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.

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

>> 10 de febrero de 2012

Fuente: Diario Financiero


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

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

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

Mayores costos


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

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

A la espera


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

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

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

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


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Chile cultiva plantas acuáticas para producir combustible

>> 8 de febrero de 2012

Fuente: EFEVerde

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

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

Combustible y proteínas

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

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

Piscinas "biorreactivas"

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

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

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

Se "comen" el CO2

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

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

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

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

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

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

Fuente: EFEVerde

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

>> 7 de febrero de 2012

Fuente: Diario Financiero


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

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

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

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

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

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

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

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

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

SING


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

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

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


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

Fuente: La Tercera


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

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

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

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

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

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

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

Fuente: La Tercera

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Industria cuestiona ley que promueve las ERNC

Fuente: Pulso


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

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

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

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

¿Nadando contra la corriente?

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

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

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

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

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

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

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

A la espera de la ley

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

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

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

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

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

Fuente: Pulso

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

Fuente: EFE Verde


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

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

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

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

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

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

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

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

Fuente: EFE Verde

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

Fuente: Revista Electricidad


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

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

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

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

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

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Justicia da luz verde a construcción de proyecto termoeléctrico Puerto Castilla

>> 3 de febrero de 2012

Fuente: Revista Electricidad


La Primera Sala de la Corte de Apelaciones de Antofagasta rechazó una serie de recursos de protección presentados por pescadores y agrupaciones medioambientales contra el proyecto termoeléctrico Castilla.

La decisión de las juezas Cristina Araya, Virginia Soublette y Dora Mondaca, establece que no existe arbitrariedad ni ilegalidad en la decisión de la Comisión Regional del Medio Ambiente al aprobar los Estudios de Impacto Ambiental (EIA) que permiten que la construcción de la planta se materialice.

"Que según se ha sostenido reiteradamente por la jurisprudencia, se entiende que existe arbitrariedad cuando se está en presencia de un acto u omisión caprichoso, irracional, ilógico o carente de razonabilidad, lo que en la especie no se produce si se tiene en consideración que de acuerdo a lo ya expuesto los recurridos actuaron dentro del marco legal a que están sujetos, en el ámbito de sus facultades y su resolución ha sido fundada en informes técnicos emanados de las autoridades administrativas que la ley dispone al efecto", dice el fallo.

Con esto se da luz verde a la construcción del polémico proyecto, que pretende instalar seis plantas termoeléctricas, una desaladora y un puerto en las costas de la región de Atacama, en una zona de conservación marítima próxima al Parque Nacional Pingüino de Humboldt.


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Se realizó la segunda versión del Solar Energy Congress Latam America 2012


Dónde están las principales fuentes de energía solar en América Latina hoy en día y los programas gubernamentales diseñados para impulsar el desarrollo de la energía solar, fueron algunos de los temas abordos en el panel ejecutivo de la segunda versión del Solar Energy Congress Latam America 2012, realizado en Río de Janeiro, Brasil y en cual tuvo una desatacada participación el Seremi de Energía para la Macro Zona Norte, Carlos Arenas Coronil.

El Secretario Regional, expuso sobre el Potencial del Desierto de Atacama en el desarrollo solar, en la ocasión los participantes discutieron sobre las oportunidades para la industria solar en Suramérica comparado con otros tipos de generación, además analizaron el precio de la energía, los costos de los proyectos y reglamentaciones.
Por su parte la autoridad regional señalo “con gran orgullo siento que lo propuesto como Seremia, son precisamente los desafíos que países como Brasil están impulsando, pues algunos de los proyectos en los que nos encontramos trabajando, como los son instalaciones industriales a gran escala, plantas solares fotovoltaicas mayores a 1 MW, electrificación híbrida en zonas aisladas y generación fotovoltaica residencial, fueron temas abordados con gran interés por diferentes especialistas en la materia”

El Seremi, preciso que las temáticas de Energías Renovables No Convencionales han tomado un papel protagónico no sólo en las regiones del Norte Grande del país, sino en todo Chile, dado las condiciones geográficas y climáticas que posee, como también la fuerte preocupación de buscar solución a las problemáticas de energía existentes.

