el Sol, no con electricidad. Además, cuenta con el condensador y el evaporador, donde se produce el frío.

Aunque las dimensiones no son todavía las deseables, prosiguió el investigador, se trabaja con buenos resultados para hacerlo más compacto y económico.

El sistema tendría, por lo menos, una vida útil de 15 años, con una ventaja adicional: por no tener partes móviles, prácticamente no requiere mantenimiento. “Lo único que se necesita es conservar limpio el campo de colectores para captar mejor la radiación solar”.

Algunos resultados obtenidos de la investigación han sido publicados por los integrantes de la Coordinación de Refrigeración y Bombas de Calor en revistas internacionales de elevado impacto, como International Journal of Heat and Mass Transfer, International Journal of Refrigeration, y Solar Energy.

Además, este proyecto fue aprobado recientemente dentro de los Fondos Sener-Conacyt (Secretaría de Energía-Consejo Nacional de Ciencia y Tecnología), y en él hay dos empresas involucradas: Módulo Solar y RDMES Technology. Con ello, el panorama para el sistema de aire acondicionado solar universitario es alentador.

Buscan reducir ruido de los climatizadores

••• Científicos españoles de la Universidad Politécnica de Valencia, España, establecieron las medidas para reducir el ruido de los aires acondicionados. El estudio, basado en 3 mil ensayos realizados en laboratorios y cámaras acústicas, permite determinar las condiciones de fabricación para que dichos aparatos generen un sonido con menos de 30 decibeles, límite que el ser humano puede percibir para mantener un sueño sin interrupciones, según la Organización Mundial de la Salud.

Jesús Alba, investigador del campus de Gandia de la UPV y director del proyecto, señala que “en muchos casos se alcanza 45 dB en dormitorios con aire acondicionado, ya que no se cuida el ruido, sino sólo acondicionar el aire. Es decir, pasamos a niveles donde según la OMS tendríamos problemas de sueño interrumpido”.

Según Alba, experto en acústica, el ruido puede reducirse desde diferentes enfoques, por ejemplo, utilizando materiales reciclados que absorban el sonido en el interior de los climatizadores.

Fuente: Milenio.com

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Termoeléctrica Castilla: tres visiones de un megaproyecto en la Región de Atacama

Fuente: La Tercera.com
Autor: Juan Patricio Peña

El complejo termoeléctrico - “Central Termoeléctrica Castilla” -que se busca construir en la Región de Atacama ha desatado la “preocupación” de ambientalistas y pescadores artesanales. Son seis centrales termoeléctricas, una planta desaladora y un puerto. Además, contempla erigir dos plantas a petróleo diésel, que servirán de respaldo.

El proyecto -cuyo titular es MPX Energía Chile- se levantará en la hacienda de 612 hectáreas denominada Castilla, ubicada en la zona Punta Cachos, distante 80 km al suroeste de Copiapó. Contempla una inversión de US$ 225 millones y se encuentra en estado de calificación ambiental.
“Central Termoeléctrica Castilla” operará en una primera etapa con platas Petróleo Diesel B – con dos turbinas de combustión de 127 MW de potencia bruta cada una-. Luego con las unidades generadoras a carbón -de 350 MW de potencia cada una.

Estas últimas, según el Estudio de Impacto Ambiental (EIA) presentado a las autoridades, cuenta con un “sistema de abatimiento de material particulado mediante filtro de mangas y desulfurización de gases de combustión con agua de mar”.

El complejo contempla la operación de seis tuberías de tres metros de diámetro, que aspirarán de forma horizontal un volumen de 46.000 m3 de agua de mar. Cada a una velocidad menor de 0,4 m/s.

Los ductos constituyen la “preocupación” de ambientalistas y pescadores artesanales de Puerto Caldera. El ingeniero en Pesca Hernán Ramírez, afirma que el proyecto Castilla devuelve “con 7 u 8 °C sobre la temperatura normal del agua”, lo que generará “daños” al medioambiente.

“Es como fomentar la corriente de El Niño, pero en forma artificial. Porque la cantidad de grados que sube el agua complica no solamente a los pescadores, sino también todo lo que concierne a los recursos marinos”, asevera Miguel Avalos, presidente de la Asociación de pescadores artesanales y miembro del Consejo Nacional de Pesca III y IV Región.

Al respecto, la firma sostiene en el EIA presentado ante las autoridades ambientales y entidades que participan en este proceso que el agua sí aumenta su temperatura entre 6°C y 8°C, pues enfría de las calderas de las plantas termoeléctricas. Sin embargo, explica que ya en el primer metro que recorre cuando es devuelta al mar pierde 3°C. El agua se extrae a 15 metros de profundidad a 13°C.

