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.

Enap: Precio de las bencinas bajará $7 a partir del jueves

>> 29 de septiembre de 2010

Fuente: La Tercera

El precio de las gasolinas bajará $7 el litro, mientras que el diésel, el kerosene y el fuel oil lo harán en $5 el litro, en tanto que el gas licuado caerá $3 el kilo el próximo jueves, según informó la Empresa Nacional del Petróleo (Enap).

En el período de referencia para el cálculo de los precios de Enap (2 al 22 de septiembre), en los mercados de los Estados Unidos, subieron los precios de todos los combustibles derivados del petróleo.

La estatal explicó que las temperaturas otoñales en el noreste de Estados Unidos elevaron la demanda por diésel de calefacción, mientras que exportaciones de la costa estadounidense del Golfo de México a Europa, África y Sudamérica mantuvieron firme la demanda por diésel vehicular.

A su vez, el precio de la gasolina aumentó debido a la demanda extra de la costa del Golfo de México, para suplir la escasez puntual que ocasionó la detención del oleoducto Enbridge, en la zona de Chicago. En el caso del fuel oil N° 6, el precio subió gracias a la demanda por exportaciones a Panamá, Sudamérica y Singapur.

Desde la última fecha de cálculo de precios (21 de septiembre), el tipo de cambio disminuyó $11 por dólar (baja de 2,2%), "lo que tuvo un efecto a la baja sobre los precios de los distintos combustibles en Chile, que superó el impacto en éstos de las alzas de los correspondientes precios internacionales", aseguró Enap.

De acuerdo al informe de la estatal, en lo ya transcurrido del período de indexación (9 al 29 de septiembre) para los precios de la próxima semana, en los mercados de los Estados Unidos, han seguido al alza los precios de los combustibles derivados del petróleo, excepto en el caso del precio del gas licuado de petróleo (GLP) que ha bajado notoriamente.

Asimismo, el precio del diésel ha subido por acumulación de inventarios tanto en el noreste de Estados Unidos como en el norte de Europa, en preparación para la temporada de invierno (boreal), mientras que un mayor consumo local ha mantenido firme el precio del kerosene de aviación en Estados Unidos.

Fuente: La Tercera

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Shell califica como inconveniente que Copec mantenga o adquiera activos de Terpel Chile

Como altamente inconveniente calificó la distribuidora de combustibles Shell, la posibilidad que Copec concrete la adquisición y mantención de la propiedad de Terpel Chile, tras tomar el control de la colombiana Organización Terpel.

En el proceso de consulta abierto el pasado 11 de agosto por el Tribunal de Defensa de la Libre Competencia (TDLC), en el marco del proceso iniciado por Copec, tras la compra y que tiene como "efecto indeseado" la adquisición de los activos de la distribuidora de combustibles en el país.

Shell es la primera entidad que envía su opinión al TDLC, considerando que el organismo solicitó al Sernac, al Ministerio de Energía y a otras empresas del sector como ENAP, Petrobras y JLC, aportar antecedentes en la causa.

El documento enviado al tribunal por Alan Sherwin, y Juan Eduardo López, gerente comercial y gerente legal de Shell Chile, respectivamente, en su calidad de distribuidora y competidora de Copec, "considera altamente inconveniente la adquisición y mantención por parte de esta última, ya sea en forma directa o indirecta, de la propiedad o de las operaciones de la empresa Terpel en nuestro país, toda vez que ello implica aumentar aún más la actual concentración existente en el mercado de la distribución de combustibles líquidos".

Además, la compañía controlada por la anglo-holandesa Royal Dutch Shell precisa que bajo ninguna circunstancia debe excederse el plazo de dos años propuesto por Copec para la venta de Terpel Chile, considerando que, de acuerdo a la experiencia, "a medida que pasa el tiempo, las medidas para mantener la operación independiente tienden a relajarse". Agrega que la enajenación debe ser total y debe producir la desvinculación absoluta entre ambas empresas.

A lo anterior, se suma el que, a la fecha de la desvinculación, ambas empresas deben operar en forma "absolutamente independiente" en lo comercial y administrativo. "Durante dicho período no debería efectuarse acto o contrato alguno que implique la disminución de participación de mercado de Terpel en Chile a favor de Copec, debiendo Terpel seguir con su política de inversiones, de la misma manera que se desarrollaba antes de la toma de control".


Información comercial

Otra solicitud de la compañía dice relación con que se extremen las medidas para impedir el intercambio de información comercial entre ambas empresas, a contar de emitida la opinión al tribunal y hasta, por lo menos, un año de producida la desvinculación definitiva, la que incluye la determinación de no realizar traspaso tanto de clientes -especialmente industriales- como de estaciones de servicio entre las dos firmas.

Lo mismo se considera para el traspaso de estaciones de servicio que hayan sido parte de la red de la otra empresa o de clientes que hayan sido abastecidos.

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Colbún elevará en 63% su capacidad de generación eléctrica al 2015

Fuente: La Tercera


El grupo Matte busca crecer en el sector eléctrico con la generadora Colbún. La eléctrica tiene definido un ambicioso plan de expansión para el quinquenio, que le permititá elevar en 63% su actual capacidad de generación eléctrica. Según el programa de inversión que espera concretar de aquí al 2015 y que fue presentado a un grupo de inversionistas, en los próximos cinco años la eléctrica alcanzará una capacidad de generación de 4.278 MW, cifra muy superior a la que tendrá al cierre de 2010: 2.620 MW.

"El plan de expansión de Colbún es uno de los más agresivos de la industria eléctrica, que le permitirá consolidarse como la segunda generadora del país", afirma Sergio Zapata, de Banchile Inversiones.

El fuerte crecimiento le permitirá a Colbún alcanzar casi el 30% de la participación del mercado en la generación eléctrica del SIC al 2015. Hoy, según cifras de Colbún, la generadora tiene un 24% del mercado, detrás de Endesa (47%) y sobre Gener (21%).

El programa de inversión no considera el proyecto HidroAysén, cuya primera de las cinco centrales que considera la iniciativa estará recién en operación en diciembre de 2019, según el cronograma más actual que maneja el consorcio que integran Endesa y Colbún.

El crecimiento esperado por Colbún para los próximos cinco años, modificará la composición que tiene hoy su capacidad instalada.

La generadora estima que al 2015 un 52% de su potencia provendrá de la generación hidroeléctrica y que el 48% restante, lo aportarán proyectos termoeléctricos.

Actualmente, esa relación es inversa y el 48% de la energía que produce proviene de centrales hidroeléctricas, y el 52% se genera con plantas térmicas.

Según el programa diseñado por la eléctrica, dentro de cinco años estarán en operación cuatro nuevos proyectos: Santa María I (carbón, 342 MW), San Pedro (hidroeléctrica, 150 MW), Angostura (hidroeléctrica, 316 MW) y Santa María II (carbón, 350 MW). Además, la empresa planea destinar 500 MW al desarollo de proyectos de energías renovables no convencionales, como geotermia, mini hidro, eólica y biomasa.

"Un nicho que no han explorado es el Sistema Interconectado del Norte Grande, y no es descartable que a futuro pongan fichas en ese mercado, para abastecer a las mineras", indica Zapata.

Los proyectos consideran una inversión superior a US$ 2.500 millones, cifra que no representará dificultad para Colbún. "Espaldas financieras tiene. A junio, tenía una caja disponible de US$ 611 millones, que se suma al bono que emitieron por casi US$ 500 millones", dice Tomás González, de Celfin.

Fuente: La Tercera

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Ricardo Raineri: hidroelectricidad seguirá siendo la base de la matriz energética

>> 28 de septiembre de 2010

Fuente: Estrategia

Ricardo Raineri, ministro de Energía, en entrevista con ESTRATEGIA se refirió a la importancia que tiene para Chile ir en busca de todas las alternativas, que ante una situación adversa, pudieran ser opción para poder sostener el incremento de la demanda eléctrica a 2020. En este sentido, el ministro destacó que la alianza con otros países de la región, la hidroelectricidad y las Energías Renovables No Convencionales (ERNC), son fundamentales para lograr las metas y satisfacer las necesidades locales. Y agregó que “a mayor crecimiento de la demanda, la energía nuclear posee mejores condiciones para competir”.

—¿Cuáles son las ventajas de la conexión Chile-Argentina?

—Hay varios beneficios de estar interconectados con los sistemas energéticos de otros países, y en el caso de Argentina nos permite contar con mayor respaldo para enfrentar situaciones circunstanciales de suministro energético complejas. También permite a los agentes tener más opciones de proveedores, realizar operaciones de intercambio de energía y, por lo tanto, obtener mejores condiciones comerciales. Adicionalmente, el estar interconectados con Argentina, nos permite estar vinculados con los otros países de la cuenca de La Plata y también con Bolivia, debido a las interconexiones que existen entre éstos.

—¿Hay perspectivas de integraciones con otros países?

—Nuestro continente tiene muchas alternativas de integración, y los análisis muestran que es beneficioso avanzar por ese camino. Hoy hay bastante infraestructura eléctrica y de gas que permite la interconexión entre varias naciones, además existen numerosos proyectos para reforzar o aumentar las interconexiones. Chile debiera tener a futuro un mayor intercambio energético con los países de la cuenca de La Plata, y si los países andinos aumentan sus reservas de hidrocarburos o emprenden grandes proyectos hidroeléctricos, Chile será un mercado atractivo para ellos.