En este sentido, expreso “el desafío para este año es ser capaces de facilitar la materialización de estos mega proyectos, los que abarcan la Macro Zona Norte que va desde la Regiones de Arica y Parinacota, Tarapacá y Antofagasta, ya tenemos 15 proyectos aprobados, los que cuentan con la resolución de certificación ambiental y están a la espera de encontrar financiamiento para comenzar a concretarse y ejecutarse.

Además puso énfasis en que “nuestro país y particularmente la zona norte, esta en condiciones de albergar estas iniciativas, como así también el poder producir un encadenamiento productivo a partir de una industria auxiliar a la generación eléctrica”

Durante el desarrollo del congreso, el Sermi también asistió a sesiones de la Bolsa de Energía, las que consistían en reuniones de negocios con las empresas participantes, siendo los más interesados en interiorizarse de la situación de las regiones del norte para el desarrollo de futuro proyectos las compañías españolas y alemanas.


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Proyectos de energía bajan por primera vez en al menos cinco años

>> 2 de febrero de 2012

Fuente: La Tercera

La oposición contra la instalación de centrales hidroeléctricas, termoeléctricas y líneas de transmisión por una parte de la ciudadanía, junto a la extensión en los plazos de tramitación ambiental y judicialización, tuvieron un negativo impacto en las inversiones en el sector en 2011.

Esta es una de las conclusiones a la que llegan expertos del sector y la Sofofa, organismo que realizó un catastro con los proyectos de inversión del país. Según los datos que maneja el gremio, en 2011 la inversión en proyectos energéticos bajó por primera vez desde 2007. El retroceso fue de 7,2% respecto de 2010. También, es la primera caída si se compara con la evolución de las cifras de 2004 y 2001. En 2011, la inversión total en energía, que incluye proyectos en construcción, por ejecutar y potenciales, llegó a US$ 44.183 millones, frente a US$ 47.604 millones de 2010. El sector representa el 25% del total de las inversiones catastradas.

"Pese a ser una de las áreas económicas más dinámicas del país, la realización de proyectos hidroeléctricos y termoeléctricos se ha visto enfrentada a diversas dificultades que están reteniendo el inicio de las obras", dijo la Sofofa. Renato Agurto, consultor de Synex, agregó que el retraso en los proyectos y su judicialización podrían provocar un freno a las inversiones en el futuro. "Es real la mayor demora que han tenido los proyectos en su tramitación y la oposición que crean todos ellos en la ciudadanía. Podría ocurrir (una paralización en las inversiones), si no se realizan los cambios de más largo plazo que se están estudiando", dijo.

Por su parte, María Isabel González, ex secretaria ejecutiva de la CNE, indicó que podríamos tener una situación crítica en los próximos años -por la falta de nuevos proyectos de generación producto del retraso-, llegando incluso al racionamiento. "Los principales perjudicados no son las empresas, sino los usuarios, que pagan por una energía más cara", dijo.

En el sector energético hay 39 proyectos en construcción, por unos US$ 2.108 millones, monto que es 57% menor respecto de 2010. Otras 150 iniciativas están por ejecutar (representan US$ 28.486 millones) y hay 28 potenciales, por US$ 13.607 millones.

Otros sectores

Según la Sofofa, al analizar el desempeño de los sectores económicos en 2011, se observa que "el país continuó por la vía del crecimiento". Los proyectos totalizaron US$ 175.958 millones. La inversión subió 32,3% respecto de 2010. Los proyectos catastrados se extendieron de 709 a 989 iniciativas, entre 2010 y 2011, arrojando un alza de 39,5% en 12 meses. La concentración de recursos se registró en minería y energía, con el 71,3% del monto total. En minería se contabilizaron 174 iniciativas, con inversiones por US$ 81.354 millones. Subieron 74,5%, frente a 2010.