Añaden que el recurso hídrico se iguala a los 700 metros de profundidad. Un especialista que a participado en el proceso lo compara con verter un vaso con agua tibia a una tina llena con agua helada. Esto, dada la inmensidad del océano.

Los pescadores aseguran que este proceso provocará problemas con la población de algas y de los recursos bentónicos como el erizo, loco, lapa y macha. Avalos dice que con los proyectos termoeléctricos “son los principales que se verían afectados en ese sentido”.

En el Estudio de Impacto Ambiental, la empresa señala que el recurso hídrico es devuelto bajo los 9,5 metros de profundidad, donde no hay termoclina. Es decir, donde no existen larvas ni seres vivos que pueden verse afectados. Estas, aseguran, pueden encontrarse hasta los 9 metros, de acuerdo a los análisis científicos presentados en el EIA.

La Corema determinó en su última sesión -miércoles 21- postergar la votación de su calificación ambiental y fijó una nueva sesión. Esta sería la última y “se desarrollaría el próximo miércoles”, según dijo su director Carlos Olivares a latercera.com.

En ella se aprobaría o rechazaría el proyecto cuya calificación ambiental fue modificada de “contaminante” a “molesta”.

Fuente: La Tercera.com
Autor: Juan Patricio Peña

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Senador Orpis expresa que Chile puede instalar planta de energía termosolar

Fuente: Radio Bío Bío
Autor Felipe Delgado

El presidente de la Comisión de Minería y Energía del Senado, Jaime Orpis (UDI) dio a conocer este lunes su convencimiento de que Chile puede en un plazo de dos o tres años, instalar una planta de energía termosolar de unos 50 megawatts en el norte.

Así lo manifestó tras recorrer recintos con almacenamiento de temperatura, a partir de los nitratos fundidos, en Italia y España.

En la oportunidad, el parlamentario afirmó que “junto a los integrantes de la instancia quedamos impactados por los avances tecnológicos que hoy día existen en materia de energía termosolar y que rompen los paradigmas y las limitaciones que siempre se esgrimen al momento de optar por este tipo de energía alternativa”.

Precisó que “este tipo de plantas puede generar prácticamente las 24 horas del día porque el almacenamiento, a partir de los nitratos fundidos, puede durar 7 u 8 horas. Es decir, se recibe la radiación en el día y cuando no hay sol se puede seguir generando electricidad o vapor”.

El senador agregó que “los miembros de la Comisión llegamos a la absoluta convicción de que la apuesta que tiene que hacer Chile en el norte es con la energía termosolar y la geotermia porque hay recursos en abundancia. Tampoco descartamos la mareomotriz”.

Por estas razones, anunció que elaborarán “un cronograma de reuniones con las autoridades del Ministerio de Energía, las empresas mineras e incluso el propio Presiente de la República, porque en el tema de geotermia hay muchos recursos y en el caso de la termosolar Chile tiene la mejor radiación del mundo”.

Fuente: Radio Bío Bío

Autor Felipe Delgado

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Ejecutivos eléctricos proponen cambios a la normativa de energías renovables

Autor: Gustavo Orellana

El "desafío 20-20" que busca que, a 2020, el 20% de la matriz eléctrica chilena se genere con energías renovables, no será posible de cumplir, a menos que se hagan algunos cambios a la ley de ERNC.

Así lo creen varios representantes del sector, que plantean cuatro cambios necesarios a la normativa.

1 Eliminar el límite a las centrales de pasada

Según el gerente general de Pacific Hydro, José Antonio Valdés, es necesario eliminar el límite de las centrales mini hidro factibles de ser acreditadas como ERNC, que es de 20 MW.

"A nivel mundial no existe esa diferenciación. Si uno puede generar 80 MW con una central de pasada, limpia y amigable con el ambiente, ¿por qué debe achicar el proyecto?", señala Valdés.

"Esto es subutilizar el potencial hídrico del país y tendría costo social", agrega el gerente general de Tinguiririca Energía, Claudio Montes.


2 Conocer contratos

El presidente de la Asociación de Pequeñas y Medianas Centrales Mini Hidro, (Apemec), Pedro Matthei, plantea que sería positivo conocer los volúmenes de energía y potencia de los contratos de suministro afectos a la obligación. "Para que el sector ERNC pueda proyectarse y planificar a futuro, es necesario conocer los volúmenes de atributo verde que deberán acreditarse en los próximos meses y años", señala.


