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 descarta aplicar decreto de racionamiento para el norte

>> 30 de diciembre de 2011

Fuente: El Mercurio


La inestabilidad que exhibió el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), durante la semana pasada, llevó al Gobierno a evaluar la posibilidad de aplicar un decreto de racionamiento para asegurar el suministro eléctrico de la Primera y Segunda región.

Luego de analizar la situación, el Ministerio de Energía decidió no dictaminar dicho decreto. Esto, luego de observar los buenos resultados de las medidas implementadas durante estos últimos días.

"La coordinación que se ha establecido en el CDEC-SING con los clientes libres ha permitido que en las horas más críticas las empresas redujeran sus consumos en un 5%. A su vez, las temperaturas han sido menores de las esperadas, lo que ha permitido aumentar la capacidad de transmisión de energía y se ha podido abastecer a los clientes residenciales sin ningún problema", afirmó el subsecretario de energía, Sergio del Campo.

Además, la autoridad explicó que fueron informados de que la central Celta de Endesa -que por una falla salió del sistema el viernes pasado, causando el desequilibrio en la entrega de energía en el norte del país- volverá hoy viernes a estar disponible para inyectar 180 MW al SING.

Según Del Campo, en Tarapacá, Iquique y Arica la demanda eléctrica de clientes regulados y libres es del orden de los 330 MW. En el segmento residencial, específicamente, la demanda oscila entre los 80 MW y los 110 MW. Por lo anterior, explicó Del Campo, la ausencia de los 180 MW de Celta implicaba una fuerte pérdida de energía, a lo que se suma la debilidad del sistema de transmisión. Todo lo anterior, agregó el subsecretario, obligó a estudiar el decreto.

Sin embargo, Del Campo manifestó que "con la vuelta a operaciones de la central se confirma aun más que no es necesario hasta el momento pensar en un decreto de racionamiento en el norte grande".

Finalmente, la autoridad exhibió su preocupación por la falta de inversiones a nivel de subtransmisión. "Lo que estamos buscando como Gobierno es seguir incentivando la inversión en transmisión y por eso es que estamos quintuplicando esos montos este año", señaló.

Inyección La central Celtale aporta el SING una capacidad de generación de 180 MW.

Fuente: El Mercurio

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Enap alcanzó récord de producción de petróleo de su filial en Egipto

Fuente: La Tercera


Un nuevo hito productivo logró Enap en Egipto, al alcanzar un nuevo récord con una producción superior a 15.000 barriles diarios en el bloque East Ras Qattara, tras la puesta en producción del pozo de avanzada Shahd SE-5.

El resultado, consolida el buen desempeño exploratorio y productivo de East Ras Qattara, alcanzando una producción de 1 millón de metros cúbicos acumulados a agosto de este año; un nivel de producción superior a 10.000 barriles, en septiembre; y la puesta en producción de 3 nuevos descubrimientos exploratorios durante 2011.

El pozo Shahd SE-5 fue perforado hasta una profundidad de 2.974 metros, encontrando más de 60 metros de espesor de yacimiento.

En las pruebas iniciales, el pozo arrojó un flujo promedio de producción cercano a los 5.000 barriles día de crudo, estimando agregar reservas probadas de al menos 5 millones de barriles para dicho campo.

El bloque East Ras Qattara está ubicado en la Cuenca del Desierto Occidental de ese país y es operado a través del Joint Venture denominado PetroShahd Company, en asociación con la compañía estatal egipcia de petróleo EGPC.

Actualmente opera dos bloques en dicho país: Rommana, ubicado en la península del Sinaí en etapa exploratoria; y el ya mencionado East Ras Qattara (Western Desert), en etapas de producción, desarrollo y exploración, en el cual Enap Sipetrol participa como operador del Consorcio con el 50,5 %, mientras que el 49,5% restante, pertenece a Kuwait Energy Company.

ESTIMACIONES

Desde el comienzo de las operaciones en el bloque East Ras Qattara (diciembre de 2007), Enap Sipetrol ha venido aumentando sus niveles de producción y reservas en forma sostenida. El año 2011 estima cerrar con una producción total de 2,9 millones de barriles, lo que representa una media cercana a los 8.000 barriles/día, mientras que para el año 2012, se proyecta superar los 4 millones de barriles.

"Estos resultados permiten proyectar positivamente la producción en el tiempo, debido al creciente reemplazo de las reservas que, en definitiva, prolongan la vida productiva del yacimiento y la agregación de valor y rentabilidad para Enap Sipetrol en Egipto", dijo la compañía en un comunicado.

Fuente: La Tercera

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CDEC-SING advierte que en marzo o abril del próximo año el sistema volverá a estar al límite

>> 29 de diciembre de 2011

Fuente: Diario Financiero


Cortes de energía durante la semana pasada y el gobierno analizando la posibilidad de emitir un decreto de racionamiento, son algunos de los coletazos que dejó la salida a mantención de la Central Tarapacá -propiedad de Endesa-. La situación podría repetirse al terminar el primer trimestre de 2012, cuando deba salir nuevamente, dice Daniel Salazar, director ejecutivo del CDEC-SING.

-¿Podemos volver a tener episodios como el actual?

-Sí, estamos viendo que puede suceder entre marzo y abril, con el nuevo mantenimiento de la central. El desarrollo de la línea de Collahuasi traerá más capacidad de transmisión, por lo que no vamos a quedar tan vulnerables.

-Pero la línea de Collahuasi entra en funcionamiento a mediados de año…

-La situación de marzo o abril no es muy distinta a la de diciembre, no hay elementos que lo diferencien.

-¿Entonces se podría volver a repetir el episodio?

-Si hay fallas adicionales, podríamos estar en una situación muy al límite.

En todo caso, fuentes de la Central Tarapacá, indican que “estamos trabajando con el CDEC-SING para planificar de la mejor manera posible la futura mantención de la planta y así afectar lo menos posible el suministro de la zona”.

Problemas de fondo


Según cuenta Salazar, el gran problema que tiene la zona norte del SING es que “requiere inversiones, una infraestructura mayor, tanto a nivel de generación como de trasmisión. Es una zona deficitaria, intensa en consumo, donde, a diferencia del resto del sistema, tiene una participación importante de los clientes regulados. Lo que ha ocurrido en las últimas semanas es atender una situación que es estrecha, ajustada, por inversiones o decisiones de inversión que no se han tomado”.

-¿Por qué no se tomaron?

-Básicamente tiene que ver con los actores que participan en esa zona. La demanda fuerte está en tres clientes, y si me apuran está en uno, Collahuasi. Esta tiene casi la mitad de la demanda de la zona y las acciones que ha tomado no han llegado en la oportunidad o momento que se requerían. Esos desarrollos de líneas llegarán a mediados del próximo año y es una decisión que está estrictamente en el ámbito privado o propio de Collahuasi.

Lo otro, es el tema que venimos predicando o planteando, es que se requiere reforzar y desarrollar mayores capacidades en transmisión. Hay aspectos regulatorios que atender y los agentes aún no terminan de comprender la relevancia que tiene el aspecto de transmisión. Siempre se han entendido como un costo asociado a los proyectos.

-La situación que se vive en el norte se previó hace al menos seis meses, ¿por qué no se tomaron medidas?

-Nosotros emitimos un reporte hacia fines de 2009, un documento interno a nivel CDEC, diciendo cuáles eran las condiciones de esa zona. Ahora, ese reporte tuvo difusión interna entre las empresas que participan en el CDEC y de ahí durante 2010 llevamos este tema en algunos foros y seminarios y encendimos luces amarillas. El tema era la transmisión y nuestra principal preocupación era la zona norte.

-¿Quién debió haber tomado una decisión?

-Esto se resuelve con inversiones, y las inversiones en transmisión, toman varios años; en generación, incluso más, si se trata de un desarrollo termoeléctrico.

-Pero si se dieron cuenta en 2009 ¿por qué no se promovieron esas inversiones?

-Faltó sensibilidad. En el año 2009 este sistema estaba en la crisis del gas natural, lo que nubló o no permitió visualizar el largo plazo. Se estaba resolviendo el día a día.

-¿Quién debió promover esas inversiones?