—A 2020, ¿cuánta electricidad se generaría desde el extranjero y cuánta desde Chile?

—Para saber qué parte de la matriz energética nacional es suministrada con productos importados dependerá del éxito que tenga el país en la explotación de sus recursos propios, como también del avance tecnológico que experimenten algunas alternativas que hoy no son competitivas.

El país está incentivando la exploración y explotación de la geotermia y de hidrocarburos. En este último caso, se está buscando atraer inversión a la cuenca de Magallanes, pero también otras cuencas chilenas, como por ejemplo la del Pacífico, que se ubica frente a Valparaíso hasta Chiloé.

En materia de carbón, el país cuenta con las reservas de Magallanes, donde se está desarrollando una explotación de este recurso, que para fines de la década podría aportar una cantidad importante del carbón que hoy se importa. Pero también Chile tiene grandes potenciales en materia eólica, solar y mareomotriz.

En cuanto a biocombustibles, las posibilidades del país en lignocelulosa y algas son muy interesantes, pero se requiere que la tecnología alcance niveles competitivos. Sin embargo, no debe olvidarse que una parte importante de la generación del sistema interconectado central es en base a hidroelectricidad, lo que continuará en el futuro.

—¿Queda un margen en la matriz energética que podría ser cubierto por la energía nuclear?

—En la medida que los países requieren de aumentos significativos de capacidad de generación cada año, y por tanto es conveniente el desarrollo de grandes proyectos, la energía nuclear tiene mejores condiciones para competir con otras opciones.

—¿Deberá hacerse cambios a la ley energética para permitir el paso a la energía nuclear?

—Hoy la ley eléctrica no diferencia entre tipo de combustibles, por lo tanto, cualquier opción puede desarrollarse en cuanto cumpla con la normativa ambiental y de seguridad que el país ha definido.

Fuente: Estrategia

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Consumo eléctrico de Brasil crece 7,1% interanual en agosto

Fuente: América Economía

El consumo brasileño de electricidad registró un alza interanual del 7,1% en agosto, una vez más debido a un aumento en la demanda industrial a medida que se recupera la economía global, informó el lunes la empresa nacional de investigación energética, EPE.


El consumo eléctrico de agosto totalizó 35.006 gigavatios por hora, indicó EPE en su sitio web y avanzó 9,2% interanual en los primeros ocho meses de este año.



Los clientes industriales en agosto consumieron un 9,5% más de energía que un año antes, según EPE.

Sin embargo, la tasa de crecimiento en el consumo de energía industrial se desaceleró frente a los meses previos dado que la base comparativa de un año antes ya refleja una recuperación en la demanda tras la crisis económica global.

En julio, el consumo industrial de energía se expandió un 13,7% interanual.

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Brasil inaugura ocho plantas eléctricas de bagazo de caña de azúcar

>> 27 de septiembre de 2010


Brasil inauguró el lunes ocho centrales termoeléctricas de bagazo de caña de azúcar, en el marco de los esfuerzos del país latinoamericano por complementar la matriz hidroeléctrica con otras formas de energía renovable.

Las ocho plantas a biomasa tienen una capacidad combinada de 543 megawatts, según un comunicado del Ministro de Minas y Energía.

Una de las plantas pertenece a Cosan SA (CSAN3.BR), el productor de etanol y azúcar más grande del mundo.


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Nace Biowatio, una empresa que vende energía térmica renovable directamente al usuario

Fuente: Energías Renovables


A los combustibles fósiles en general, y al gas natural y al gasóleo en particular, se les acaban las pocas ventajas que puedan tener frente a las renovables. La empresa de servicios energéticos Biowatio vende energía térmica procedente de calderas de biomasa sin necesidad de que los usuarios inviertan en instalación, mantenimiento y compra del biocombustible.

Las salas de calderas de biomasa suelen contar con inversiones realizadas y gestionadas por los usuarios, bien sea a través de comunidades de vecinos o en viviendas unifamiliares. En Biowatio entienden que “muchos usuarios no desean ni realizar la inversión del equipamiento de una sala de calderas ni preocuparse de su buen funcionamiento, precios de combustibles, etc”. Por otro lado, opinan que el futuro no está en equipos que funcionen a partir de combustibles fósiles, y han apostado plenamente por tecnologías de combustión de biomasa. En resumen: Biowatio financia y opera íntegramente una sala de calderas y vende al usuario la energía en forma de agua caliente y calefacción que llega a los hogares (medida por un contador).

La eficiencia energética es una de las marcas de identidad de Biowatio, que es realmente una alianza de empresas con oficinas en varios puntos de España. “Cuanto más eficientes sean nuestros sistemas, menos tiempo hace falta para amortizar la inversión y rentabilizar las instalaciones." Así habla Philipp Rockmann, responsable técnico de Biowatio, quien añade que con este sistema “todos salen ganando, y el cliente pagará menos de lo que está pagando ahora por calefacción y agua caliente sanitaria, asegurándole un ahorro”. Además, tras un periodo de amortización de entre 10 a 15 años, si el cliente lo desea, la instalación pasa a ser de su propiedad.

Proyecto, equipo y visión empresarial que enamoran

Una de las empresas españolas con las que Biowatio ha llegado a un acuerdo de colaboración técnica es Grupo Nova Energía. "Se nos presentó como la única empresa de venta energética a partir de biomasa a nivel nacional y nos enamoró su proyecto, su equipo y su visión empresarial", comenta David Poveda, director general de Grupo Nova Energía. Antonio Martínez, que ostenta el mismo cargo, pero en Biowatio, confirma que “el concepto nació en el 2006 y no se ha hecho realidad hasta ahora porque queremos hacer las cosas despacio y bien”.

En la búsqueda de esa excelencia y gracias a la estrecha colaboración con empresas como Nova Energía, “se pretenden diseñar salas de calderas totalmente automatizadas que cumplan con las más estrictas normativas de emisiones y de separación de cenizas, con máquinas que están certificadas para su correcto funcionamiento con biomasas ibéricas”, aclaran desde Biowatio, que trabaja y suministra equipos a otras empresas de servicios energéticos españolas. Este tipo de sistema ya funciona en otros países europeos, como Alemania, Austria, Suecia, Finlandia y Francia.

Fuente: Energías Renovables

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Comisión de Energía Nuclear y Codelco ponen en marcha planta de uranio en octubre

Fuente: Diario Financiero

El próximo 5 de octubre la Comisión Chilena de Energía Nuclear (CCHEN) y la estatal Codelco darán el vamos a la primera plata de tratamiento de uranio del país, la que tiene características de piloto, pero permitirá determinar los volúmenes que se podrán extraer del yacimiento Radomiro Tomic de la División Codelco Norte.

En un plazo de 10 meses ambas entidades habrán concluido esta segunda etapa -la primera consistió en pruebas de laboratorio que llevaron a instalar la planta- y podrán establecer las conclusiones y, de acuerdo a los resultados, la minera deberá determinar los pasos a seguir.

El jefe del departamento de materiales nucleares de la CCHEN, Gonzalo Torres, asegura que "el fin de nuestra operación no tiene metas de producción de volumen predeterminado, sino que queremos establecer cuáles son los volúmenes posibles de recuperar".

En cuanto a la capacidad de procesamiento de la unidad, el especialista señala que está hecha "para pocos kilos, a nivel piloto, ya que el objetivo principal es caracterizar el proceso de separación y se va a evaluar qué volumen de material se puede extraer para sacar parámetros, tanto tecnológicos como económicos y determinar si es posible llegar a una escala comercial".

Considerando que es una etapa de investigación y desarrollo tecnológico, la comisión estima que se podrán extraer "algunas decenas de kilos de concentrado de uranio, pero siempre esperamos sacar lo más posible", explica Torres.

Esta etapa de puesta en marcha de la planta piloto contempla una inversión de US$ 1,3 millones, cifra que es íntegramente un aporte de la minera, ya que la CCHEN colabora con la infraestructura técnica y el conocimiento de los 15 profesionales que desarrollarán la operación.


Posibilidad de comercializar

La posibilidad que Codelco se convierta en un actor importante en el mercado del uranio no es tan lejana. Ante el escenario que los resultados del trabajo de los próximos 10 meses permitan definir que los volúmenes son rentables como para iniciar un proceso de venta, por el marco legal vigente, es el Estado el que tiene la primera opción de compra. De no ser así, la cuprera estatal podría incluso convertirse en un exportador del mineral, el que es altamente demandado.

Si Codelco determina convertirse en comercializador, deberá ampliar la planta, ya que se debería pensar en instalaciones que permitan, como mínimo, procesar 100 toneladas de concentrado de uranio anuales.

Torres detalla que el uranio "es un producto que tiene una connotación más bien política, de modo que cuando hay acuerdos de compra-venta, hay intervención de los gobiernos, porque se tiene que asegurar que se utilice sólo con fines pacíficos y civiles".