3 Mecanismo estabilizador de precios

Alfredo Solar, gerente general de Acciona Chile, plantea que las energías renovables no deben estar expuestas a las variaciones de precio de las centrales convencionales, puesto que no son de la misma naturaleza. En ese sentido, plantea que una unidad renovable debe tener una escala de precios distinta, de manera de favorecer su desarrollo.


4 Elevar requisitos

José Ignacio Escobar, presidente de la Asociación de Energías Renovables (Acera), dice que si se quiere llegar al 20% de participación de las ERNC a 2020 se debe partir elevando el límite actual de exigencia para las generadoras, que es de 5%. Además, que éste debe aumentar año a año de forma más veloz.

Fuente: Diario Financiero
Autor: Gustavo Orellana

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Gobierno destraba licitación de exploración de geotermia tras casi un año de trámite

Autor: Gustavo Orellana

Un inusual retraso ha presentado el proceso de licitación de zonas para exploración y explotación de geotermia, que fue adjudicado el año pasado por el Gobierno pero que, pese al elevado interés de privados por iniciar obras, aún no logra plasmarse en contratos.

En junio de 2009, el entonces ministro de Minería, Santiago González, anunció públicamente el otorgamiento de licencias a distintas empresas locales y extranjeras, interesadas en buscar potencial geotérmico en las zonas de exploración en distintas regiones del país, desde la región de Arica hasta Los Ríos.

Sin embargo, y pese al tiempo transcurrido, las empresas todavía no pueden iniciar una sola excavación.

¿Cuál es la explicación de este retraso? El problema, cuentan en el gobierno, es que el proceso de licitación consideró la posibilidad de reclamaciones de terceros que, de ser acogidas, obligaban a revisar todo el proceso. Estas reclamaciones fueron acogidas no una, sino que dos veces, y explican, según el Gobierno, la demora en la firma definitiva de los decretos.

A esto se suma el hecho de que la licitación comenzó a elaborarse en el Ministerio de Minería, que estaba a cargo de estos temas. Ahora, tras la creación del Ministerio de Energía, es esta cartera la que está a cargo del tema.

Y es, precisamente, el ministerio que hoy encabeza Ricardo Raineri el que tomó la posta. La cartera anunció que ingresará hoy los decretos a Contraloría para su revisión y, finalmente, sellar los contratos con los privados para iniciar obras.

A Contraloría

Pero surge otro inconveniente, porque la revisión de los contratos en esta instancia puede demorarse, con facilidad, otro par de meses.

"La licitación de las 20 áreas realizada el año pasado aún no concluye, debido a que en dos oportunidades algunas empresas presentaron reclamaciones a las resoluciones que aprobaron las calificaciones técnicas", explica, de manera oficial, el Ministerio de Energía.

En su respuesta, la cartera agrega que acogió, parcialmente, dos de esas reclamaciones, lo que obligó a hacer una nueva evaluación técnica de las propuestas, pero que no hubo nuevas objeciones. "El último período de reclamación venció el 20 de julio. No hubo reclamaciones por parte de las empresas y los decretos que adjudican las concesiones serán enviados a Contraloría el lunes 26 de julio", asegura el Ejecutivo.

Las nueve compañías que se impusieron en la licitación fueron Energía Andina (sociedad entre ENAP y Antofagasta Minerals), la estadounidense Hot Rock, la eléctrica Colbún, Magma Energy Chile, Geotérmica del Norte (sociedad entre ENAP y Enel), Origin, Serviland, Ormat y Polaris. Estas firmas se comprometieron a invertir US$ 106 millones en 2 años.

En Chile existen dos formas de acceder a zonas para explorar geotermia: participar de las licitaciones -en zonas en las que los estudios han confirmado potencial- y la solicitud directa en zonas no afectas a licitación.

Fuente: Diario Financiero
Autor: Gustavo Orellana

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Trámites ambientales de centrales térmicas acumulan retrasos de hasta nueve meses

>> 25 de julio de 2010

Fuente: La Tercera

Un largo camino deben recorrer los proyectos de inversión del sector energético en Chile antes de poder materializarse. Dificultades en su tramitación ambiental y en la obtención de permisos y autorizaciones sectoriales, en la mayoría de los casos, deriva en retrasos que afectan el desarrollo de estas iniciativas. Ocurre así, por ejemplo, con las centrales térmicas, donde la demora excede hasta en nueve meses los plazos legales.