-En el caso de transmisión, la autoridad participa y tiene competencia en el desarrollo del sistema de transmisión troncal. Ahí hay otro tema. En el año 2009 la trasmisión troncal llegaba a 800 mts, representaba una fracción totalmente minoritaria del sistema, un 1%. Por lo tanto, ni el CDEC ni la autoridad podían desarrollar el sistema de transmisión si tenían tuición sólo del 1%. Lo que existe es la transmisión adicional, que representa un 94%. Hoy cuando analizamos las líneas en la zona norte, hay un pecado regulatorio, de la definición de origen, de haber dejado un 1% en condición troncal y un 94% en condición adicional, que se decide netamente en el ámbito bilateral entre empresas.

Las recomendaciones del CADE

Una serie de recomendaciones hizo el Consejo Asesor para el Desarrollo Eléctrico (CADE) para los centros de despacho. Una de ellas es que se conviertan en organismos independientes, como corporaciones de derecho privado y sin fines de lucro. Al respecto, Salazar señala que los CDEC ganarán “más autonomía, independencia, con un gobierno corporativo distinto. Además, se les reconocerá la “función pública que cumplen, porque abastecen las ciudades, y las industria (...) Pero eso tiene que ser declarado en leyes que sean acordes con la importancia estratégica que no se le ha podido o querido dar”.

Respecto de la sugerencia de interconectar el SING y el SIC, Salazar dice que en un plazo de unos 6 años podría resultar, cuando “este sistema tendrá un tamaño suficiente y robusto(...). Hoy, por tamaño y escala, la interconexión podría ser menor, con 200 a 300 MW, lo que es bastante poco. Pero si se desarrollan los proyectos mineros, y el SIC crece lo que tiene que crecer hacia el Norte Chico, se vana acercar los sistemas, cada uno con tamaños fuertes que viabilizan la interconexión”.


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Creen que energía solar debe potenciarse

Fuente: Revista Electricidad


El 40% de los chilenos cree que las centrales energéticas debieran aumentar, independiente del tipo de energía que generen, mientras un 37% opina que las existentes son suficientes. Así lo reveló la III Encuesta de Medioambiente de la Universidad Andrés Bello, dada a conocer ayer, y que mostró además que el 92% de los encuestados considera que la energía solar es la ERNC que más debiera potenciarse en Chile, por sobre la eólica (79%), la hídrica (62%) y la biomasa (22%). El sondeo se realizó en las regiones Metropolitana, de Valparaíso y del Biobío.

Fuente: Revista Electricidad

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Min. de Energía garantiza que no habrá alza del gas

Fuente: El Mercurio


Mientras la Asamblea Ciudadana de Magallanes se alista para conmemorar el primer aniversario del paro regional (11 de enero) que rechazó el alza que el Gobierno iba a aplicar al gas, el ministro de Energía, Rodrigo Álvarez, llamó a tener tranquilidad porque no habrá variaciones en las tarifas mientras no esté promulgada la ley que fije este marco regulatorio. Álvarez dijo que hay un compromiso oficial del Gobierno en que no habrá alza.

Fuente: El Mercurio

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AES Gener cerraría nuevos contratos con mineras en 2012

Fuente: Revista Electricidad


AES Gener, controlada por la estadounidense AES Corp., espera cerrar nuevos contratos eléctricos con empresas mineras chilenas en la primera mitad del próximo año. Así lo señaló el gerente general de la compañía en Chile, Felipe Cerón.

Y es que la empresa está en conversaciones para suministrar electricidad a nuevas operaciones mineras en el norte del país, donde planea aumentar la capacidad de generación, debido a que la actual existente ya está contratada.

“Hay mucha demanda en el norte de Chile a partir de la expansión de proyectos de cobre, y estamos en una posición privilegiada para suministrar la energía”, aseguró.

AES Gener está trabajando para asegurar el financiamiento para su proyecto Cochrane de 500 MW, cuya construcción, que partiría en 2012, tardaría tres años. También el próximo año espera partir la construcción de la hidroeléctrica Alto Maipo (530 MW) y la expansión de la unidad de quinta generación en su planta de Guacolda, que ampliará la capacidad por 150 MW, informó Bloomberg.


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Aprueban proyecto eólico en Calama

Fuente: Revista Electricidad


El Servicio de Evaluación Ambiental de la Región de Antofagasta aprobó el proyecto “Parque Eólico Calama”, presentado por la empresa E-CL, y cuya inversión alcanzará a 
US$ 280 millones.

La iniciativa contempla la construcción, instalación y operación de 56 aerogeneradores con una capacidad instalada individual de 1,5 MW a 2,3 MW de potencia; y su fin es inyectar electricidad al Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), diversificando la matriz energética e incorporando energías renovables no convencionales.

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Bencinas subirán $2, en promedio, en la Región Metropolitana

Fuente: El Mercurio


Desde hoy, el precio de la gasolina de 93 octanos en la Región Metropolitana registrará un alza de $3 por litro, mientras que el de 97 octanos subirá $2 por litro. Así lo informó la Empresa Nacional del Petróleo (Enap) en su informe samanal.

De acuerdo con cálculos de Economía y Negocios , sobre la base de los datos de la Comisión Nacional de Energía (CNE), los valores por litro de bencina para los consumidores serán: $733,94 para la de 93 octanos; $752,74 para la de 95, y $771,54 para la de 97.

Fuente: El Mercurio

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Línea de transmisión clave para la zona central exhibe fuerte retraso en construcción

>> 28 de diciembre de 2011

Fuente: El Mercurio


A fines de 2009, la compañía española Elecnor sorprendió al mercado al adjudicarse la construcción de una línea de transmisión de alta tensión, clave para fortalecer el suministro eléctrico a Santiago, entre las subestaciones Ancoa (Región del Maule) y Alto Jahuel (Región Metropolitana).

En aquella ocasión, la Comisión Nacional de Energía (CNE) -a cargo del proceso- se inclinó por la multinacional, debido a que el monto que ofertó para las obras del tendido fue el más bajo entre sus competidores.

A más de dos años de dicho proceso, las obras en la línea de capacidad de 500 kilovatios (kW) presentan un atraso de al menos un año y medio en relación con los plazos estipulados en las bases subastadas, explican fuentes del mercado.

De acuerdo con las bases de licitación, dicho tendido debería entrar en operaciones durante marzo de 2013, aunque en el Gobierno manifestaron que el decreto de adjudicación estipula que la puesta en servicio del proyecto es el 13 de julio de 2013. Sin embargo, fuentes cercanas al desarrollo de la iniciativa afirman que el retraso en las obras hace prever que el tendido no entrará en servicio hasta el 2014.

Según explican fuentes de la industria, la demora exhibida por Elecnor responde a varias razones. La primera tendría relación con que el valor que presupuestó la compañía a la hora de adjudicarse las obras por US$ 187 millones -monto 21% más bajo que el de su principal competidor en la licitación- se habría disparado. Esto, porque las compensaciones a los propietarios de los predios, los gastos en los estudios de factibilidad y el costo de las obras fueron mucho mayores a los que estimó la firma en un principio.

Otro factor es la extensión de las negociaciones con los dueños de los predios por donde debe pasar el tendido. A esto se suman demoras asociadas a los plazos para la concesión eléctrica.

Según explica un consultor del sector, el retraso en la construcción del tendido de 258 kilómetros
es altamente sensible para la seguridad del suministro eléctrico de la zona central.

Esto, porque uno de los mayores cuellos de botella que tiene el SIC está ubicado entre las subestaciones Alto Jahuel y Charrúa (Linares), zona que se reforzaría con la nueva línea.

Además, los expertos destacan que la nueva capacidad de 700 MW que aportarán al SIC las centrales Bocamina II, de Endesa, y Santa María de Colbún enfrentaría cuellos de botella para el traslado de la energía a Santiago. Esto, explican en la industria, debido a la menor capacidad de transmisión existente desde el sur hasta la R.M. Este tipo de dificultades no son nuevas, pues hace algunas semanas la transmisora eléctrica, Transelec, le informó al Gobierno que no participará en gran parte de los nuevos proyectos para reforzar y extender el SIC, por los riesgos que implica cumplir con los plazos establecidos.

Fuente: El Mercurio

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Colbún acude a tribunal internacional por demora en obras de central Santa María

Fuente: El Mercurio


Las sucesivas demoras exhibidas en las obras de la central Santa María llevaron a Colbún a solicitar a la Cámara Internacional de Comercio, con sede en París, la instauración de un comité arbitral en contra del consorcio de empresas a cargo de la construcción de la unidad de 342 MW.