Interés de otras empresas

Pese a que el convenio entre la Comisión y Codelco es el más avanzado y podría extenderse a otros yacimientos de las distintas divisiones de la minera, la entidad ha realizado exploraciones para determinar presencia de uranio a solicitud de otras compañías.

Haldeman Mining Company -ligada a Reinaldo Solari y Sergio Cardone, entre otros- es una de las compañías que se ha interesado en el tema, por lo que la CCHEN realizó una investigación, la que arrojó resultados positivos, al igual que los análisis realizados para la Empresa Nacional de Minería (Enami).

Torres reconoce que "con ninguna empresa estamos tan avanzadas como con Codelco, pero estamos en exploraciones con otras empresas como Enami. Analizamos a nivel de laboratorio la presencia de uranio en relaves de algunas faenas de cobre que administra".

El ejecutivo sostiene que se ha explorado menos del 10% del territorio nacional para determinar la presencia de uranio, pero que si estas investigaciones se extendieran a la "cuarta parte del territorio, podríamos determinar o descubrir que hay una cantidad importante de toneladas, sobre 500 toneladas de uranio".

Fuente: Diario Financiero

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Brasil y Sudán firman acuerdo de biocombustibles por US$500 millones

Fuente: América Economía


Compañías sudanesas firmaron acuerdos por hasta US$500 millones con grupos brasileños de agricultura, construcción e ingeniería, indicó el domingo el jefe de la mayor compañía de azúcar del país africano.

El mayor país de Africa, excluido del mercado de Estados Unidos por duras sanciones, ha expandido su comercio con China, India, Brasil y el Oriente Medio.

Mohamed El Mardi, director de gestión de Kenana Sugar Company, indicó a Reuters que compañías sudanesas que acompañaron una delegación del gobierno de Jartum a Brasilia, firmaron decenas de acuerdos iniciales, muchos de ellos financiados con créditos brasileños.

Kenana firmó dos acuerdos con la brasileña Dedini para recibir maquinaria y equipos para duplicar la planta de etanol de Kenana en Sudan, y establecer una nueva operación de biodiesel, indicó luego de retornar del viaje sin brindar mayores detalles.

"Hay muchas sinergias entre Sudan y Brasil que también se centran en azúcar como líder de la agro-industria. Brasil tiene un programa de créditos de exportación muy ambicioso. Están ofreciendo financiación muy blanda", apuntó.

Dedini brindó equipos para la fábrica de etanol de Kenana, la primera en Sudan, que exportó sus primeros 5 millones de litros de etanol a la Unión Europea en diciembre.

El azúcar es una materia prima clave en Sudan, donde la población es sensible a los aumentos de precio.

Fuente: América Economía

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Irán dice que planta nuclear no fue dañada por gusano informático


Un virus computacional que expertos dicen podría haber sido creado por un Estado no afectó una planta nuclear ni los sistemas del gobierno iraní, pero sí dañó las computadoras del personal de la planta y de proveedores de internet, dijeron funcionarios este domingo.

Un director de respuesta a la seguridad en Symantec, dijo a Reuters que el 60 % de las computadoras infectadas por el gusano informático Stuxnet estaban en Irán, lo que indicaría que la planta de energía nuclear podría haber sido el blanco de un intento de sabotaje o de espionaje.

Algunas compañías occidentales de seguridad cibernética sugirieron que el ataque sólo podría haber sido realizado "con apoyo de un Estado", lo que indicaría que las plantas industriales de ese país eran el objetivo.

El jefe de la planta de energía nuclear de Bushehr dijo que el virus sólo había afectado las computadoras personales del equipo.

"Los principales sistemas de la planta no fueron dañados", dijo Mahmoud Jafari a la agencia de prensa oficial IRNA.

Rusia ha sido fuertemente criticada en Occidente por su participación en completar la planta. Moscú afirma que la instalación es para fines puramente civiles.

El ministro de Telecomunicaciones iraní, Reza Taqipour, dijo que el gusano no había podido "penetrar o provocar daños serios a los sistemas de gobierno", según reportó el diario estatal Iran Daily.

Autoridades dijeron que Irán había identificado cerca de 30.000 proveedores de internet infectados por el gusano Stuxnet, y culparon a los "enemigos extranjeros de Irán por crear el virus".

Diplomáticos y fuentes de seguridad dicen que los gobiernos occidentales e Israel contemplan el sabotaje como una forma de retrasar el programa nuclear iraní, que sospechan tiene como objetivo la fabricación de armas nucleares.

Teherán insiste en que éste tiene propósitos energéticos pacíficos.

"El gusano espía Stuxnet ha sido creado en línea con la guerra electrónica contra Irán", dijo el diario citando a Mahmoud Liayi, secretario del Consejo de Tecnología de Información del Ministerio de Industrias.

Fuente: América Economía

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Hugo Chávez convierte autos a gas para evitar subir precios



El presidente de Venezuela, Hugo Chávez, intenta aplicar un plan de conversión vehicular de combustibles líquidos a gas para reducir en 30% el consumo de gasolina.
Criticó el derroche de combustible de la nación adscrita a la OPEP, mientras presentó el nuevo programa "Mi Carro a Gas", que ofrece realizar gratuitamente la conversión de los sistemas vehiculares que utilizan gasolina a hidrocarburos gaseosos.

"Cuando nosotros estemos consumiendo el gas, esa gasolina la vamos a exportar a precio internacional y ese ingreso se va a convertir en viviendas, escuelas, hospitales, bancos comunales. Estamos gastando demasiado en gasolina, hay un derroche muy grande", dijo el mandatario.

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Expertos prevén suministro eléctrico ajustado para 2011

>> 24 de septiembre de 2010

Fuente: La Tercera
Autora: Jessica Marticorena

En su menor nivel de los últimos 10 años están los principales embalses del país que sirven para generación eléctrica, por la falta de lluvias y la menor nieve acumulada. "La energía embalsada que tenemos hoy es la menor desde fines de 1999, cuando el país estuvo afectado por un racionamiento eléctrico", dice Francisco Aguirre, socio de Electroconsultores.

En el gobierno estiman que este proceso de descenso seguirá hasta el primer trimestre del próximo año. "Los volúmenes de deshielo esperados hasta marzo de 2011 serán deficitarios a sus promedios históricos, desde las cuencas de Copiapó a Itata", dijo la subsecretaria de Obras Públicas, Loreto Silva.

El director general de Aguas, Matías Desmadryl, reconoció que en el caso de los embalses usados para generación hidroeléctrica,"la mayoría se encuentra por debajo de los niveles registrados en 2009, y en niveles inferiores a sus promedios históricos".

El escenario de menor disponibilidad de agua y mayor crecimiento de la demanda eléctrica reducirá las holguras del sistema eléctrico para 2011, prevén los privados. "Un escenario con restricciones de agua y con una demanda creciendo a mayor ritmo que la oferta de energía, imprimirá mayor presión al sistema eléctrico, pudiendo esperar precios más altos y un sistema más ajustado para los próximos seis meses", dice Ramón Galaz, gerente general de Valgesta Energía.

"Se reducirán las holguras del sistema y habrá mayor vulnerabilidad. Para reemplazar la generación hidroeléctrica, se tendrá que recurrir a unidades diésel, pero estas unidades no pueden operar todas las horas del día, lo que tendrá un efecto en la seguridad del sistema", agrega María Isabel González, ex secretaria ejecutiva de la Comisión Nacional de Energía. "Si las centrales hidroeléctricas que funcionan como reguladores (reserva) del sistema no pueden operar, el sistema queda más expuesto", agrega.

Fuente: La Tercera
Autora: Jessica Marticorena

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Hidroeléctrica: Enersis desarrollará segunda central más grande tras Ralco


La segunda central más importante, luego de la construcción de Ralco (690 MW), desarrollará en Colombia el holding Enersis a través de sus filiales Endesa Chile y Emgesa.

El Quimbo se convertirá en la primera central hidroeléctrica construida por una empresa privada en Colombia y demandará una inversión de US$ 837 millones.

La capacidad instalada será de 400 MW y generará alrededor de 2.216 GWh/año. Con esto, Enersis mantendrá el liderazgo en el negocio de generación en el país cafetero, con un 20,1% del mercado en capacidad instalada y atenderá el 8% de la demanda de energía nacional.

La firma contempla iniciar la construcción a fines de 2010, por lo que estaría operativa en 2014. Además, requerirá un área de extensión de más de 8.000 hectáreas.

Presencia en mercado colombiano
Con el desarrollo de El Quimbo, Enersis confirma su estrategia de crecimiento en la región, la que, de acuerdo a lo planteado por la empresa, debe ser de forma orgánica y en un entorno estable.

Según lo indicado por la compañía, el proyecto "elevará la seguridad energética y la estabilidad del sistema eléctrico colombiano, dando una mayor autosuficiencia energética al país".

Con esta iniciativa, el holding confirma su apuesta por el mercado colombiano y ratifica su posición, a través de Emgesa, como referente energético en dicho país, mediante el desarrollo y puesta en marcha de proyectos que emplean recursos sostenibles, renovables, de bajas emisiones de CO2.