Esa es parte de una radiografía a las inversiones en la industria energética recogida en el estudio "Identificación de dificultades en la tramitación de permisos de proyectos del sector eléctrico", realizado entre enero y mayo de este año por el Ministerio de Energía, a través de entrevistas a servicios públicos y empresas privadas.

Sus conclusiones son claras: el tiempo promedio de tramitación en el Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (Seia) de los proyectos de generación aprobados desde 1994 a la fecha alcanza a los 320 días. Es decir, prácticamente el doble de lo estipulado en los plazos legales, de 180 días. La demora, en todo caso, puede ser mayor. Según el estudio, hay 42 iniciativas, la mitad de ellas con inversiones por sobre los US$ 100 millones, que superan los 320 días de trámites.

El informe muestra, asimismo, que actualmente hay 56 permisos aplicables a proyectos de generación y transmisión eléctrica, que involucran a 22 órganos del Estado, desde municipios hasta gobierno central. Algunos de los plazos de tramitación más críticos corresponden a las compras y arriendos de bienes fiscales, con demoras superiores a los 700 días, y otorgamiento de concesiones marítimas, donde el retraso promedio de las solicitudes en trámite puede sobrepasar los 900 días. Por lo mismo, hay solicitudes que datan de 2007.

Térmicas, las más afectadas

Las centrales termoeléctricas, de acuerdo al reporte del ministerio, presentan las mayores dificultades para obtener su autorización ambiental y tienen las tramitaciones más extensas. En el estudio se detectó que en los últimos 16 años hubo 14 proyectos térmicos cuya tramitación en el Seia alcanzó a 443 días y superó en casi nueve meses el plazo establecido en la legislación ambiental.

En el segundo lugar están las plantas hidroeléctricas, con cinco proyectos que tardaron 390 días en conseguir su aprobación (siete meses por sobre el plazo legal). Una mejor suerte corrieron dos iniciativas eólicas, cuya tramitación se completó en 335 días, cinco meses después de cumplido el tiempo estipulado.

Principales dificultades

La falta de claridad de la normativa, principalmente en relación con los requisitos que se exigen, es una de las principales dificultades de la tramitación de proyectos, explica el ministro de Energía, Ricardo Raineri. "La interpretación de la normativa es otro obstáculo reconocido por los entrevistados, porque canaliza expectativas que van más allá del espíritu de las normas, retrasando y entorpeciendo las tramitaciones", dice.

Sobre la gestión pública, las principales críticas que recoge el análisis apuntan hacia la discrecionalidad de los entes evaluadores, "debido a la falta de criterios de aplicación uniforme a nivel nacional a la hora de evaluar los proyectos", afirma. En cuanto a la gestión privada, los entrevistados, principalmente del sector público, centran sus críticas en el nivel de profundidad y completitud de los antecedentes presentados, lo que dificulta y demora su tramitación.

La meta del ministerio

Con los resultados del estudio sobre el escritorio, la cartera de Energía ahora busca agilizar los tiempos de tramitación de los proyectos. "Estamos trabajando en modificaciones a la Ley de Concesiones geotérmicas y a la Ley Eléctrica, en aquellos aspectos vinculados al otorgamiento de concesiones eléctricas", adelanta.

Adicionalmente, se acordó con la Dirección de Aguas agilizar los procedimientos en materia de derechos. "Desarrollaremos guías, manuales o formularios para dar claridad a los inversionistas sobre los antecedentes técnicos requeridos para las tramitaciones. (...) Tenemos una coordinación con Conaf para resolver problemas derivados de la interpretación de distintas leyes", añade.

Energía también se impuso metas: que el plazo para otorgar una concesión geotérmica se reduzca cuatro veces, de 400 a 100 días. "A fines de este año tendremos los primeros resultados. Al menos, en términos de guías y manuales. El trámite de modificaciones legales puede tomar un poco más tiempo", dice el ministro.

Los costos asociados a las demoras: menos inversión y mayores precios de la energía
El estudio del Ministerio de Energía consigna que las tramitaciones excesivas tienen un efecto económico no menor, en los privados y en los consumidores. En promedio, por cada megawatt que se tarda en producir, se frena del orden de US$ 1,4 millón de inversión. "Dicho de otro modo, el período adicional de demora de estos proyectos ha implicado un retraso de una inversión de aproximadamente US$ 375 millones, equivalente a 280 MW, en promedio", afirma el ministro Ricardo Raineri.