Según lo explicó la firma del grupo Matte, las compañías a cargo de los trabajo de la central "incurrieron en un incumplimiento de diversas obligaciones bajo el contrato, que generan multas y obligaciones restitutorias e indemnizatorias en favor de Colbún".

Dicha situación, explica la compañía de generación eléctrica, llevó a requerir un arbitraje para dirimir el tema, tal como lo contempla el contrato de trabajo entre Colbún y el consorcio de empresas integrado por Tecnimont S. p. A.; Slovenské Energetické Strojárne A.S.; Tecnimont Do Brasil Construçao e Administraçao de Projetos Ltda; Ingeniería y Construcción Tecnimont Chile y Compañía; e Ingeniería y

Construcción SES Chile.

La firma nacional agregó que el consorcio también solicitó la constitución del tribunal y que una vez que se dé inicio al proceso de arbitraje, la presentación de las demandas y respuestas ocurrirá dentro de un plazo de cuatro a seis meses.
La termoeléctrica Santa María ha vivido una serie de retrasos, los cuales han estado relacionados con la demora de sus obras y los perjuicios que ocasionó el terremoto de febrero del 2010.

A fines del año pasado, la eléctrica contemplaba la puesta en marcha de la unidad generadora para agosto de este ejercicio. Sin embargo, dicho plazo fue extendido, en una primera instancia, hacia diciembre de 2011. Luego volvió a aplazarse, indicando que entrará en servicio durante el primer trimestre del próximo año. Los incumplimientos del consorcio de empresas no serían menores.

Colbún informó que al 26 de diciembre de este año, que percibió US$ 94,1 millones por el pago directo del Consorcio en sustitución de dos boletas de garantía; y el cobro directo de otras dos boletas de garantía. Previamente, la firma ya había hecho efectivo el cobro de otra garantía por un monto de US$ 8,6 millones. En total, han percibido US$ 102,7 millones.

En cuanto al impacto de estos montos en los estados financieros de la empresa, la generadora de los Matte explicó: "no tendrá efecto en los resultados, pues se aplicarán a reducir costos y gastos en los que Colbún debió incurrir con motivo de los incumplimientos referidos, y que están activados en el proyecto".

Fuente: El Mercurio

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Presidente del CADE: "La planificación se está cumpliendo, pero con atrasos"


Parte importante de los problemas eléctricos que vive el país ya tienen una solución. El problema es que está, por ahora, sólo en el papel, en los documentos que entregó, a fines de noviembre, el Consejo Asesor para el Desarrollo Eléctrico (CADE), que preside Juan Antonio Guzmán. El personero aborda en entrevista con PULSO cuáles son las posibles salidas a esta situación, que es, según varios expertos y ejecutivos, apenas una señal de la fragilidad que enfrenta el país en materia energética, en todo el territorio.

¿Cuál es su opinión frente a lo que está ocurriendo en el norte del país?

-Esta es una situación que refleja que el sistema eléctrico está en una condición vulnerable, fundamentalmente porque las inversiones se han retrasado -tanto en generación como en transmisión-, y en este caso lo que se produjo fue una salida de una central. Este tipo de alteraciones es reiterativo, igual como hace unos meses un problema en una línea de transmisión generó una caída en el Sistema Interconectado Central (SIC) que fue bastante grande.

Entonces, a raíz de esta necesidad de reforzar el sistema, se creó esta comisión CADE, que tenía por objeto analizar la situación y decir cuáles son precisamente los problemas más importantes y de qué manera es necesario resolver ciertas restricciones o limitaciones para que se lleven adelante las inversiones.

Respecto del déficit que existe en Chile en materia de transmisión. ¿Qué es lo que se discutió en el CADE?

-La generación y la transmisión son igualmente importantes. Uno puede pensar que es más importante la generación, porque sin ésta no se puede producir, pero la verdad es que si no se puede transmitir no sirve de mucho que se pueda producir. Tiene que haber un balance entre las dos cosas y fundamentalmente ha habido retraso, principalmente por obstáculos de tipo regulatorios, permisos y por motivo de las servidumbres que se requieren para las líneas, que han demorado todo. Además está el atraso en la construcción de nuevas centrales, en construcción de nuevas líneas y el reforzamiento de las líneas que hay. Todo esto configura un escenario de vulnerabilidad del sistema.

¿El SING está en una situación más grave que el SIC?

-Cada sistema tiene sus particularidades y su necesidad de reforzamiento, pero lo importante es que la disposición para la inversión, en la medida en que se puedan subsanar estas dificultades en la concreción de los proyectos, está. Una de las conclusiones importantes del CADE es que la principal causa del encarecimiento y, eventualmente, de la menor seguridad de abastecimiento, es el retraso en las obras. Un retraso de un año significa un incremento de costo del 20%.

¿Hay una planificación que no se está cumpliendo?

-Se está cumpliendo con atraso.

¿La solución va por el lado de apurar inversiones?

-Hay dos problemas. Uno es de corto plazo, que tiene que ver con permitir que la ejecución de los proyectos que están en curso o por iniciarse, se pueden cumplir en los plazos, sin el riesgo de que los permisos se dilaten más allá de lo deseable, ni que alguno de los permisos se judicialice. Esto es, por ejemplo, el caso de las servidumbres. En algunos casos, las servidumbres han sido utilizadas para pedir compensaciones económicas muy por encima del valor de la propia tierra, lo cual parece bastante absurdo. Eso solucionaría el problema a corto plazo, y en ese sentido la disposición de la autoridad, y en particular del Ministerio de Energía, ha sido muy buena.

¿Qué otro problema vislumbra?

-Hay un problema de largo plazo, que tiene que ver con la decisión de inversiones en centrales de generación mirando hacia 2015 y 2016 y más adelante, porque lo que está disponible hoy va a permitir abastecer la demanda para los próximos 3, 4 o 5 años. De ahí para adelante las decisiones de inversión y el rechazo a ellas incrementa el riesgo a los inversionistas y muchas veces dilata las decisiones de inversión, porque los inversionistas esperan obtener los permisos. Eso también hace que potenciales nuevos actores tengan mayor reticencia a invertir, y no permite que aparezcan nuevos actores porque ven un riesgo mayor que no se compensa frente a la rentabilidad de las inversiones.

En el SING hay muchas líneas dedicadas mina-central, que no se interconectan al sistema. ¿Qué pasa con eso?

-El tema de las líneas dedicadas y el tema de la interconexión es un tema que hay que resolverlo en conjunto, eso corresponde a una planificación ordenada. Claramente, la solución en el norte es que las líneas dejen de ser dedicadas. Los proyectos se están retrasando por la complejidad de la servidumbre, por la complejidad de las regulaciones, de los permisos ambientales y por la oposición cerrada de determinados grupos que no están pensando en el bien común del país.

¿La interconexión SING-SIC sería la solución de largo plazo?

-Ese es un tema que se está estudiando en profundidad, porque no se saca nada con interconectar con una línea que sea muy delgada porque puede trasmitir muy poco, pero por otra parte, el tamaño de una línea, es decir la capacidad de trasmisión, tiene ver con los consumos que pueda tener y con las pérdidas por transmitir en distancias muy largas. Entonces, no es como llegar y decir que hay que abrir la interconexión y se acaba el problema, eso de ninguna manera es así. Yo diría que tal como están hoy dados los consumos y las distancias, lo más probable es que de haber una interconexión sería de un tamaño menor. Hay que esperar el resultado de los estudios.


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Corte Suprema deja pendiente fallo final por recursos de protección contra HidroAysén

>> 27 de diciembre de 2011

Fuente: La Tercera


Este lunes, la Tercera Sala de la Corte Suprema dejó en acuerdo la resolución por los siete recursos de protección que pretenden paralizar el proyecto energético Hidroaysén.

El máximo tribunal del país escuchó durante dos días los alegatos de los abogados intervinientes, y luego de terminar las audiencias, resolvieron dejar pendiente la comunicación de su decisión.

En la instancia, el abogado que representó a Hidroaysén, Raúl Tavolari, explicó que los alegatos de los grupos medioambientales tienen que ver más por la construcción de las líneas de transmisión que atravesarán cinco comunas.

"Cuando ese proyecto se presente habrá ocasión de determinar si afecta al medioambiente. Que se autorice la construcción de las represas, no impide que cuando se hable de las plantas de transmisión se vuelva a hacer un estudio", dijo.