La unidad se emplazará en el Huila, al sureste de Colombia, y se alimentará principalmente del caudal del Río Magdalena, el más importante y extenso del país.

Proceso de adjudicación

La adjudicación del proyecto fue en junio de 2008 a Emgesa, como parte de un programa de subastas realizado por el gobierno colombiano para satisfacer la demanda futura de energía.

El Quimbo representa un contrato de cargo por confiabilidad de hasta 1.650 GWh anuales, por un plazo de 20 años, a partir de diciembre de 2014, a un precio de US$ 14/MWh.



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MPX apelará hoy por central Castilla en Corte de Copiapó

Fuente: La Tercera

Foto: La Tercera

La brasileña MPX apelará hoy ante la Corte de Copiapó para activar la tramitación ambiental del proyecto termoeléctrico Castilla, el mayor complejo a carbón que se pretende levantar en el país.

Fuentes de la empresa indicaron su confianza en el proceso para que pueda ser analizado por la autoridad.

Cabe recordar que la empresa, propiedad del empresario brasileño, Eike Batista, pretende instalar la mayor central termoeléctrica a carbón del país, con una capacidad instalada similar a Hidroaysen.

Fuente: La Tercera
Foto: La Tercera

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Gasco Magallanes negociará contrato de abastecimiento de gas con ENAP

Fuente: Diario Financiero
Autora: Silvia Véliz

Durante el último trimestre de 2010, Gasco Magallanes iniciará un nuevo proceso de negociación del contrato de abastecimiento de gas natural con la petrolera ENAP.

El proceso, que se podría extender hasta diciembre, tiene como objetivo establecer las condiciones de comercialización (precios y volúmenes) del gas natural en la Región de Magallanes y la Antártica Chilena.

El último contrato entre las partes ha tenido una duración de dos años -vence el 31 de diciembre de 2010- y se espera que la renovación, a partir del 2011, se realice en condiciones similares.

De acuerdo a fuentes regionales, es muy probable que se mantenga la estructura del contrato para clientes residenciales e industriales, considerando que el contexto en que se da la renovación, es similar al de la última firma.

Fuentes ligadas al proceso aseguran que es difícil que ENAP firme un contrato más extenso, al no tener seguridad de los volúmenes de gas que dispondrá.

Autora: Silvia Véliz

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Endesa avala decisión "excepcional" del gobierno de reubicar Barrancones

>> 23 de septiembre de 2010


El director para Latinoamérica de Endesa España y gerente general del holding Enersis, Ignacio Antoñanzas, compartió lo manifestado por el Presidente de la República, Sebastián Piñera, en relación a que fue una situación "excepcional" la que llevó al mandatario a decidir -en común acuerdo con la empresa Suez Energy- la reubicación del proyecto Barrancones.

Antoñanzas dijo que "quedó bien claro, por parte del presidente, que se trata de un caso excepcional y que, además, la empresa voluntariamente retiró el proyecto".

El ejecutivo agregó que el tema ambiental es muy relevante para las empresas eléctricas, por lo que están en constante perfeccionamiento de sus procesos, a fin de generar el menor impacto posible.

"Evidentemente el tema ambiental es crítico para las compañías y más para las eléctricas. Lo que tratamos es de mantener los estándares muy elevados respecto a todos los procesos medioambientales y, hasta ahora, cada vez que existen algunas falencias, lo que hacemos es complementar la información con la administración. Evidentemente que nos interesa que todos los proyectos que hacemos el país los acoja con cariño. Si hay algo que no le gusta al país, lo mejor es no estar ahí", argumentó.

Por otra parte, en lo referente a HidroAysén -proyecto que desarrollan con Colbún-, y los plazos entregados por la Comisión Nacional de Energía (CNE), que dan cuenta de un atraso en más de tres años en el inicio de la ejecución de la primera central, manifestó que coincide con los tiempos manejados por la compañía.

En tanto, y a modo de crítica, indicó que "todo el mundo es consciente que el proceso de tramitación de los proyectos, en general, es muy largo en este país. No lo digo sólo yo, sino la propia administración y creo que es uno de los temas a resolver: que las cosas se hagan con la celeridad que corresponda; cuando un proyecto tenga sentido que se tramite de forma rápida; y cuando no tenga sentido, también que se haga más rápido para evitar gastos por parte de todo el mundo".


Interés por Brasil

En cuanto a los planes de Enersis para seguir reforzando sus inversiones en la región, el ejecutivo precisó que siguen interesados en todos los países y que, considerando que son número uno en Chile, Argentina y Perú, tienen la misma aspiración para el mercado brasileño, el cual es muy complicado por motivos de tamaño.

"Estamos muy interesados y creo que Brasil representa más del 25% de los resultados de la compañía y por lo tanto es un país que miramos con mucha atención y cualquier oportunidad para poder crecer", dijo Antoñanzas.


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Centroamérica busca aprovechar sus volcanes para generar electricidad


Centroamérica busca aprovechar su particular geografía con volcanes activos para producir energía verde y reducir su dependencia de las importaciones petroleras, en momentos en que la demanda de electricidad supera la oferta.

Asentada en placas tectónicas de la cuenca del Pacífico, que se deslizan causando sismos y erupciones volcánicas, la región tiene un enorme potencial para producir energía geotérmica.

Las plantas geotérmicas tienen un costo elevado pero son una fuente confiable de electricidad a largo plazo, y se consideran más amigables con el medio ambiente que las enormes presas hidroeléctricas que pueden alterar la topografía de un país.

Guatemala, el mayor país centroamericano, busca producir el 60% de su energía con plantas geotérmicas e hidroeléctricas para el 2022.

Para alcanzar esa meta, el Gobierno está ofreciendo recortes de impuestos sobre el equipo para montar plantas geotérmicas, y los reguladores del sector están demandando a los distribuidores una cuota cada vez mayor de energía limpia.

A unos 500 metros debajo de la cima del volcán guatemalteco el Pacayá, el cual hizo erupción en mayo, tuberías cargadas de agua y vapor a 175 grados Celsius serpentean a través de la ladera hacia una de las dos plantas geotermales que actualmente operan en el país.

Roca fundida. Manejada por la empresa israelí Ormat Technologies Inc, la planta consigue la energía a partir de agua que es calentada por cámaras llenas con roca fundida de las profundidades bajo la tierra.

La compañía ha operado dos plantas en Guatemala durante tres años y quiere expandirse, pero estudia el riesgo de perforar pozos de exploración más costosos.

"Hay una fase donde sólo tienes que perforar y ver", dijo a Reuters, Yossi Shilon, representante de Ormat en Guatemala. "El problema es que arriesgas una inversión muy costosa y no siempre estás satisfecho con los resultados".

El proyecto de Ormat es sólo una estación de 20 megavatios, pero Guatemala dice que el país tiene el potencial para producir hasta 1.000 megavatios de energía geotérmica, un tercio de la energía necesaria para el 2022, según proyecciones.

Panorama regional. Otros países centroamericanos están avanzando con esta tecnología emergente.

Más de una quinta parte de las necesidades energéticas de El Salvador viene de dos plantas geotérmicas con capacidad instalada para 160 megavatios, y se están llevando a cabo investigaciones para construir una tercera.

Costa Rica, que tiene capacidad para 152 megavatios en cuatro plantas geotérmicas, tiene programado poner a funcionar una quinta en enero del 2011 y está buscando construir dos más.

Nicaragua genera 66 megavatios de energía geotermal y en los próximos cinco años planea elevarlo a 166 megavatios.

Guatemala sólo produce una pequeña cantidad de petróleo y gasta cerca de US$2.000 millones al año en importaciones de crudo.

La meta es ahorrar dinero en costos energéticos y unirse a los esfuerzos internacionales para reducir las emisiones de gases de invernadero, temas que estarán sobre la mesa en la cumbre sobre cambio climático en noviembre en Cancún.

Mejor que un presa. Centroamérica, que depende fuertemente de la agricultura, está sintiendo los efectos del clima extremo. La tormenta tropical Agatha mató a cerca de 200 personas en la región a principios de este año.

La mayoría de los países pobres son altamente dependientes de la hidroelectricidad, la segunda fuente de energía luego del petróleo, pero los activistas ambientales y expertos en energía dicen que aprovechar la energía geotérmica tiene notorias ventajas sobre las presas.

La hidroelectricidad depende de la lluvia y es vulnerable a los huracanes que pueden arrastrar lodo y escombros hacia los ríos y obstruir las represas.

Se espera que las tormentas incrementen su frecuencia e intensidad al ritmo que el planeta se calienta.

"Con el cambio climático hay una incertidumbre sobre el futuro comportamiento de los recursos hídricos", dijo Eduardo Noboa, un experto en renovables de la Organización Latinoamericana de Energía. "Va a haber una vulnerabilidad en los sistemas hidroeléctricos".

Las presas, que pueden inundar grandes áreas de tierra durante su construcción, son poco populares en áreas rurales donde las familias dependen de la agricultura y tienen problemas en encontrar tierras de cultivo.

En Guatemala, los proyectos hidroeléctricos tienen un pasado turbio luego de que cientos de pobladores mayas que protestaban por la construcción de una presa en el río Chixoy fueron masacrados por las fuerzas de seguridad en 1978 en plena guerra civil.