En el caso de las termoeléctricas, la inversión promedio retrasada en los últimos 16 años fue del orden de los US$ 530 millones, equivalentes a unos 370 MW; en el de las hidroeléctricas, el monto alcanzó US$ 240 millones (220 MW), y en los parques eólicos la cifra alcanzó a US$ 560 millones (280 MW).

Los retrasos en los proyectos de inversión también tienen un efecto sobre los costos que deben asumir los usuarios por el valor de la energía. "Es un tema relevante. La tardanza impacta directamente en una energía más cara, una falta de competencia en el mercado y una menor generación de empleo, entre otros efectos. Por eso, nuestro desafío es acelerar la inversión de aquellos proyectos que ambientalmente cumplan con los estándares y normativa vigente. Este es uno de varios desafíos que hemos asumido como ministerio", afirma Raineri.


Energía también identificó los costos que deben asumir los inversionistas, derivados de los estudios necesarios para obtener los distintos permisos. Aunque varía según el tamaño de cada proyecto, los gastos promedio requeridos para las centrales termoeléctricas e hidroeléctricas superan los US$ 8 millones; para los proyectos geotérmicos y de transmisión, US$ 6 millones, y los eólicos y solares, US$ 4 millones.


Fuente: La Tercera


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Gasco aprovecha baja en uso de diésel para crecer en negocio industrial

Fuente: La Tercera

Gasco ya no quiere crecer sólo al ritmo del PIB, y por eso está en un plan para aumentar sus utilidades a tasas de dos dígitos. Su estrategia: crecer con nuevos clientes, en particular con los industriales, que hoy le reportan el 20% de los ingresos de su negocio estrella: el gas licuado.

Las mayores restricciones ambientales, que han llevado a las grandes empresas a reemplazar combustibles líquidos como diésel y petróleos pesados, le abren una puerta para concretar su plan. "Es una oportunidad real de reducir los costos operacionales en los procesos industriales, junto con reducir las emisiones de material particulado, óxidos de azufre, nitrógeno y gases de efecto invernadero", explica Jorge Montt, gerente general de la filial Gasco GLP.

El gas licuado, dice, es más barato que el diésel o el fuel oil. También es parte de una tendencia mundial, afirma. "En la minería y en la industria de alimentos este fenómeno ha tenido una amplia repercusión, sobre todo por las exigencias internacionales a las exportaciones chilenas, en su carácter de sustentables", afirma.

Hasta ahora, la empresa ha reconvertido a gas licuado a industrias como la cervecera Kunstman, Prolesur, SQM, La Rosa Sofruco y Prunesco. Su meta es expandirse 15% en este negocio este año y aumentar su peso hasta 30% de la facturación total a corto plazo. Este año las ventas de la empresa llegarán a unos US$ 30 millones, 9% por sobre lo logrado en 2009.

Estrategia en hogares

La otra cara de su plan de crecer a dos dígitos apunta a los hogares. Ahí la idea es entrar al nicho de la calefacción y otros servicios. "Queremos ser la alternativa a las Toyotomi", adelanta Montt. Por eso, lanzaron un sistema de calefacción modular.

La fórmula del multiservicio, que ya se usó en el caso de los clientes de capas medias, será una de sus armas. ¿En qué consiste? En pagar las cuentas básicas -luz, agua y otras- a través del repartidor de gas y cancelar con tarjetas de casas comerciales, o acceder a una cuenta vista para pagar desde un móvil. Estas prestaciones le reportaron a Gasco GLP US$ 1 millón en ventas en 2009. Hoy la firma hace 18 millones de entregas de gas en el país por año y 200 mil operaciones de pago al mes. Su meta es aumentar su participación en el estrecho mercado del gas licuado -donde compite con Abastible y Lipigas- y cerrar en 28% este año.

Cómo generar más ingresos es crucial en Gasco GLP. La compañía tiene ocho profesionales contratados para desarrollar ideas y aumentar las ganancias. También ha establecido nuevas estrategias para buscar clientes. Por ejemplo, para conocer las necesidades del C3-D, tiene contratado un grupo de etnógrafos y ha enviado a ejecutivos a terreno a compartir con familias de ese segmento para conocer a fondo sus necesidades.

Otros negocios

Gasco es una de las empresas más antiguas del país. Se creó en 1856, cuando José Tomás Urmeneta y Maximiano Errázuriz se adjudicaron el alumbrado público de Santiago. El servicio de gas se inició un año después. El primer edificio en iluminarse fue el Teatro Municipal de Santiago. En 1977 ingresó a la propiedad CGE, el actual controlador, con el 56,6% de las acciones. La familia Pérez Cruz, el segundo mayor accionista, tiene en 12,7%. La matriz de Gasco GLP es Gasco S.A., que controla Metrogas, Gas Sur y Cementos Polpaico, entre otras.