El acuerdo de los ministros, se dará a conocer una vez que la sentencia esté redactada y firmada, por lo que el fallo podría tomar un plazo que puede ir desde un par de semanas a un par de meses o más para ser dado a conocer. Sin embargo, se espera que pueda ser comunicado antes del feriado judicial de febrero próximo.

Los alegatos de los recursos de protección fueron interpuestos por grupos ambientalistas, y en la sesión presentaron sus alegatos sus abogados representantes. También los juritas del Servicio de Evaluación de Impacto Ambiental, y de Hidroaysén.

Cabe recordar que los siete recursos de protección presentados fueron desestimados anteriormente por la Corte de Apelaciones de Puerto Montt.

Fuente: La Tercera

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La encrucijada en la que se encuentra el proyecto 20/20 de energías renovables




“Uno de los objetivos de nuestro programa de gobierno es aspirar a que al año 2020 más del 20% de la matriz eléctrica chilena derive de las energías renovables, limpias no convencionales”, reza el programa de gobierno con el que el Presidente Sebastián Piñera ganó las elecciones hace dos años. Casi 24 meses más tarde, la promesa sigue estancada.

Según expertos del sector, el problema está radicado en el Ejecutivo, que no ha asignado la real importancia al tema. Un dato de la causa son los cuatro ministros de Energía que han pasado por las oficinas de Alameda 1449.

Ante esta situación, un grupo de senadores, liderados por Antonio Horvath (RN), presentó una moción parlamentaria para perfeccionar la ley actual que fomenta y fija metas para aumentar la inyección de energías renovables no convencionales (ERNC) en la matriz.

Sin embargo, la iniciativa, aprobada por unanimidad en la comisión de Minería y Energía del Senado, sigue estancada porque el gobierno no ha hecho las indicaciones ni tampoco ha entregado su patrocinio al proyecto.

La última de las dilaciones ocurrió el miércoles pasado, cuando el ministro de Energía Rodrigo Alvarez, acudió hasta la comisión para pedir un mayor plazo. Según la senadora Isabel Allende (PS), miembro de la comisión, “decidimos darle un nuevo plazo porque el gobierno quiere dar una nueva indicación. (…), pero ha pasado mucho más tiempo que el esperado”.

Allende asegura que este será el último plazo que entreguen y que si el gobierno no ingresa sus indicaciones en la primera semana de enero, durante la segunda semana de ese mes pasarán el proyecto a la sala del Senado. Según el senador Carlos Cantero (independiente, ex RN), de ser aprobado en sala, la tercera semana podría ser despachado a la Cámara de Diputados.

Pero no todos son optimistas. El ex gerente general de la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera), Oddo Cid, señala que el nuevo plazo solicitado por el Ejecutivo “es una cortina de humo más”. El experto recuerda cómo se postergó la entrega del informe de la Comisión Asesora para el Desarrollo Eléctrico (CADE), que debió haber sido entregado en septiembre, lo que no ocurrió, para entregarse un adelanto en noviembre y el reporte final el lunes pasado.

En el ministerio de Energía, a pesar de los múltiples llamados, no hubo nadie disponible para discutir el tema.

Razones del cambio 


De avanzar el proyecto, se espera corregir algunos errores que contendría la ley actual. Sin embargo, no todos están de acuerdo. René Muga, gerente general del gremio de las generadoras indica que la ley actual “lleva poco tiempo y ha cumplido con sus objetivos”.

Rodrigo Castillo, presidente de las empresas Eléctricas -que agrupa a las transmisoras y distribuidoras-, dice que “considerando que hoy las ERNC tienen precios más competitivos, creemos que una mayor diversificación de la matriz podría generar beneficios y disminuir los precios”.

El senador Cantero dice que “en materia de energía hemos tenido una política poco adecuada, hemos establecido un sistema energético muy concentrado, tanto en ciertas industrias, como con generadoras en muy pocas manos”.

Alfredo Solar, actual presidente de la Acera, explica que el “proyecto de ley 20/20 (…) plantea una meta más alta que la actual, que traerá beneficios para la matriz de generación en Chile, en términos de hacerla más limpia y más económica”. Además, “incorpora un mecanismo de licitaciones de renovables que apunta a poder financiar los proyectos ERNC, que es la principal barrera que estos proyectos enfrentan”.

Número clave y precios


La nueva iniciativa busca corregir el porcentaje de ERNC que deberán inyectarse a la matriz. El proyecto, sube a 20% lo exigido a este tipo de energía, el doble de lo que la ley actual que exige hacia el 2024.

Al respecto, el reporte del CADE señala que es “razonable recomendar modificar los porcentajes de la ley actual para llegar al 15% el 2024. No se recomienda aumentar dicha porcentaje ya que ello podría forzar la introducción de proyectos no competitivos e incrementar el costo del suministro eléctrico”.

En esto último coincide Muga. “Adelantar la meta al 2020 es una tarea muy exigente, que probablemente (…) vemos difícil que esta meta se pueda alcanzar sin hacer que esta condición afecte los costos de generación”, asegura.

Cantero es enfático en rechazar estos argumentos indicando que “no atendemos a las opiniones de grupos interesados (...) Responde intereses muy comprometidos”.

Ampliar el espectro


Si se miran las cifras, dice Cid, durante 2012 las generadoras cumplieron con el 5% exigido, el problema es que la ley tiene un segundo vicio: rige sólo para los contratos desde 2007 en adelante.

El experto agrega que si se mirara todo el retiro de energía, las generadoras habrían cumplido con sólo un 1,8% de generación proveniente desde ERNC.

Solar indica que “hay artículos transitorios que eximen a una parte muy importante de los contratos, que representan el 80% de los contratos del mercado eléctrico. La ley sólo obliga al 20% a que su 5% sea renovable. Eso no ayuda a que haya más renovable”.

Se preparan las empresas


Las principales generadoras están buscando subirse al carro, ante lo ajustada que su matriz está hoy. Según cifras a octubre de la Comisión Nacional de Energía, Endesa, con la mayor capacidad instalada del país (3.941,5 MW), necesitaría tener 788 MW en renovables, tal cual las cosas hoy. Mirando sus proyectos actuales, sin considerar en desarrollo, tienen 351 MW en centrales de pasada, aunque no todas son menores a 20 MW y tiene 18,2 en energía eólica. Colbún tiene una capacidad instalada de 2.133,1 MW y necesitaría 426 MW. Sólo en centrales de pasada tiene 292,3 MW, aunque están en la misma condición que Endesa.

“Pensar en una meta de 20% de energía ERNC inyectada al 2020 obligaría al sistema a incorporar aproximadamente 5.000 MW con este tipo de tecnologías entre el 2012 y el 2020. (…) Obligaría la incorporación económicamente desadaptada de casi 3.740 MW en ERNC”, aseguran fuentes de las generadoras.

Gastón Cáceres, gerente de desarrollo y comercialización de EnerPlus, dice que faltan cambios en la regulación que permitan reducir el tiempo de aprobación de los proyectos. “Hoy los plazos de evaluación y desarrollo de pueden promediar 6 años antes de comenzar la construcción, que toma desde 2 a 4 años adicionales dependiendo del tipo de proyecto”, asegura.

Otro aspecto que algunas de firmas esperan que se corrija es el tratamiento que da a las centrales hidráulicas de más de 40 MW. “Bajo la actual ley son tratadas como centrales a carbón, pues no sólo deben emitir sin que comprar certificados verdes”, dice Luis Arqueros, gerente comercial de Pacific Hydro Chile.


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Ministro Alvarez advierte que sistema eléctrico tiene una "fragilidad enorme"

Fuente: La Tercera


Tras los cortes de luz que afectaron la semana pasada a Arica e Iquique, derivados de la falla de la central Tarapacá, de Endesa, y los problemas en las líneas de transmisión, el ministro de Energía, Rodrigo Alvarez, señaló que el sistema eléctrico chileno presenta "una fragilidad enorme".

Indicó que el gobierno estudia medidas para enfrentar esta debilidad, como hacer efectivo un decreto de racionamiento en el Sistema Interconectado del Norte Grande (Sing), pero que no representan una solución de fondo.

"Vamos a hacer todo lo necesario para garantizar el servicio, sin perjuicio de que el Norte Grande, al igual que el Sistema Interconectado Central (SIC) -que provee energía a Santiago y Concepción, por ejemplo-, son sistemas que tienen una fragilidad muy relevante", dijo el ministro en declaraciones a radio Cooperativa.