La represa, que ahora genera alrededor del 15% de la electricidad de Guatemala, desplazó a miles de personas en la región central país.

Las plantas geotérmicas, por el contrario, son compactas y las compañías, aprendiendo de los errores del pasado, dicen que están haciendo un esfuerzo para proveer a la población cercana fácil acceso a la energía.





Fuente: América Economía
Foto: América Economía

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Grupo Enersis aumentará inversiones en Chile por crecimiento de la demanda


Un ajuste al alza tendrá el plan de inversiones del grupo Enersis para ejecutar en Chile durante 2011. El incremento obedece a la fuerte recuperación que exhibe la demanda eléctrica en el país, con tasas de expansión que bordean el 8% en el último mes. Para el próximo año, la Comisión Nacional de Energía proyecta una expansión del consumo energético de 7,2%.

"Hay una gran correlación entre el crecimiento del PIB del país y el crecimiento eléctrico. Por eso, si hablamos de estimaciones de crecimiento de la economía por encima del 6% para el próximo año, es lógico que existan proyecciones para el consumo eléctrico también por encima de 6%", afirma Ignacio Antoñanzas, gerente general del holding Enersis, matriz de Endesa Chile, la mayor generadora de electricidad del país.

Dado el nuevo escenario de expansión, el plan de inversiones del grupo para el próximo año será mayor al ejecutado en el actual ejercicio. Altas fuentes del grupo -que es controlado por Endesa España- confirman que se destinarán unos US$ 1.500 millones al mercado chileno en 2011, a las áreas de generación y distribución de electricidad.

"Evidentemente nosotros siempre adaptamos el plan de inversión de la compañía al crecimiento de la demanda. Como grupo, somos responsables de que una parte muy importante de esas nuevas necesidades de suministro no falten al cliente, por lo tanto, si aumentan las expectativas de demanda, aumentarán también nuestras inversiones", explicó Antoñanzas.

Enersis no sólo busca crecer en Chile, también quiere aumentar su presencia en la región. Enersis tiene definido un plan de inversiones por US$ 6.000 millones para concretar al 2014 en los cinco países en los que está presente: Argentina, Brasil, Chile, Colombia y Perú. Ese programa también está en revisión con miras a incrementarse.

"El grupo va a continuar invirtiendo fuerte y va a aumentar sus inversiones en la región. Latinoamérica está preparada para resistir las crisis, y lo ha demostrado", señala.

En el contexto regional, el objetivo del grupo es tomar nuevas posiciones en Brasil. "Brasil representa más del 25% de los resultados de la compañía, pero por el tamaño de ese mercado, ser número uno ahí es muy complicado. Es un país que miramos con mucho interés y estamos atentos a cualquier oportunidad para crecer", dice el ejecutivo, y adelanta que participarán en nuevos procesos de licitación.

"Seguimos muy atentos y hasta ahora, en los procesos en los que hemos participado, no hemos considerado que la rentabilidad sea suficientemente atractiva para los accionistas, por eso no hemos apostado fuerte", dice.

Otro tema que está en el radar del grupo es la discusión ambiental. "El tema ambiental es crítico para las compañías y más para las eléctricas. Nos interesa que todos los proyectos que hacemos el país los reciba con cariño, si no le gusta al país, es mejor no estar", dice. El ejecutivo hizo las declaraciones tras recibir a nombre de Enersis el premio al segundo lugar a la Transparencia Corporativa 2010 de la Universidad de Desarrollo.

Fuente: La Tercera.com

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Japón pone en marcha una red aislada eléctrica que sólo usa fuentes de energías renovables

>> 22 de septiembre de 2010


Toyota, Hitachi, Panasonic Electric Works y Japan Wind Development acaban de poner en marcha el Proyecto de Demostración de Red de Suministro Inteligente en el municipio de Rokkasho (Japón). Según los promotores, la red eléctrica, que está aislada, solo usa fuentes de energías renovables y "confirmará la viabilidad de las tecnologías que ayudan a realizar un uso más eficiente de la energía".

El proyecto, cuyo objetivo es "verificar tecnologías que permiten un uso eficiente de la energía", sólo utilizará fuentes de energía renovables, "como las primeras centrales eólicas del mundo con baterías de gran capacidad específicas y sistemas FV de generación eléctrica". Según Toyota, "para crear redes de suministro inteligentes es preciso adaptarse a las condiciones de suministro eléctrico (fuentes de alimentación y líneas de transmisión) y a la infraestructura de comunicaciones de cada país o región, además de introducir elementos como instalaciones de generación de energías renovables, vehículos eléctricos e híbridos enchufables, baterías de almacenamiento, EcoCute (un sistema eléctrico de calentamiento de agua y suministro) y unidades de almacenamiento térmico".

Pues bien, para demostrar la viabilidad de todas esas soluciones, Hitachi, JWD, Panasonic Electric Works y Toyota han creado una red de suministro aislada –una red eléctrica independiente de la red principal– en el municipio de Rokkasho (Prefectura de Aomori, Japón), que cuenta con la mayor capacidad de generación de energía eólica de todo el país. El proyecto demostrativo acaba de comenzar y concluye en julio de 2012.

Además, y "con la vista puesta en una rápida comercialización del sistema en Japón y en el resto del mundo", el proyecto verificará el uso más eficiente de la energía creando "escenarios específicos que sólo se pueden demostrar con una red aislada". Estos escenarios estarán basados en unos supuestos con respecto a las condiciones eléctricas (fuentes de energía, demanda y equilibrio de la demanda y la oferta) y condiciones locales (isla remota, clima y otras condiciones específicas) de los distintos países y regiones (Japón, Europa, países emergentes, países ricos en recursos, etcétera).

Eólica, FV, vehículos eléctricos e inteligencia

Las instalaciones principales del proyecto son una central de energía eólica (Rokkashomura-Futamata); un centro de control que desarrollará un sistema de supervisión y control para vincular la oferta y la demanda, la generación eléctrica y el almacenamiento energético a nivel global; seis casas inteligentes en el distrito norte de Obuchi Lake Town; una línea de distribución privada (cable eléctrico de aproximadamente ocho kilómetros y 6,6 kV y fibra óptica para comunicaciones; se ha instalado una línea de distribución específica entre la central de energía eólica de Rokkashomura-Futamata y el distrito norte de Obuchi Lake Town); sistemas de gestión de la energía y medidores inteligentes instalados en las seis casas (con medidores también en otros focos de consumo eléctrico); un sistema de generación eléctrica fotovoltaica (100 kW); batería de almacenamiento (baterías NAS de clase 100 kW); Prius Híbridos Enchufables (8); y cargadores de Híbridos Enchufables.

Desde el lado de la oferta –y según Toyota–, cuando haya un superávit de electricidad, generada mediante energías renovables, se almacenará en la batería HUB y las unidades de almacenamiento térmico. Por contra, cuando haya escasez, la batería HUB suministrará electricidad. El proyecto llevará a cabo ajustes operativos de la batería HUB y las unidades de almacenamiento térmico, controlando el almacenamiento de energía por medio de las proyecciones de generación eléctrica. Para realizar ajustes en la parte de la demanda, el proyecto utilizará un método o una combinación de varios métodos, como inducir demanda mediante la provisión de información e inducir demanda por precio y respuesta de la demanda. Por otra parte, como parte de las operaciones de la red, se realizarán intercambios de electricidad entre casas inteligentes.

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GDF Suez y Solar Power Group desarrollarán proyecto termosolar

Fuente: El Mercurio

La francesa GDF Suez y Solar Power Group desarrollarán en conjunto una planta de energía termosolar concentrada (5 MW), que abastecerá a las operaciones de la central térmica Mejillones (150 MW), en la Región de Antofagasta.

La unidad entraría en operaciones en 2012 y contempla la instalación de paneles de espejos, que permiten concentrar la irradiación solar para transformar agua en vapor de alta temperatura, el cual se inyecta en turbinas eléctricas o bien puede usarse en aplicaciones industriales específicas.
Las firmas no revelaron las inversiones asociadas a esta iniciativa energética.

Fuente: El Mercurio

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Ministro Raineri visita Estados Unidos para potenciar desarrollo energético del país


El ministro de Energía, Ricardo Raineri, se encuentra realizando una gira por Estados Unidos, que partió el lunes y se extenderá hasta el próximo 25 de septiembre, que se enmarca en los acuerdos previos del Plan Chile – California y que permitirá al secretario de estado observar y analizar distintos modelos de desarrollo energético exitosos en Norteamérica, para posteriormente adaptarlos y replicarlos en Chile.

Ayer martes en Sacramento el ministro de Energía, sostuvo reuniones con representantes del California Energy Commission y de la Air Resources Board.

Los temas centrales de estos encuentros son el marco regulatorio energético del Estado de California (AB32), el cap & trade como un sistema transacción del carbono y el net metering como un sistema tecnológico y de gestión energética.

Raineri también tiene previsto visitar este miércoles un campo de entrenamiento nuclear de GE, denominado Nuclear Refueling Maintenance Training Center, donde podrá conocer en terreno la tecnología de operación de las plantas nucleares y su mantenimiento por parte de la empresa GE además de las metodologías de entrenamiento al personal técnico de la empresa.