La infraestructura es el tercer sector de mayor crecimiento en un año, anotando una expansión de 29,7%, impulsado por un aumento en las iniciativas que pasaron de 137 a 186 en 12 meses. El programa de aeropuertos y nuevas rutas jugaron un rol crucial.

Fuente: La Tercera

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Bencinas subirán cerca de $2 en promedio, desde hoy en Santiago

Fuente: El Mercurio


Tras la leve baja de la semana pasada, a partir de hoy las bencinas continuarán con su racha alcista. Así lo informó la Empresa Nacional del Petróleo (Enap) en su reporte semanal, en el que señala que la gasolina de 93 octanos que la estatal vende a los distribuidores, subirá $2,3 a $716,4, mientras que la de 97 octanos aumentará su valor en $1,2 hasta llegar a los $757,9. Por su parte, el valor del diésel caerá $11,6 a $559,2, mientras que el de la parafina lo hará en $4,9 a $503,1.

Según aclaró Enap, durante el periodo de referencia, subieron los precios de la gasolina, fuel oil N° 6 y gas licuado de petróleo en el mercado de la costa del Golfo.

Asimismo, dijo que en el mismo lapso, los valores del diésel y el kerosene cayeron.
Según cálculos de Economía y Negocios sobre la base de datos de la CNE, los precios para los consumidores serán: $741,94 para la gasolina de 93 octanos, $764,94 para la de 95 y $787,94 para la de 97.

Fuente: El Mercurio

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Colbún sufre impacto en sus resultados por retraso de la central Santa María

Fuente: El Mercurio

Las utilidades de la eléctrica del grupo Matte cayeron 95% durante 2011, luego que sumaran US$ 5,2 millones versus los US$ 116 millones de 2010. Esta reducción, según la empresa, obedeció a un mayor nivel de compromisos comerciales en 2011, los que debían estar respaldados por la generación de la central Santa María. Ésta retrasó su puesta en marcha, lo que implicó una mayor exposición de la compañía a la sequía. Según Colbún, la central a carbón debería comenzar sus operaciones en el primer cuatrimestre de este año.

Pese a las caídas, la compañía obtuvo buenos resultados en el último trimestre de 2011, con ganancias por US$ 32,3 millones, versus los US$ 14,7 millones de igual período de 2010.

En cuanto al plazo de inicio para HidroAysén (proyecto en que es socia con Endesa), la eléctrica señaló que no era posible estimar una fecha, pues todavía están pendientes las resoluciones administrativas del Consejo de Ministros y las judiciales ante la Corte Suprema.

Fuente: El Mercurio

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ERNC: aprueban proyectos por US$ 1.052 millones en los últimos tres meses

>> 1 de febrero de 2012

Fuente: Diario Financiero


Para lograr la diversificación de la matriz energética, el uso de Energías Renovables No Convencionales (ERNC) se ha vuelto un imperativo en el último tiempo. Se está avanzando, pero los actores coinciden en que se requieren mayores esfuerzos para impulsar de una vez su desarrollo.

Según estimaciones de los especialistas, la participación de las ERNC representa cerca del 3% de la generación eléctrica del país, que al compararla con la experiencia internacional, explica Edmundo Claro, director del Centro de Energía y Desarrollo Sustentable de la U. Diego Portales, la cifra es mayor que el promedio mundial de 2,8%. Pese a ello, agrega que se evidencia una tendencia descendiente en su uso.
Un dato no menor considerando que en los próximos ocho años, se proyecta un crecimiento de la demanda energética sobre un 50%, en tanto que la potencia instalada requerida subirá de 15.000 MW a 26.000 MW en 2020. Por otro lado, para sostener un crecimiento de Chile de entre 5% y 6% es necesario aumentar 9.000 MW anuales de aquí a ese año. Por ello es que ya son varios los esfuerzos para impulsar este tipo de fuentes de energías alternativas.