Explicó que los problemas están tanto en el área de generación como transmisión eléctrica, y que las soluciones pasan por cambios normativos y mayores inversiones en esas áreas: "Eso hace que las medidas paliativas no sean en caso alguno la solución de largo plazo, que está dada por el cambio de una serie de normas jurídicas y una mayor inversión tanto en generación como transmisión".

Alvarez indicó que la salida del sistema de la central Tarapacá -carbonera de 140 MW, que sostiene gran parte del consumo de la zona, desestabilizó el sistema. "Eso nos llevó a una importante reducción en la capacidad de generación en la zona de Arica y Tarapacá, regiones que en general producen menos energía de la que consumen, entonces hay que transmitirla desde Antofagasta, el sur del Sistema Interconectado del Norte Grande", añadió.

La autoridad está trabajando para evitar que afecte a la población: "Estamos intentando evitar al máximo los racionamientos. En la práctica (en la última semana) ha habido falta de energía en ciudades como Arica e Iquique, pero estamos tratando de evitar que siga aconteciendo", dijo.

Fuente: La Tercera

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Línea de transmisión de Collahuasi bajaría tensión de crisis en el SING

Fuente: Diario Financiero


El problema de suministro que vive el norte deberá esperar algunos meses antes de tener una solución de alcance medio. El jueves de la semana pasada, la parte norte del SING comenzó a tener problemas de interrupción de suministro eléctrico. El gobierno incluso evaluó un decreto de racionamiento.

Dos problemas son los que justificaron el fenómeno. Uno de ellos, fue la falla de la Central Tarapacá -propiedad de Endesa-, que proporciona 140 MW de los 236 MW que se generan en la zona norte del Sistema Interconectado del Norte Grande (SING).

El segundo, es la reducción de la capacidad de transmisión que tienen las líneas producto del calor estival. Además, la falta de líneas de transmisión -que traen desde el sur el resto de los 324 MW que demanda la zona- afectan la capacidad de reacción que puede tener el CDEC-SING.

El problema, dice Rodrigo Castillo, presidente de las Empresas Eléctricas -gremio que agrupa transmisoras y distribuidoras- “es que no hay un troncal real, sino que sólo un 12% de la transmisión corresponde a un troncal que puede ser coordinado por el CDEC-SING”. La esperanza está en la línea de transmisión de 200 kms. que Collahuasi levanta entre la subestación Encuentro y la subestación Collahuasi. Debería estar funcionando con sus dos circuitos a mediados de 2012, dicen en la minera.

Fuentes de la Central Tarapacá señalan que “hasta que no se ponga en operación una nueva línea de transmisión, la situación seguirá siendo inestable, ya que este punto es el más crítico de todos”. El problema de largo plazo, es que no hay posibilidad de que entre una nueva línea sino hasta 18 a 24 meses más, luego de que el gobierno llame a una licitación, lo que debería ocurrir en enero.En el corto plazo, el norte vivirá una pequeña época de calma, pues “la Central Tarapacá entrará nuevamente en operación este viernes 30 , por lo que la situación debería volver a la normalidad”, dicen al interior de la central.

La experta María Isabel González, indica que “la autoridad debiera emitir un decreto de racionamiento que permita al CDEC-SING relajar el criterio de seguridad con que operan estas líneas, de modo que ningún cliente sufriera restricciones de suministro”.

El sistema es frágil

Como gobierno “vamos a hacer todo lo que sea necesario para garantizar el servicio, sin perjuicio de que el Norte Grande, al igual que el Sistema Interconectado Central, que provee energía a Santiago y Concepción, por ejemplo, son sistemas que tienen una fragilidad muy relevante”, dijo ayer el ministro de Energía Rodrigo Alvarez, al analizar la delicada situación que vive el norte del país.
El secretario de Estado reconoció que el sistema eléctrico “hoy día tiene una fragilidad enorme, tanto en generación como en transmisión, y eso hace que las medidas paliativas no sean en caso alguno la solución de largo plazo, que está dada por el cambio de una serie de normas jurídicas y una mayor inversión tanto en generación como transmisión”.


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México evaluará sus recursos en energía solar

Fuente: EFE Verde


A juicio de Mauro Germán Valdés, investigador del Instituto de Geofísica (IGf) de la UNAM y encargado del proyecto, a México le urge "evaluar sus recursos solares" porque, a pesar de su importancia en el actual contexto de crisis energética y de caída de las reservas de petróleo, a la fecha no se cuenta con información confiable al respecto en el país.

El científico explicó que la UNAM se encargará de hacer la calibración de los sensores de radiación solar instalados en 133 Estaciones Meteorológicas Automáticas (EMA) a cargo del Servicio Meteorológico Nacional (SMN), ubicadas en todo el territorio.

"Para evaluar estos elementos solares primero hay que medirlos, conocer cuánto, cómo, cuándo y, sobre todo, dónde llegan", dijo Valdés.

Calibrar la red

El investigador explicó que mientras la red no se calibre su información no sirve como referencia y que, hasta el momento, a pesar de que ha habido diversos intentos, no existe una sola evaluación confiable.

"Además, sería estadísticamente probable rescatar los datos que se han recabado desde hace una década en las EMA's y, con ello, crear una gran base de datos. Vamos a tener información sistematizada en diferentes puntos del país que será útil para la industria, físicos, arquitectos y biólogos, entre otros", añadió.

Valdés precisó que en distancias muy cortas dentro del territorio nacional existen grandes variaciones de altitud, lo que implica la existencia de una gran variedad de climas.

Con los sensores calibrados, indicó el investigador, cabe la posibilidad de monitorear con precisión todo el país con el apoyo de imágenes de satélite.

Piranómetros

Los sensores reciben el nombre de piranómetros, y miden la radiación solar, la cual se descompone en radiación solar directa y difusa. La suma de ambas es la radiación solar global.

Sin embargo, los que hay en el país se han deteriorado con el paso del tiempo y esa relación puede cambiar, por lo cual deben ser calibrados periódicamente, aclaró el universitario.

El proyecto se realizará en tres años. En el primero se calibrarán casi la mitad de los equipos, y el resto en el segundo.

"Una vez concluido ese proceso tendremos la metodología para colocar los 133 en el tercer año", concluyó Valdés.

En México el desarrollo de la energía solar es todavía incipiente, si bien en el país se han instalado varias plantas de fabricantes de celdas fotovoltaicas y paneles solares. EFEverde

Fuente: EFE Verde

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Transelec desiste de participar en gran parte de las licitaciones por US$ 900 millones del SIC

Fuente: El Mercurio


Una de las mayores preocupaciones que enfrenta el Gobierno en materia energética es el reforzamiento del sistema de transmisión, cuyas inversiones son claves para conducir la electricidad adicional que año a año demanda el país.

Para superar el déficit que hoy enfrenta el Sistema Interconectado Central (SIC) en la materia, a mediados de 2011 el Ministerio de Energía lanzó una licitación pública internacional por US$ 900 millones.

Esto, para extender y fortalecer las líneas de transmisión y evitar apagones como el de fines de septiembre, que dejó sin luz a cerca de nueve millones de personas. En esa oportunidad, el sistema de transmisión falló a nivel de subestación Ancoa.

Y pese a la importancia que reviste el plan de obras impulsado por el Gobierno, la principal empresa de líneas de transmisión del país, Transelec, tomó la decisión de no participar en gran parte de los proyectos aludidos.

De los US$ 900 millones en inversiones que se están subastando, la firma eléctrica sólo buscará adjudicarse obras por cerca de US$ 200 millones. Esto, porque la compañía de capitales canadienses-que opera el 85% del sistema energético que va desde Taltal (Tercera Región) hasta Chiloé (Décima Región)- sólo irá por la construcción de la subestación seleccionadora Lo Aguirre, etapa I (US$ 69 millones); la instalación de un CER 100/-60 MVAr en subestación Cardones (US$ 20,7 millones); y la nueva línea Cardones-Diego de Almagro de una capacidad de 2x220 kV (US$ 37 millones), todas obras que reforzarán el sistema.