El jueves junto al Presidente Sebastián Piñera, recorrerán una planta geotérmica, en donde firmarán un Memorándum de Entendimiento (MoU) entre el Ministerio de Energía, California Energy Commision y California Air Resources Board. El documento se centrará en la reducción de emisiones de carbono, eficiencia energética y energías renovables.

Fuente: Gobierno de Chile.cl

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Hasta el viernes Castilla puede apelar

Fuente: Diario Financiero


Hasta el próximo viernes 24 tiene plazo MPX Energía para apelar ante la Corte Suprema el fallo emitido por la Corte de Apelaciones de Copiapó y que entrabó el desarrollo de la central termoeléctrica Castilla (2.350 MW).

La Corte de Apelaciones dejó sin efecto la resolución en que se declara ilegal la modificación hecha por el renunciado Seremi de Salud, Raúl Martínez, quien cambió el uso de suelo de "contaminante" a "molesto", lo cual permitía la construcción de la mega termoeléctrica.

Según fuentes de la compañía, se está preparando el documento que se presentará ante la máxima instancia judicial, pero es muy probable que no haya variación en el fallo.

Fuente: Diario Financiero

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Aplicación de niquel reduciría fuertemente costos de producir energía solar

>> 21 de septiembre de 2010


La energía solar podría llegar a ser la fuente más permanente en grandes extensiones del planeta, sin embargo aún los costos de inversión para producirla son altos comparados con fuentes convencionales. Pero esta realidad podría cambiar ostensiblemente.

En E Renovables se da cuenta de un importante avance. Una de las tecnologías más prometedoras en la búsqueda de abaratar la producción de energía solar está siendo estudiada por científicos de la universidad de Toronto (Canadá). Y, además, se espera que dicha reducción en el costo mantiene una eficiencia razonable en las células fotovoltaicas.

Estudios publicados recientemente han probado que el níquel –un material de bajo costo- puede reemplazar el uso del oro en ciertos componentes de las células fotovoltaicas. Esta modificación de materias primas reduciría el precio de las células entre un 40 y 80%.

A través de la aplicación de la nanotecnología, se ha logrado que pueda aprovecharse la totalidad del espectro de luz solar (luz visible y luz infrarroja) en la producción de energía. Esto mejora el rendimiento de las células solares basadas en componentes de siliconas, ya que parte de ese espectro de luz no es aprovechado con ese tipo de tecnologías. El equipo de científicos ha alcanzado en las pruebas iniciales un aumento de efectividad del 5 por ciento, y esperan llegar al 10 por ciento antes del lanzamiento comercial de esta nueva tecnología.

Los prometedores resultados que acaban de publicarse fueron parte de un proceso de investigación arduo. Según relatan algunos miembros del equipo de investigación de la Universidad de Toronto, su hipótesis inicial de que el níquel podía servir para este tipo de procesos falló en principio. El material del níquel bloqueaba el flujo normal de corriente, pero luego dilucidaron que la incorporación de un nanómetro de fluoruro de litio creaba una barrera que bloqueaba la reacción original, llegando al resultado esperado.

Fuente: Chile Renovables

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Enap: Precio de las bencinas subirá $9 a partir del jueves

Fuente: La Tercera

El precio de las gasolinas y el diésel tendrán un alza de $9 el litro, mientras el kerosene subirá $8, y el fuel oil lo hará en $6, en tanto que el gas licuado subirá $10 el kilo el próximo jueves, según informó la Empresa Nacional del Petróleo (Enap).

En el período de referencia para el cálculo de los precios de Enap (26 de agosto al 15 de septiembre), en los mercados internacionales de los Estados Unidos hubo un alza generalizada de los precios de los combustibles derivados del petróleo.

Según explicó la estatal en su informe, un factor importante de las alzas fue la detención, para reparar filtraciones, del oleoducto Enbridge 6A que transporta, petróleo desde Canadá a refinerías en el Medio Oeste de los Estados Unidos; esto hizo subir el precio del WTI al rango US$76,5 a US$77,5 por barril.

El incidente también fortaleció los precios de los productos ya que la falla del oleoducto ocasionó pérdidas de refinación mientras se readecuaba la logística para enviar más crudo WTI a Chicago.

Otro factor con incidencia alcista en los precios de los últimos días del período de referencia, indicó Enap, fue la formación de la Tormenta Tropical Karl, entre la Península de Yucatán y Cuba, que ganó en intensidad al ingresar ya como huracán al sur del Golfo de México el jueves pasado. Sin embargo, finalmente no ocasionó daños a las instalaciones petroleras.

Desde la última fecha de cálculo de precios (14 de septiembre), el tipo de cambio subió $2 por dólar (alza de 0,3%), lo que acentuó el impacto alcista de los mayores precios internacionales de los distintos combustibles sobre los respectivos precios en Chile, señala el informe.

En lo ya transcurrido del período de indexación (2 al 22 de septiembre) para los precios de la próxima semana, en los mercados internacionales de los Estados Unidos han seguido al alza los precios de los combustibles derivados del petróleo, excepto en el caso del precio del gas licuado que ha bajado. Temperaturas otoñales en el noreste de Estados Unidos elevaron la demanda por diésel de calefacción, mientras que exportaciones de la Costa del Golfo a Europa, África y Sudamérica mantuvieron firme la demanda por diésel vehicular.

A su vez, el precio de la gasolina aumentó debido a la demanda extra por gasolina de la Costa del Golfo para suplir la escasez puntual que ocasionó la detención del oleoducto Enbridge en la zona de Chicago, pero el impulso se ha debilitado al reanudarse el bombeo por dicho oleoducto y por el arribo de importaciones de gasolina europea.

Fuente: La Tercera

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Central de pasada La Higuera (155 MW) comenzó a inyectar energía en el SIC

Fuente: Portal Energía


En el marco de las celebraciones por el bicentenario de la República, la central hidroeléctrica de pasada La Higuera, impulsada por Tinguiririca Energía, comenzó a operar en el principal curso hídrico de la Región de O’Higgins, inyectando 155 MW en el Sistema Interconectado Central (SIC), energía suficiente para abastecer la demanda de más de 400 mil hogares.
Durante la inauguración del proyecto, el gerente general de Tinguiririca Energía, Claudio Montes, indicó que “estamos muy contentos de iniciar la operación de la central La Higuera, (pues) así estamos aportando al desarrollo del país y de la Región de O´Higgins, con energía limpia y amigable con el medio ambiente”.

Actualmente, la compañía desarrolla una segunda central hidroeléctrica de pasada en el mismo valle, La Confluencia, que será próximamente inaugurada y generará 145 MW.

La construcción de La Higuera comenzó en noviembre de 2005 a manos de la constructora brasilera Queiroz-Galvao, y permitirá evitar la emisión de más de 400 mil toneladas de CO2 al año, lo que equivale a retirar de circulación a más de 110 mil vehículos por año.

Los proyectos conjuntos La Higuera y La Confluencia son impulsados por el joint venture formado por la firma australiana PacificHydro y por la noruega SN Power entre los ríos Azufre y Tinguirirca, y se transformarán en la mayor iniciativa hidroeléctrica en ser inaugurada en el país desde el año 2004. Justificar a ambos lados

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Uruguay y Argentina buscan regasificar gas licuado y aliviar sus necesidades energéticas

Fuente: Amércia Economía


Argentina y Uruguay podrían licitar antes de fin de este año la construcción de instalaciones para regasificar gas licuado, un proyecto binacional que busca aliviar sus necesidades energéticas durante los períodos de mayor demanda.

Las nuevas instalaciones, que procesarán gas transportado hasta la costa uruguaya en barcos, permitirán proveer unos 10 millones de metros cúbicos de gas por día.

Tras su procesamiento en la nueva planta el gas se enviará desde Uruguay hacia Argentina a través del gasoducto que comparten ambos países.

"Estamos a punto de cerrar un acuerdo de enorme importancia para el futuro energético del país", dijo el martes Mujica en su programa de radio.

"Para que estas cosas sean económicamente viables tienen que tener determinada escala y nuestro país en un primer momento está muy lejos de poder consumir la producción de una planta de esta naturaleza", agregó.

El costo del proyecto aún no fue determinado ya que el mismo dependerá de las tecnologías que se elijan para su construcción, dijo una fuente cercana al proyecto a Reuters.

El consumo actual de gas en Uruguay es de unos 300.000 metros cúbicos por día. El país depende de los envíos del producto desde Argentina ya que no tiene producción propia.

Mujica y la presidenta argentina, Cristina Fernández, habían resuelto avanzar en el estudio de la instalación de la planta en junio.

Optimismo. "Somos optimistas de que antes de diciembre se va a colocar una licitación de carácter internacional. El ministro de Energía está viajando por Europa, va a ver algunos eventuales interesados en participar en esa eventual licitación que estamos a punto de cerrar", dijo Mujica.

Un consorcio formado por sociedades anónimas de Uruguay y Argentina será el encargado de la licitación internacional.

Por Uruguay, la sociedad estará conformada por ANCAP y UTE, las empresas estatales de combustible y electricidad.