Además del gas licuado, tiene otras fuentes de expansión. Una de ellas es Auto Gasco, que provee gas vehicular a taxis y colectivos y también a flotas municipales, como la de Ñuñoa. Hoy existe en Chile cerca de un millar de automóviles que utiliza gas. Esta filial factura US$ 3 millones y sus ventas crecieron 40% en el primer semestre, en gran parte porque volvió a subir el impuesto al diésel desde 3 UTM a 6 UTM en marzo pasado.

Otra área que se expande, tras un difícil 2009, es Marine Gasco, una flota de lanchas que son impulsadas a gas licuado y que atienden a la industria salmonera. La crisis del salmón hizo bajar los ingresos en 35% el año pasado, pero en este ejercicio se han ido recuperando y deberían ser los de un año normal, de US$ 4 millones.

Una de sus nuevas incursiones es Gasco Solar. Según Montt, es un rubro donde el gas licuado complementa la energía solar, ya que cuando haya poco sol y poca generación eléctrica, ésta se compense con gas licuado. "El negocio está en aquellos grandes usuarios de agua caliente", detalla. Entre sus clientes está el Hogar de Cristo de Lampa, el Estadio Palestino, la filial de Sportlife en Rancagua y Cecinas Hinojosa de Melipilla.

Fuente: La Tercera

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Venezuela: a meses de la crisis energética, aún persisten problemas de electricidad


A pesar de que el gobierno dio por zanjada la crisis del sector energético y de que el consumo de la población sigue disminuyendo, el servicio eléctrico en Venezuela sigue mostrando señales de deterioro, indicaron cifras oficiales.

La crisis eléctrica agudizada a principios de año por una prolongada sequía obligó al país socio de la Opep a decretar la emergencia y restringir el servicio eléctrico a clientes industriales y particulares, así como a disminuir la actividad de las empresas procesadoras de aluminio y hierro.

Aunque el presidente Hugo Chávez, quien dice liderar una revolución socialista, ordenó la suspensión del racionamiento en junio, en algunas regiones del interior se mantienen los cortes programados y en las últimas semanas otras localidades han sido afectadas por la caída de líneas de transmisión.

"De enero a junio la demanda máxima de potencia ha estado por debajo de los niveles de 2009. Específicamente en los meses de abril a junio ha estado inclusive por debajo de la demanda del año 2008", dijo el miércoles en un reporte la Oficina de Planificación de Sistemas Interconectados (Opsis).

Según el informe, la baja demanda obedece al "sostenimiento de las medidas del plan de ahorro de energía", implementadas para resguardar el nivel del Guri, el principal embalse del país, y porque se siguen aplicando sanciones a los usuarios de alto consumo.

Consumo acumulado. El consumo acumulado entre enero y junio fue de 56.050 gigavatios hora (Gwh), una reducción de 5,9% con respecto a los 59.555 Gwh del mismo lapso de 2009, de acuerdo con la Opsis.

Analistas señalan que aunque la capacidad instalada de generación ha aumentado con la incorporación de pequeñas plantas termoeléctricas, hay problemas en las líneas de transmisión y distribución, que al no recibir mantenimiento oportuno coadyuvan al deterioro del servicio.

La caída de una línea de mediano tamaño en la región central del país, aunada a la operación intermitente de la termoeléctrica Planta Centro, detuvo por varias horas la refinería El Palito la semana pasada, tras lo cual continúa parada la unidad de craqueo catalítico.

Medidas. Para paliar esta situación, empresas, industrias y viviendas del estado Carabobo están siendo sometidas nuevamente a racionamientos programados, informó la prensa local.

La Opsis además indicó que el uso de diésel y fuel sigue creciendo en detrimento de las exportaciones de estos combustibles, mientras cae el uso de gas para generar energía.

Las empresas básicas siguen sin retomar la operatividad que tenían antes de que les fuera recortado el suministro eléctrico y los habitantes del estado Bolívar sufren frecuentes cortes de luz. La crisis eléctrica fue una de las principales causas de la contracción de 5,8% que experimentó la economía.