En tanto, la firma desistió de participar en el proyecto de una nueva línea de 2x500 kV desde Charrúa a Ancoa (US$ 140,4 millones); el tendido de 2x220 kV entre Ciruelos y Pichirropulli (US$ 45,5 millones); la línea Polpaico-Pan de Azúcar de 2x500 kV (US$ 280 millones); el tendido Maitencillo-Cardones de 2x500 kV (US$ 79,3 millones), y Maitencillo-Pan de Azúcar de 2x500 kV (US$ 130,1 millones).

El Gobierno ya fue informado por Transelec de su decisión de no ser parte de estas licitaciones.
Según fuentes conocedoras de la decisión de Transelec, ésta responde a los altos riesgos que asumiría de no cumplir con los plazos establecidos por las bases para la puesta en marcha de cada uno de los proyectos.

Esto, porque las bases de licitación estipulan que si una compañía no cumple con los tiempos para poner en servicio las obras, se procederá a cobrar las boletas de garantía, aplicar multas por días de atraso, además de compensaciones asociadas a los costos por la congestión que provocaría la postergación.

Además, conocedores del tema destacan que las sanciones son altas e ilimitadas, por lo que se podría producir un alto sobrecosto en las inversiones estimadas en un principio por la compañía que se adjudica la obra de transmisión.

Dicho escenario, dicen las mismas fuentes, es muy probable, debido a las dificultades que implica la entrega de permisos y autorizaciones por parte de organismos gubernamentales en el marco de los procesos de aprobación de estos proyectos. Ejemplo de lo anterior son los 120 días estimados para la tramitación de una concesión eléctrica, tiempo que en la actualidad es largamente superado y que media de unos dos a tres años.

A esto se suman las dificultades para negociar las servidumbres de paso con los dueños de los terrenos por donde debe pasar la línea de transmisión.

Las fuentes explican que en los últimos años la larga tramitación de los proyectos ante organismos como el Servicio de Evaluación Ambiental han generado una creciente especulación en torno al valor de los predios. A esto se agrega que la posesión de los terrenos termina gestionándose en tribunales, lo que somete los plazos de las iniciativas a los tiempos judiciales.

Fuente: El Mercurio

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>> 26 de diciembre de 2011

Fuente: La Tercera


La Corte Suprema deberá continuar este lunes con la revisión de los alegatos en el caso de Hidroaysén, luego de que la corte de Puerto Montt desestimara siete recursos de protección presentados por el Consejo de Defensa de la Patagonia, quienes pretenden impedir la ejecución del proyecto.

se espera que la instancia se inicie a las 9 de la mañana y el secretario ejecutivo de Patagonia Sin Represas, Patricio Rodrigo, adelantó que sus abogados prepararon una "adecuada" defensa, ya que la resolución debe ser anulada por ser "ilegal y arbitraria".

El ecologista también hizo un llamado a la ciudadanía a que lleven a cabo una movilización en las puertas del máximo tribunal de justicia y explicó que la instancia jurídica es "importante pero es una batalla más dentro de nuestra campaña, no definitiva".

Fuente: La Tercera

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Mineras restringen consumo de energía para evitar cortes a población en Arica e Iquique

Fuente: Revista Electricidad


La debilidad del sistema eléctrico de parte del Norte Grande, sumado a la falla de la principal termoeléctrica que abastece a la zona -Central Tarapacá (Celta)- terminó por pasar la cuenta, provocando cortes de luz en Arica e Iquique en los últimos días.

La falla en la central se produjo el martes, y los cortes se repitieron el miércoles (en este caso por más de dos horas). Pero la situación se ha mantenido inestable durante todo diciembre, pues las altas temperaturas han afectado la capacidad de transmisión del sistema, dificultando traer energía de la zona de Mejillones.

Ante este escenario, el gobierno aplicaría un decreto de racionamiento -similar al que opera actualmente en la zona centro sur- para prevenir nuevos cortes a la población y el Cdec-Sing tomó ayer medidas para solucionar la situación, al menos en el corto plazo.

El ministro de energía, Rodrigo Alvarez, señaló que el gobierno había solicitado a las mineras que operan en la zona disminuir su consumo de energía: "Hemos pedido a los clientes libres un esfuerzo adicional para que disminuyan su consumo y permitan el correcto abastecimiento de las ciudades".

Por su parte, el ministro de Minería, Hernán de Solminihac, indicó que esta disminución será de 5% y se extenderá hasta fin de año: "Se acordó que las empresas del sector disminuirán su consumo, que en promedio será de 5%, haciendo uso de su respaldo energético, para así descomprimir el déficit existente en la actualidad, lo que ha sido programado hasta el 31 de diciembre".

En la región de Arica y Parinacota, pese que ayer no hubo restricciones, la situación se evalúa hora a hora.

Las principales afectadas con la medida son las operaciones de Doña Inés de Collahuasi (Xstrata/Anglo), Cerro Colorado (BHP) y Quebrada Blanca (Teck).

La termoeléctrica a carbón Celta S.A.- ligada a Endesa- tiene una capacidad de generación de 140 MW. Desde Iquique al norte la demanda de energía es de unos 330 MW, por lo que su falla desestabilizó al sistema. Celta señaló que la central entraría nuevamente en operaciones en ocho días. "La situación de inestabilidad del suministro eléctrico de Arica e Iquique va más allá de la falla sufrida por Celta el miércoles. Desde mediados de este año la autoridad detectó problemas en las líneas de transmisión (3 líneas) que abastecen a ambas ciudades, razón por la que la operación de Celta es crítica para el abastecimiento de la zona", dijo la compañía.

Daniel Salazar, director de operaciones del Cdec-Sing, señaló que ellos tomaron medidas "excepcionales" para evitar interrupciones de suministro, entre ellas, el control del consumo de los clientes libres de la zona y la maximización de la transmisión de energía por las líneas existentes. "Las altas temperaturas limitan la capacidad que se puede transmitir y, cuando esto sucede, la única alternativa que nos queda -sin degradar los estándares de seguridad- es restringir los consumos. Eso ocurrió el 9, 20, 21 y 22 de diciembre", dijo.

El ejecutivo señala que, una vez que vuelva a operar la central, se normalizará el sistema, aunque se mantendría inestable al menos hasta junio, cuando entre en funcionamiento la línea de transmisión entre las subestaciones Collahuasi y Encuentro. En todo caso, reconoce que central Tarapacá entrará a mantención en marzo y abril, lo que traería nuevamente inestabilidad.

A su juicio, la solución pasaría por contar con una mayor capacidad de generación en la zona. Hoy las centrales Pacífico -de Southern Cross- y Patache (ubicadas cerca de Iquique), cuentan con permisos aprobados para su construcción.


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Ministerio de Energía anuncia racionamiento eléctrico para regiones del norte del país

>> 23 de diciembre de 2011

Fuente: Emol.com

El ministro de Energía, Rodrigo Álvarez confirmó que el Gobierno tomó la decisión de decretar racionamiento eléctrico para los usuarios del Sistema Interconectado del Norte Grande.

El titular de la cartera del ramo explicó que los cortes energéticos se realizarán entre las 14:00 y 19:00 horas durante la temporada de verano.

Álvarez viajó durante esta jornada a la ciudad de Iquique, para analizar en terreno con el Gobierno Regional las posibles soluciones a las continuas fallas en el suministro eléctrico que en los últimos días han afectado a esta ciudad.

Respecto a los sucesivos cortes de electricidad en esta zona, el ministro afirmó que "para nadie es una novedad que en materia de suministro eléctrico esta zona es extremadamente frágil y hemos venido hoy a conversar con la Intendenta para analizar que acciones de contingencia tomaremos para superar estas deficiencias".

Por esta razón, el secretario de Estado anunció se aplicarían racionamientos eléctricos diarios en la regiones de Arica y Parinacota y Tarapacá, los cuales se extenderían por cinco horas y durante todo el verano, debido a la gravedad de la falla.

Fuente: Emol.com

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Enap: Precio de las bencinas subirá hasta $5 por litro a partir de este jueves

>> 22 de diciembre de 2011

Fuente: La Tercera


El precio de la gasolina de 93 octanos registrará un alza de $4 por litro mientras que el valor de la de 97 octanos lo hará en $5 por litro a partir de este jueves, informó la Empresa Nacional del Petróleo (Enap).

En tanto el precio de la parafina bajará en $6 por litro y el del diesel lo hará en $7.

En su informe la Enap señaló que durante el período de referencia, se produjo una baja generalizada de los precios de los combustibles derivados del petróleo en el mercado de la Costa del Golfo.