En tanto, la compañía estatal de energía de Argentina, ENARSA, será representada por una sociedad formada en Uruguay.

Uruguay y Argentina, dos naciones vecinas e históricamente unidas, comenzaron a superar recientemente un largo conflicto diplomático por la instalación de una planta de celulosa de una empresa finlandesa sobre un río compartido.

Tras la llegada de Mujica al Gobierno en marzo de este año, los vínculos mejoraron y las naciones buscan revitalizar algunos proyectos conjuntos.

Fuente: Amércia Economía

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¿Qué es un Colector Solar o Captador Solar? Tipos de colectores solares

Fuente: Biodisol

Se conoce como colector solar o captador solar a un dispositivo cuya finalidad es la de calentar agua a partir de la radiación solar. Existen colectores solares de baja temperatura y colectores solares de alta temperatura.

Los primeros se utilizan fundamentalmente en sistemas domésticos de calefacción y agua caliente sanitaria. Los segundos, por su parte son utilizados generalmente para producir energía eléctrica. Funciona por concentración de los rayos solares mediante espejos reflectantes.

El colector solar cumple su objetivo de calentar agua de diferentes maneras. Existen métodos diversos adecuados a la aplicación que quiera dársele al agua que se calienta a través de un colector solar, entre los cuales se encuentran:

Colector termosifónico: su funcionamiento es por convección natural, es decir que no se requiere bomba circuladora (sistema de bombeo) ni sistema de regulación.

Colector de placa plana: su uso se limita a la disponibilidad de agua caliente sanitaria (acs) y calefacción solar. Incluso se emplea este tipo de colector solar para la climatización de piscinas.

Colector de vacío: cuando quiera que el colector de placa plana reporte dificultades para lograr las temperaturas del agua, se recomienda el empleo de este tipo de colector solar para disponer de agua caliente sanitaria y calefacción solar.

Colector de polipropileno: este colector solar se utiliza para calentar el agua de las piscinas permitiendo prolongar el uso de las mismas a lo largo del año.

Colector cilindro parabólico: su uso a nivel industrial se extiende a las centrales térmicas. Se consiguen altas temperaturas del fluido caloportador que es utilizado para hacer girar las turbinas eléctricas.

Fuente: Biodisol

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AIE: El mundo avanza en la dirección equivocada


Lo dice la Agencia Internacional de la Energía en su informe ETP-2010, presentado en Madrid: de 1990 a 2000 las emisiones de CO2 aumentaron a un promedio de un 1,1% anual; de 2000 a 2007, un 3% por año. La AIE advierte que esta tendencia es absolutamente insostenible. También explica en el nuevo informe cómo ponerle freno y lograr que en 2050 las emisiones de CO2 sean la mitad que las de 2005.

"Lograr esta reducción será un desafío y exigirá inversiones considerables. Pero los beneficios en cuanto a resultados ambientales, mayor seguridad energética y menores facturas por energía también serán considerables", ha señalado el director ejecutivo de la AIE, Nobuo Tanaka, en la presentación del informe Energy Technology Perspectives 2010 (ETP-2010) esta mañana en Madrid, en el Ministerio de Industria.

La AIE distingue en ETP-2010 dos escenarios. Uno, el inicial (Business as usual), en el que la tendencia actual se emisiones de CO2 se mantiene y se duplican para 2050; otro, el Blue map, en el que se logra un compromiso real de reducción de emisiones y éstas son la mitad que en 2005.

En el primer escenario, el precio del barril de crudo pasará de los actuales 78 dólares a 120 dólares, mientras que en el Blue map habrá un repunte a 90 dólares y una caída hasta 70 dólares en 2050. ¿Y quién se llevará los beneficios? Con un Business as usual, serán para los países productores; con el Blue map recaerán sobre los consumidores", ha afirmado Tanaka.

Dentro del Blue map, el informe distingue dos posibilidades: una en la que la nuclear tiene una fuerte presencia, y otro con predominio de las renovables (estas fuentes representarían un 48% de la generación de electricidad). Entre uno y otro escenario hay diferencias de hasta el 20% en los costes, siendo más caro es el de las renovables. "La cuestión –ha matizado Tanaka– es cuánto más se quiere pagar una electricidad más limpia".

En cualquier caso, Tanaka considera que "será necesario recurrir a todas las fuentes de energía. En el caso de los combustibles fósiles, el futuro pasa por la captura y secuestro de CO2".

Gestionar mejor la energía
Reducir la intensidad energética es el otro gran pilar sobre el que se asienta la propuesta de la agencia. De hecho, el informe indica que "aumentar la eficiencia energética ofrece las mayores posibilidades de reducir las emisiones de CO2 y debe ser la prioridad de primer orden en el corto plazo".

En este sentido, la AIE indica que se empiezan a detectar las primeras señales positivas, y "la mejora en la tasa de eficiencia energética en los países de la OCDE ha ampezado a acelerarse otra vez, tras muchos años de aumentos moderados". También destaca que las inversiones en energías renovables, sobre todo eólica y solar, están aumentando de manera considerable.

Insiste, no obstante, la AIE en que las tencencias actuales en energía y emisiones de CO2 "son directamente contrarias a las reiteradas advertencias del IPCC", afirmando que la siguiente década es decisiva. "Si las emisiones no alcanzan su punto máximo alrededor del año 2050 y disminuyen a un ritmo constante a partir de esa fecha, alanzar la reducción del 50% necesaria para el año 2050 será mucho más costoso. De hecho, la oportunidad puede perderse del todo".

Fuente: Energías Renovables

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La energía solar también puede salvar vidas

Fuente: Ecodez


Utilizar energía solar es muy recomendable por varias razones: es respetuosa con el medio ambiente, no emite CO2 a la atmósfera, no contamina, procede de una fuente de energía inagotable… e incluso puede servir para salvar vidas. Esto es lo que asegura un estudiante de Taiwán, que ha inventado un salvavidas que puede evitar las muertes por congelación tan habituales en los naufragios.

Este salvavidas con aspecto de flotador circular y bautizado con el nombre de Lifeon lleva incorporada una célula o pequeña placa solar que se activa 10 segundos después de entrar en contacto con el agua. Este dispositivo se carga con la luz de sol y mantiene el calor corporal de su usuario al menos durante 72 horas o lo que es lo mismo, tres días, el tiempo suficiente, habitualmente, para que el náufrago sea rescatado.

Por si fuera poco, el Lifeon también cuenta con un compartimento en el que almacenar comida y agua potable, además de un GPS que ayudará a localizar al náufrago. Un gran invento que en breve puede pasar a formar parte del material habitual de cualquier barco.

Fuente: Ecodez

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Menos de $1.000 mensuales subirían cuentas de luz con energías verdes

Fuente: La Tercera

"Cientos de miles de millones de dólares están esperando entrar a Chile para invertirse en energías renovables no convencionales (ERNC)", dice José Ignacio Escobar, vicepresidente ejecutivo de la asociación gremial que reúne a las empresas de este sector, Acera. Esos recursos, señala, podrían ingresar al país si se modifican en 10 puntos la actual Ley 20.257 que rige a esta industria. "Sólo así", agrega el ejecutivo, "se podría cumplir la meta de lograr el 20% de la matriz energética con ERNC al año 2020". "Lo mínimo que esperamos es que el gobierno cumpla con su programa", añade.

Acera tiene más de 65 empresas socias. Si bien se formó en 2003, sólo empezó a cobrar relevancia seis años después. "Hasta antes de la crisis del gas (argentino), las energías renovables eran sólo una anécdota. Pero cuando a esa crisis se sumó el alza de los precios de los combustibles fósiles y pasamos a tener la electricidad más cara de Latinoamérica, las energías renovables se vieron como dignas de estudiar", sostiene Escobar.

¿Se puede cumplir con 20% de ERNC al 2010 con la actual ley?

No, tenemos que adecuar nuestro marco regulatorio y entendemos que eso lo saben las autoridades. Los cambios son más simples de lo que la gente cree y bastaría modificar en 10 puntos la ley de ERNC (Ley 20.257) y, adicionalmente, contar con un mecanismo de apoyo al ingreso a los proyectos, de manera que los proyectos de ERNC estén desacoplados de los costos marginales, que son los que liquidan la posibilidad de financiar un proyecto.

¿Y por qué separar ese pago?

Porque los costos marginales dependen del carbón y el petróleo, y nosotros no consumimos nada de eso. Bajo este mecanismo se financian centrales térmicas sin que tengan que operar ni una sola vez en el año. Otra razón es que en la medida en que las ERNC operen en forma masiva, van a hacer que los costos marginales bajen.

¿Cómo reemplazar el "pago por potencia"?

Estamos evaluando un mecanismo como aquel usado en el Fondo de Estabilización de Precios de los Combustibles (Fepco), que permitiría rentabilizar las inversiones en el largo plazo y no es subsidiario. Es más: logra que las cuentas sean más estables y más bajas que lo que hoy se está pagando. También se podría limitar el "pago por potencia" sólo al período en que se amortizan las inversiones y no a toda la vida útil de la central. Eso, porque hoy hay inversiones que se pagan seis o siete veces con ese mecanismo, aunque no se usen.