Fuente: América Economía

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La estrategia de Petrobras para convertirse en la mayor empresa de A. Latina

Fuente: América Economía

Si el torbellino de la crisis económica mundial de fines de 2008 y principios de 2009 llegó a Brasil como una pequeña ola, como acostumbra decir el presidente Lula da Silva, para la principal empresa brasileña se aplicó una máxima de la sabiduría china: una crisis es lo mismo que una oportunidad. Usando las mejores estrategias para mantener el equilibrio financiero, la estatal petrolera Petrobras conquistó el primer lugar en el Ranking de Las 500 Mayores Empresas de América Latina de AméricaEconomía, superando en sus ventas de 2009 a gigantes que por años habían estado adelante, como la mexicana Pemex y la venezolana Pdvsa.

Y todo indica que Petrobras no dejará de crecer. En los 20 segundos que toma leer el párrafo anterior, la petrolera brasileña habrá invertido unos US$ 28.400. El nuevo plan de inversiones lanzado en junio, que cubre el período de 2010 a 2014, será de US$ 224.000 millones, o US$ 44.800 millones al año. Eso significa que Petrobras invertirá en promedio US$ 122,7 millones al día en los próximos cuatro años. Ninguna empresa de la industria petrolera en el mundo tiene este ritmo de inversiones.

Para financiar esta expansión, Petrobras planea realizar en septiembre una me gaoferta de acciones, la que, según cálculos de mercado, podría llegar a un valor de entre US$ 50.000 millones y US$ 80.000 millones. Eso convertiría a esta emisión de acciones en una de las mayores transacciones en la historia.

Según los analistas financieros consultados, el secreto del desempeño de Petrobras durante la crisis estuvo en una mezcla que reunió el aumento de la producción, los precios de sus principales combustibles (gasolina y diésel) y un mercado interno relativamente estable.

Así, Petrobras logró registrar ventas de casi US$ 105.000 millones en 2009. Eso fue un crecimiento de 14%, a pesar de las fuertes oscilaciones que sufrió el precio del petróleo durante el año. En julio de 2008, el precio de barril de crudo llegó casi a US$ 150, su máximo nivel en la historia, pero sólo seis meses después se había desplomado a US$ 40 por barril.

Fórmula no exenta de críticas. La forma en que Petrobras manejó sus ingresos en momentos de contracción y poco crédito marcó la diferencia con sus competidores mundiales.

En 2009, las grandes compañías petroleras privadas como Exxon, Chevron y Shell sufrieron fuertes caídas, viendo sus ganancias caer a la mitad de las de 2008. Las petroleras de tamaño medio, como BP, también sufrieron un bajón, aunque fue menor. La empresa brasileña, en cambio, creció.

“Petrobras tiene una posición única. Cuando el precio del petróleo baja mucho, gana dinero vendiendo gasolina”, dice Pires Adriano, director del Centro Brasileño de Infraestructura (CBIE), que es un fuerte crítico de la estrategia de la compañía estatal de mantener inalterables los precios internos.

Las críticas apuntan principalmente a que Petrobras no ha traspasado a los consumidores brasileños la reducción de los precios que han experimentado el diésel y la gasolina en los mercados internacionales. Y, de la misma manera, la petrolera no saca todas las ganancias que pudiera tener cuando el valor del crudo está alto. “De esta manera, Petrobras actúa como un brazo del gobierno federal, porque hace políticas para combatir la inflación por medio de una empresa que tiene capitales abiertos”, afirma Adriano.

Sin embargo, la empresa no ve nada de malo en ello. Los ejecutivos de Petrobras admiten que sí están bajo la influencia de intereses gubernamentales, pero que ello es normal considerando que el Estado es el accionista mayoritario de la empresa. Los dirigentes argumentan, además, que tampoco han dejado de atender los intereses de sus accionistas privados, ya que la compañía es muy rentable y logra con su política de precios crear una suerte de colchón que viene en rescate de las arcas en tiempos de vacas flacas.

Fue eso lo que sucedió durante la crisis. Por un lado, Petrobras mantuvo los reajustes mensuales para productos derivados como el combustible para la aviación, la nafta y el aceite combustible. Por otro lado, congeló los precios del diésel y la gasolina en una banda en torno a los US$ 70 el barril. “Innegablemente, la política de precios es lo que más llama la atención del ejercicio que tuvo la compañía en 2009”, dice Gustavo Gatass, analista financiero del banco de inversiones UBS Pactual.

Mayor producción. Otro rasgo que caracterizó el desempeño de Petrobras fue que aumentó su producción en Brasil. La producción diaria creció 5% el año pasado, llegando a un promedio de 2,5 millones de barriles al día.