Los precios bajaron debido a que temperaturas invernales desusadamente benignas en los Estados Unidos mantuvieron deprimida la demanda de la mayoría de los combustibles, agregó.

Esto porque la calefacción representa una fracción importante del consumo de derivados del petróleo, exceptuándose la gasolina cuyo uso principal es en transporte.

Aunque el precio de este último producto empezó el período de referencia al alza, gracias a altos volúmenes de exportaciones a México y la Argentina, en los últimos días del dicho período la tendencia se invirtió cerrando también a la baja, por la brusca caída del precio del crudo y de los combustibles en general, luego del acuerdo de la OPEP del miércoles 14 en Viena, precisó.

Este acuerdo tranquilizó a los mercados al legitimar la producción de petróleo crudo en torno a los 30 millones de barriles diarios de esta organización que se venía observando en los últimos meses, entregando a la vez la señal de que la OPEP produciría mayor cantidad de crudo, según lo requiriera el mercado, indicó.

La Enap sostuvo que, en lo ya transcurrido del período de indexación para los precios de la próxima semana, en el mercado de la Costa del Golfo ha subido el precio del diesel mientras que continúan en descenso los precios de los demás productos.

El precio del diesel se vio fortalecido por exportaciones de la Costa del Golfo y Costa Oeste de los Estados Unidos a Chile y Europa, mientras que los precios de los demás combustibles cayeron ante una demanda interna estadounidense débil.

Además, se produjo un impacto bajista adicional al intentar las refinerías estadounidenses liquidar inventarios para reducir su base tributaria de fin de año, indicó.

Fuente: La Tercera

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AChEE y BID firman acuerdo energético


Fuente: Revista Electricidad

La Agencia Chilena de Eficiencia Energética y el Banco Interamericano de Desarrollo firmaron un convenio que busca fomentar la participación de las empresas de ingeniería y de servicios energéticos en el desarrollo de proyectos de eficiencia energética.

La iniciativa pretende facilitar el acceso a financiamiento de estas compañías, en base a contratos de desempeño en los sectores público, comercial e industrial. El proyecto tendrá una duración de ocho años y apunta a reducir en 900 mil MWh el consumo de energía y en un millón de toneladas las emisiones de CO2.

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Schwager Energy apuesta por minicentrales

Fuente: Diario Financiero


Schwager Energy suscribió un acuerdo marco de asociación con la empresa forestal Afodech y su socio Alex Ziller, mediante el cual se implementará, desarrollará y explotará dos mini centrales hidroeléctricas en Llanquihue.

Las centrales se ubicarán en el predio de dicha sociedad, ubicado en la localidad de Ensenada, comuna de Llanquihue, Décima Región y los derechos de agua los aportará Ziller. Los socios constituirán una sociedad anónima cerrada, en partes iguales, que será la propietaria y explotadora del proyecto.

Fuente: Diario Financiero

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Francia anuncia una nueva inspección a las nucleares

>> 21 de diciembre de 2011

Fuente: EFE Verde


El jefe del Ejecutivo precisó que esta iniciativa se tomó tras la intrusión a principios de este mes de una decena de militantes de Greenpeace en dos centrales nucleares del país.

Fillon hizo este anunció durante su visita al Instituto de Radioprotección y de Seguridad Nuclear (IRSN) de Fontenay-aux-Roses, en región parisiense, acompañado de los titulares de Ecología, Nathalie Kosciusko-Morizet, y de Industria, Eric Besson.

Subrayó que si bien esas tentativas de intrusión (coordinadas por militantes de Greenpeace) "fueron detectadas rápidamente", nunca pusieron en peligro su "integridad" y fueron en su mayor parte evitadas, hay que "extraer todas las consecuencias" de lo ocurrido.

"Sin duda deberemos revisar la directiva nacional de seguridad para el conjunto de los sectores de actividad de importancia vital", entre los que se encuentra la energía nuclear, y mejorar la coordinación de los diferentes interventores, adelantó.

El pasado 5 de diciembre, nueve militantes de Greenpeace penetraron en la central nuclear de Nogent-sur-Seine (región parisiense) y otros dos se escondieron durante 14 horas en la de Cruas (sur).

Según una carta divulgada también hoy, Fillon pidió el pasado viernes a los ministros de Ecología, Interior e Industria que le entregasen las primeras conclusiones de la inspección interministerial antes del próximo 31 de enero y el informe definitivo antes del próximo 30 de junio.

En concreto, el jefe del Ejecutivo pedía a los tres ministros inspeccionar las instalaciones nucleares que ya fueron objeto de una "evaluación complementaria de seguridad" en 2011, tras la catástrofe de Fukushima, en Japón.

Desde su hipótesis de que no existe la energía nuclear completamente segura, Greenpeace France exige que se tengan en cuenta en esta nueva auditoría los riesgos de caída de aviones, accidental o terrorista, intrusión y ataque informático.

Según Greenpeace, los activistas a quienes hoy Fillon tachó de "irresponsables", querían ante todo poner de manifiesto "la vulnerabilidad de las instalaciones nucleares" del país e incidir en que "la energía nuclear sin riesgos no existe".

En la rueda de prensa que siguió a su discurso, Fillon recalcó que o bien se considera "peligrosa" la energía nuclear y "había que abandonarla de inmediato" o se considera que se posee "la experiencia necesaria" para controlarla a largo plazo, perspectiva en la que se sitúa su Gobierno.

Por ello dijo no comprender los proyectos políticos que quiere reducir un 20, un 30, un 40 o un 50 % el recurso a la energía nuclear.

Fuente: EFE Verde

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Japón revela su plan para desmantelar Fukushima en cuatro décadas

Fuente: EFE Verde

Según la agenda, el primer paso será eliminar el combustible nuclear usado de las piscinas de los reactores 1 al 4 en los dos próximos años, y retirar el combustible fundido en el interior de las unidades 1 a la 3 en el próximo decenio, informó la agencia Kyodo.

De acuerdo con el informe, las piscinas de combustible usado de los reactores del 1 al 4 contienen 3.108 "elementos combustibles", como se conoce a las estructuras que contienen las barras de combustible atómico Las unidades de la 1 a la 3 cuentan por su parte con 1.496 "elementos combustibles" en su interior, muchos de los cuales se piensa puedan estar fundidos o dañados.

En una reunión celebrada hoy entre el Gobierno y TEPCO, el ministro de Industria nipón, Yukio Edano, instó a la operadora a "incrementar" el nivel trabajo para reducir la preocupación de los cerca de 80.000 evacuados en la zona por la crisis nuclear.

Además, según el diario económico Nikkei, el Gobierno estudia entregar cerca de 1 billón de yenes (9.798 millones de euros) de las arcas públicas para ayudar a la compañía a pagar las compensaciones para afectados por la tragedia.

Desde el inicio de la crisis en la central de Fukushima el 11 de marzo, la eléctrica
ha reportado pérdidas por más de 5.800 millones de euros entre abril y septiembre.

Durante este año fiscal, que concluye en marzo de 2012, TEPCO tendrá que desembolsar cerca de 1 billón de yenes (9.789 millones de euros) en indemnizaciones, y la cantidad podría aumentar a 4,5 billones de yenes (44.090 millones de euros) en los próximos dos años.

El pasado 16 de diciembre el Gobierno de Japón confirmó que los tres reactores nucleares de la central de Fukushima dañados por el tsunami de marzo habían alcanzado la "parada fría", lo que supone que se mantienen de forma estable por debajo de 100 grados centígrados, incluso en el caso de que haya una emergencia.

A pesar de haber decretado la "parada fría", será necesario desmantelar la central y concluir las labores de limpieza de la radiactividad en torno a la planta antes de dejar atrás la crisis nuclear, la peor en los últimos 25 años. EFE

Fuente: EFE Verde

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Costos marginales de energía de noviembre alcanzan sus niveles más altos desde 2007

>> 19 de diciembre de 2011

Fuente: El Mercurio

Los costos marginales -valores que pagan las generadoras por comprar energía en el mercado spot - del Sistema Interconectado Central (SIC) alcanzaron en noviembre su mayor nivel desde 2007, al compararlos con el mismo mes de años anteriores.

Según datos de la Asociación Gremial de Generadores, en base a información del Centro de Despacho Económico de Carga del SIC, CDEC-SIC, en el undécimo mes del año estos costos llegaron a niveles de US$ 152 por MW/h, valor que sólo es superado por noviembre de 2007, cuando estos costos se elevaron a los US$ 169 por MW/h.