¿Cuánto costaría llegar al 20% de ERNC al año 2020?
En el actual escenario, con el actual plan de obras de la Comisión Nacional de Energía (CNE), US$ 1.500 millones. Ello, sin considerar eficiencia energética, ni las mejoras tecnológicas que pueden venir.

¿Qué efecto tendría en la tarifa final?
Marginal. Calculamos que hará subir la tarifa final menos de $ 1.000 mensuales.

¿Son competitivas las ERNC sin subsidios?

En este escenario todas las centrales hidráulicas, casi todas las tecnologías eólicas, las centrales activas con biomasa y las geotérmicas son perfectamente competitivas en las condiciones actuales y no requieren ningún subsidio. Es más, podemos operar con precios más bajos de los que hay hoy.

Según CGE, el bajo factor de planta de algunas ERNC (como las eólicas) hace que se requiera más inversión. ¿Es así?

En este tema hay mucha ignorancia. En las ERNC el factor de planta es igual a su factor de uso, no como las térmicas, cuyo factor de uso es mucho menor al de planta. Además, las renovables son muy seguras. Tome cualquier país con un componente de renovables importante, España, Alemania o Dinamarca, y se verá que ésta es la energía base, porque es muy predecible, se puede prever hora a hora, día a día. No es volátil como el precio del petróleo.


Fuente: La Tercera

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Bolivia quiere vender energía eléctrica a Brasil, Chile y Perú

Fuente: La Tercera


El vicepresidente de Bolivia, Alvaro García, dijo que su país planea convertirse en los próximos 10 años en centro de energía eléctrica para distribuirla a Brasil, Chile y Perú. "Estamos apostando a ser centro de gas y de energía eléctrica, porque nuestro potencial de energía eléctrica es gigante", señaló.

Fuente: La Tercera

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Parque eólico más grande de América Latina inicia operación

Fuente: La Tercera

El parque eólico más grande de Latinoamérica se ubica en México. Se trata del proyecto Eurus, de la hispana Acciona, y ayer cuatro fábricas de la cementera multinacional Cemex comenzaron a recibir energía del parque, el que se ubica en Juchitan, Oaxaca, en el istmo de Tehuantepec Isthmus. La obra tiene una capacidad de 250 megawatts y cuenta con 167 aerogeneradores.

La inversión llegó a US$ 550 millones. La instalación se inició en 2009 y por fin las turbinas fueron conectadas en red. El parque evitará la emisión de 600.000 toneladas de CO2 por año, la mayor rebaja de emisiones por capacidad instalada.

Fuente: La Tercera

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Gobierno endurece proyecto que obliga a eléctricas a compensar a comunidades

>> 16 de septiembre de 2010

Fuente: La Tercera


El Ministerio de Energía envió a la Secretaría General de la Presidencia el proyecto de ley, que define los montos que las generadoras deberán pagar a las zonas donde se instalen.

Importantes cambios introdujo el gobierno al proyecto de ley que obligará a las generadoras a compensar económicamente a las comunidades locales, por la instalación de centrales eléctricas. Conocedores del proyecto indicaron que el gobierno endureció la iniciativa. El Ministerio de Energía lo envió hace unas semanas a la Secretaría General de la Presidencia (Segpres).

La iniciativa legal fue anunciada por la Presidenta Bachelet en enero de 2009 y en septiembre de ese año se definió el aporte que debían realizar las generadoras a las comunas donde instalen una planta generadora igual o superior a 200 MW (megawatts). El aporte se fijó en 270 UTM (unos US$ 20.225) por megawatt, pago que cancelarían en 10 cuotas anuales y era descontable de impuestos. Con ese criterio, una central de 500 MW pagaría US$ 10 millones en compensaciones.

En este último punto radica la principal modificación que hoy impulsa el gobierno. Fuentes del sector privado señalaron que ahora el proyecto considera que cuando se trate de centrales eléctricas de generación convencional, los gastos que realicen para compensar no los podrán deducir del impuesto a la renta.

Agregaron que sólo cuando se trate de proyectos de energías renovables no convencionales (ERNC), las empresas recibirán un crédito con cargo fiscal por esa contribución.

"Tal como está el proyecto, el pago funcionará como un mecanismo impositivo para muchos de los proyectos eléctricos", dice un conocedor de la iniciativa. Con esto, agrega, se buscaría también promover los proyectos de ERNC.

Otras dos serían las razones que habrían motivado a La Moneda a realizar esos cambios a la propuesta original. Una de ellas, el efecto terremoto. "El gobierno necesita recursos para la reconstrucción y no está en condiciones de desembolsar recursos devolviendo pagos a las generadoras", dice una fuente.

También se buscaría reducir la oposición de los sectores que se ven afectados con la instalación de proyectos. "La percepción de la comunidad cambia si es la empresa la que entrega la compensación y no el gobierno el que termina pagando", afirma una fuente.

El monto del pago también se habría modificado. Para definirlo, se establecería un mecanismo de banda que considera el tamaño del proyecto y su costo de inversión.

"No será una cifra única para todos los proyectos, porque la idea del gobierno es que el cobro sea diferenciado", dice un conocedor de la iniciativa.

La propuesta del gobierno consideraría cobrar un porcentaje del costo de la inversión por MW instalado. Esa fórmula definiría un mayor pago para proyectos más pequeños y un cobro proporcional menor para iniciativas con inversión más cuantiosa.

Además, las compensaciones no serían a nivel comunal. A juicio del gobierno, un problema que planteaba la iniciativa original era que en algunos casos serían demasiados los recursos que llegarían hasta las pequeñas localidades. Una opción es que el beneficio sea entregado a nivel de provincias y para ello se definiría "un monto tope" para cada habitante que va a recibir esos recursos.

En todo caso, el proyecto podría experimentar nuevos cambios hasta que La Moneda lo envíe al Congreso para su discusión.

El origen de la iniciativa legal

La idea de que las eléctricas compensen a las comunidades que estén cerca de las nuevas centrales que se instalen surgió durante el gobierno de Michelle Bachelet. Fue la misma Mandataria quien en enero de 2008, en la primera cena anual de la energía, dio a conocer a los privados la decisión del gobierno de enviar un proyecto de ley para regular esta materia.

En esa oportunidad, Bachelet recalcó a los privados que no iban a tener que incurrir en un gasto adicional, porque el aporte que realizarían a las comunidades lo iban a poder descontar de impuestos.

A través de una compensación directa a las comunidades se quería evitar la fuerte oposición a la instalación de de proyectos eléctricos que se estaba evidenciando en el país. De hecho, la medida fue calificada entre los expertos de la industria como un traje a la medida para HidroAysén, considerando que por el tamaño de la iniciativa incurriría en compensaciones millonarias a comunidades que tienen pocos habitantes.

Según el primer proyecto que elaboró el Ministerio de Energía, HidroAysén debía compensar con US$ 50 millones a las comunas de Cochrane y Villa O"Higgins, mientras que el resto de las eléctricas unos US$ 250 millones a otras comunas afectadas.

Fuente: La Tercera

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Corte declara ilegal cambio que favorecía a central Castilla


La Corte de Apelaciones de Copiapó declaró ilegal la modificación realizada por el renunciado Seremi de Salud de la región, Raúl Martínez, en relación a la calificación del proyecto Central Termoeléctrica Castilla desde "contaminante" a "molesto".

Desde el lunes pasado, el tribunal de alzada de Copiapó revisaba el recurso interpuesto por los opositores al proyecto, lo que mantiene paralizada su tramitación ambiental en la Corema de Atacama.

La resolución de la Corte declara que dicho cambio no puede producir ningún efecto en el proceso de calificación ambiental, por tanto revive la calificación de "contaminante", lo que decreta que el megaproyecto Castilla sea incompatible con el uso de suelo de la zona y hace inviable el proyecto energético.

Con este fallo, una vez que se ratifique por la Corte Suprema, la Corema de Atacama tendría que votar el proyecto teniendo a la vista la calificación de "contaminante", por lo cual la Corema estaría obligada por ley a rechazar el proyecto.

Las partes tiene derecho a apelar dentro de cinco días para solicitar que la Corte Suprema se pronuncie (el plazo vence el viernes 24 de septiembre). Por tanto, hasta esa fecha tiene la empresa MPX ligada al empresario brasileño Eike Batista, y Consejo Defensa del Estado para decidir si apelar al máximo tribual de Justicia.

Fuente: Diario Financieri

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Generación de electricidad de Perú tuvo un incremento de 9,3% interanual en agosto


La generación eléctrica de Perú registró un incremento interanual de 9,3% en agosto, a medida que la demanda por electricidad crece junto con la economía.

El ministerio de Energía y Minas dijo el miércoles que en agosto la generación eléctrica fue de 2.982 gigavatios por hora.

Además, informó que la mitad de la electricidad producida provino de plantas hidroeléctricas y el resto de plantas termoeléctricas.

Edegel SA fue el mayor productor en el mes, concentrando un 23% de la producción nacional, seguido por la estatal Electroperú con 22%.

Se espera que el producto interno bruto de Perú crezca en cerca de un 8% este año, frente a un 1% registrado el año pasado.

Fuente: América Economía

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