“El ritmo de crecimiento de la producción de Petrobras fue el mayor entre todas las petroleras del mundo y crecerá aún más con el presal (nombre que tienen los enormes yacimientos descubiertos en las costas de Rio de Janeiro)”, dice Helder Pinto, miembro del Instituto de Economía de la Universidad Federal de Rio de Janeiro (UFRJ). “Esto traerá ganancias directas para Petrobras y también la necesidad de contar con más recursos para invertir en el desarrollo de estas reservas”.

El nuevo plan de la empresa prevé acelerar aún más el ritmo, con un crecimiento promedio de 9,4% al año hasta 2014. El foco estará principalmente en la franja de pre-sal Bacia de Santos la que paulatinamente entrará en operaciones durante los próximos cinco años. Se espera que en 2014 ya produzca unos 214.000 barriles diarios, un volumen que saltaría a 1,08 millón de barriles diarios hacia 2020.

El desafío del éxito. El pre-sal es un capítulo aparte en la historia de éxito de Petrobras. Esas reservas petroleras explican gran parte del valor que la empresa ha ganado y que le ha servido para marcar la distancia con sus competidores.

En 2009, el valor de mercado de Petrobras llegó a US$ 193.000 millones, pero este año deberá aumentar exponencialmente con el proceso de capitalización planeado para septiembre. Desde el descubrimiento de las megarreservas en el área de pre-sal a fines de 2006, Petrobras pasó de ser una petrolera mediana a una de las mayores promesas de producción y exportación de crudo en el mundo. Sólo la reserva de Tupia, en Bacia de Santos, contiene unos 5.000 a 8.000 millones de barriles de petróleo y es considerada uno de los mayores descubrimientos de los últimos 30 años.

Y parece que Tupi es la punta del iceberg escondido debajo de una espesa capa de sal localizada a unos 300 kilómetros de la costa y a más de 3.000 metros de profundidad.Los descubrimientos pueden catapultar a Brasil a las grandes ligas de países productores.

Recaudos. Actualmente es el 17º productor más grande del mundo y, según estimaciones de analistas, con estas reservas podría saltar a los primeros cinco puestos. Ante tal perspectiva, Brasil decidió cambiar su legislación respecto de las exploraciones petroleras en nuevas áreas. En vez de usar el sistema de concesiones, el gobierno quiere que Petrobras sea el principal operador en estos yacimientos nuevos, mientras que las empresas privadas se encargarían de la exploración.

En otras palabras, el gobierno continuará siendo el propietario de las reservas y será el que, en última instancia, definirá qué hacer con ellas y a qué ritmo las quiere desarrollar.

El proyecto, que aún se está discutiendo en el Senado, es visto por algunos como una amenaza para el futuro de Petrobras, ya que los analistas y expertos del sector temen que la compañía no tenga las espaldas suficientes para llevar a cabo las inversiones que se requieren.

Sólo considerando las áreas que ya tiene bajo su alero, Petrobras necesita inversiones de exploración y producción que ascienden a casi US$ 119.000 millones entre 2010 y 2014. Para los yacimientos de pre-sal se calculan otros US$ 33.000 millones en los próximos cinco años. Para reforzar su actual estructura, la empresa ya ha elevado en más de 70% sus inversiones en refinamiento y abastecimiento y 51% en gas y energía.

La empresa no ha hablado mucho acerca de su estrategia internacional, ya que la comisión de valores brasileña impone un período de silencio antes de la emisión de títulos. Pero se sabe que Petrobras no sólo apuesta a la enorme demanda china por petróleo para vender su creciente producción de crudo.

“Tenemos claro que los países en desarrollo impulsarán la demanda en los próximos años, pero también sabemos de la tendencia de que Europa sigue siendo una región deficitaria en diésel”, afirmó José Sergio Gabrielli, presidente de Petrobras, al difundir el nuevo plan de inversiones de la empresa.

Sea como fuere, Petrobras se encuentra en una situación que es la envidia de muchos de sus rivales: cuenta con reservas de crudo gigantescas, un mercado interno que no para de crecer, mercados asiáticos con un apetito voraz por petróleo, y países industrializados que, tarde o temprano, retomarán su crecimiento y, por lo tanto, demandarán más crudo.

Con este escenario, no es improbable pensar que Petrobras no sólo llegó al primer lugar de las empresas más grandes de América Latina de manera temporal, sino que liderará la lista por un buen tiempo. Enhorabuena.

Fuente: América Economía

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