Esta situación repercute directamente en el precio de la energía que pagan los clientes libres -las empresas del SIC que consumen grandes bloques de energía-, pues gran parte de estos últimos tienen indexados en sus contratos de suministro las variaciones del costo marginal.

Según María Isabel González, ex titular de la CNE, este incremento viene explicado por la menor cantidad de deshielos que se han producido desde septiembre, fecha en la que comienza a derretirse la nieve que permite abastecer a las centrales hidroeléctricas, las unidades más económicas del sistema.

"El período que duran los deshielos fue mucho más corto de lo normal. Hubo un mayor calor a partir de septiembre y en 2011 la hidrología en Chile estuvo muy baja, acumulándose menor nieve", explica González.

Gerardo Barrenechea, director de estudios de la Asociación de Empresas Eléctricas,
agrega que han entrado en operación una mayor cantidad de centrales en base diésel, unidades más caras del sistema, debido al costo que tiene dicho combustible.
"En años anteriores se estuvo operando con combustibles más económicos como es el caso del carbón o el gas. Ahora se está produciendo con mucho diésel y eso ha elevado los costos marginales", afirma Barrenechea.

A estos dos factores también se agregaría un tercero. Según un experto del mercado, el decreto preventivo de racionamiento que estableció el Gobierno desde febrero pasado, y que se extiende hasta abril de 2012, también tendría su efecto en el alza. Esto porque la medida impuesta por el ejecutivo obliga a las centrales de embalses a reservar agua por unos 500 GWh, -cantidad que alcanza para unos diez días de operación- lo que habría disminuido el número de unidades de este tipo que inyectan energía al SIC.

En cuanto a los precios de los costos marginales para 2012, los consultores y expertos coinciden en que es difícil pronosticar si estos se mantendrán en niveles altos, pues todo dependerá de las precipitaciones que se produzcan durante el año.
Pese a esto, los analistas coinciden que entre marzo y mayo los precios marginalistas alcanzarán sus mayores niveles, no descartando que lleguen hasta los 200 MW/h.

Esto, debido a las escasas lluvias que se producen en estos meses y al ya informado retraso de ingreso de la central Bocamina II de Endesa al sistema, que opera a carbón y que habría permitido moderar los valores de la electricidad en el SIC.

Fuente: El Mercurio

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Ministro Álvarez llama a las empresas a profundizar el desarrollo de proyectos de Energías Renovables No Convencionales

Fuente: Revista Electricidad

En el marco de una visita a la provincia de El Loa y ratificando la intención del Gobierno de fomentar las energías limpias en nuestro país, el ministro Rodrigo Álvarez hizo un llamado a las empresas, del sector público y del sector privado, a invertir en el desarrollo de proyectos de Energías Renovables no Convencionales (ERNC).

“Para resolver los problemas energéticos del país resulta imprescindible el compromiso de las empresas publicas y privadas. Adicionalmente, tecnologías e inversiones extranjeras complementaran este necesario esfuerzo “ afirmó.

Y es por ello, que durante su paso por la Región de Antofagasta –donde fue acompañado por el Intendente regional Álvaro Fernández y el Seremi de Energía, Carlos Arenas- el secretario de Estado centró su agenda en este tipo de proyectos.

Álvarez visitó la construcción de la planta fotovoltaica “Calama Solar 3” de Codelco, que empezará su funcionamiento en enero de 2012 y que implica una reducción de 1680 toneladas de CO2 al año y que alimentará de energía solar las faenas en la minera de Chuquicamata.

El Secretario de Estado también encabezó la ceremonia de colocación del primer módulo de concentración de la nueva planta termosolar de la Minera El Tesoro, proyecto que tiene como objetivo la disminución del consumo de diesel para calentar agua y la disminución de 10.000 toneladas de CO2 al año.

El ministro cerró su paso por la región de Antofagasta participando del lanzamiento y entrega de colectores solares para viviendas sociales en la localidad de Sierra Gorda, iniciativa impulsada por BHP Billiton que permitirá disminuir la huella de carbono de la comuna.

Tras la actividad, el Ministro Álvarez valoró esta iniciativa “pues cumple con un doble objetivo: colaborar con el presupuesto de familias de escasos recursos, ya que con el uso de colectores solares se puede ahorrar en el consumo de gas de los hogares y nos ayuda en nuestra misión de promover el uso de energías limpias en nuestro país”.

Fuente: Revista Electricidad

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Primera planta fotovoltaica industrial de Chile se apronta para su inauguración

Fuente: Revista Electricidad

Una de las principales características del Desierto de Atacama, es su enorme potencialidad para generar proyectos relativos al uso de energías renovables. Se trata de uno de los principales desafíos que mueve al país en el campo energético y que requiere combinar el esfuerzo de las políticas públicas y el de las empresas.

Así lo entendieron Codelco Chuquicamata y Solarpack, que llegaron a un acuerdo para desarrollar conjuntamente el primer proyecto fotovoltaico industrial de Chile, que permitirá inyectar energía directamente a sus faenas industriales. Estas obras fueron visitadas por el ministro de Energía, Rodrigo Álvarez. “Quiero partir felicitando a Codelco Chuquicamata y Solarpack por esta iniciativa, por haber decidido la construcción de una planta que va a aportar energía directamente a sus faenas”, enfatizó el secretario de estado. La autoridad agregó que “lo importante es que esto se está haciendo a través de contratos de largo plazo y con la mejor tecnología, traída desde China, Alemania, India y España y por supuesto con mano de obra local. Con ese conjunto vamos a tener un primer proyecto fotovoltaico aportando directamente esta energía”, explicó.

Largo plazo

Con el objetivo de mantener este proyecto de uso de energías renovables en el tiempo, la División Chuquicamata suscribió el acuerdo a largo plazo con Solarpack. “En este caso hemos establecido este contrato para el suministro de energía eléctrica generada a partir de paneles solares. La potencia instalada es de 1 megawatt más otros 100 kw en un área de Investigación y Desarrollo con nuevas tecnologías. Se generarán 2.680 MWh/año, que serán inyectados directamente al ámbito industrial de Codelco para su uso en la faena minera”, explicó Mario Sepúlveda, superintendente de Suministros de la División.

Sepúlveda indicó que “para nosotros ha sido muy importante la visita del ministro Álvarez porque nos permite mostrar lo que Codelco Chuquicamata está haciendo hoy día en apoyo al desarrollo de energías renovables. La inversión aproximada es de 4 millones de dólares como consumo, pero para Codelco lo relevante es por ejemplo el aporte que se va a hacer en materia medioambiental, para la disminución de gases de efecto invernadero, también de las emisiones de Co2 y además bajar considerablemente las emisiones producto de nuestra matriz energética en base a carbón”, enfatizó.

Por su parte, Jon Segovia, socio director de Solarpack comentó que “se trata de un proyecto que rompe hasta tres paradigmas, ya que por una parte, es la planta más eficiente del planeta, con un factor de planta del 31%. Además, es el primer proyecto del mundo desarrollado sin subsidio, realizado mediante contrato entre empresas industriales no vinculadas, lográndose de este modo por primera vez el Grid Parity, es decir, la sustentabilidad económica de un proyecto solar, y esto es un hecho muy relevante para el mundo solar a nivel global, supone un antes y un después. Y finalmente, se trata de la primera planta fotovoltaica de Chile, y una de las primeras de Latinoamérica. Sin duda, esto generará el ya denominado “Efecto Calama”, abriendo las puertas y la confianza para el desarrollo de nuevos proyectos, ya que Chile tiene ‘petróleo amarillo’ en sus desiertos”, explicó.

Este es un esfuerzo que también es valorado por el Gobierno Regional. El intendente Álvaro Fernández destacó que “esta es una forma alternativa de generar energía, que se proyecta a largo plazo. Yo creo que el efecto demostrativo y además la característica de esta planta, que desde el punto de vista tecnológico es tremendamente eficiente, debe influir positivamente para la implementación de nuevas plantas en la región”, aseguró.

Esta planta se está construyendo sobre un terreno de aproximadamente 6 hectáreas y marca un hito dentro de la expansión y uso de energías renovables, una de las tareas imprescindibles para el país, según coincidieron las autoridades presentes en la visita. Su inauguración oficial, está prevista para los primeros días de enero.

Fuente: Revista Electricidad

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