En septiembre de 2010 ingresó al Congreso el proyecto de ley que propicia la ampliación de la matriz energética mediante fuentes renovables no convencionales, el que en enero pasado fue aprobado por el Senado. Actualmente está en su segundo trámite constitucional en la Cámara de Diputados. Más aún, el gobierno confirmó su interés en seguir adelante en esta materia al anunciar dentro de los ocho pilares de la Estrategia Energética, una meta ya conocida: lograr que el 20% de la matriz energética esté compuesta por fuentes alternativas. Esto obliga a inyectar 4.700 MW en los próximos cuatro años a partir de biomasa, energía solar, eólica, geotermia, mini hidráulica o mareomotriz.

Estado actual

Respecto al desarrollo de las ERNC, los datos a enero de 2012 obtenidos del Centro de Energías Renovables (CER) del Ministerio de Energía, establecen que hay 700 MW proyectos en operación, 242 MW en construcción, 3.159 MW aprobados sin construir y 1.535 MW en calificación. Por otro lado, los proyectos aprobados en el Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA), representan unos 2.500 MW, mientras que en estudio, ingresados o a punto de ingresar, otros 2.500 MW, según cifras entregadas por la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera). Un fuerte dinamismo vive el sector.

En los últimos tres meses, a través del SEIA, se han aprobado cinco grandes proyectos de ERNC, los que, en conjunto, involucran inversiones por US$ 1.052 millones, y una potencia proyectada de 435,6 MW. Casi la mitad de la capacidad instalada actual de este tipo de energías.

Nuevos proyectos

De los nuevos proyectos, dos corresponden a energía eólica. El 6 de enero pasado se aprobó el Parque Eólico Calama de E-CL, que contempla una inversión de US$ 280 millones y una potencia máxima de 193 MW con 56 aerogeneradores con capacidad individual entre 1,5 y 2,3 MW. En diciembre, en tanto, se dio el vamos al Parque Eólico Ckani de AM Alto Loa, por una inversión de US$ 500 millones y una potencia máxima de 240 MW, con 160 generadores. En energía solar, dos entrarán al ruedo.

Huerto Solar Fotovoltaico, de la empresa Fotovoltaica Sol del Norte, que con una inversión de US$ 31 millones generará 8 MW de potencia cerca de Calama. Y la Planta Fotovoltaica San Pedro de Atacama II de Element Power, en la segunda región. La inversión de

US$ 103 millones tendrá una potencia de 30 MW. En diciembre se aprobó la Central Santa Marta, a partir de biogás en la Región Metropolitana. Son US$ 36 millones para una capacidad de 14 MW ampliable a 20 MW. Y entre las iniciativas en calificación está el Parque Eólico Küref de EnorChile, en la VIII región, de US$ 150 millones y una capacidad de 61,2 MW, entre otras.


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Crean nueva planta solar por US$ 400 millones

Fuente: El Mercurio


Un nuevo proyecto de energía renovable ingresó ayer al Servicio de Evaluación Ambiental. La iniciativa llamada "Planta Fotovoltaica Encuentro Solar" estará ubicada en la comuna de María Elena, II Región, y contempla una inversión de US$ 400 millones.

El proyecto prevé la instalación de una estructura de 180 MW, dividida en seis fases de 30 MW cada una. La planta tendrá 2.448.000 módulos fotovoltaicos.

Toda la energía generada por la futura planta será inyectada al Sistema Interconectado del Norte Grande (SING). Según el cronograma sometido a evaluación ambiental, el inicio de la construcción está previsto para octubre de este año.

Fuente: El Mercurio

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El coste de mantener las nucleares francesas se duplicará entre 2011 y 2025

Fuente: EFEverde


En un informe encargado por el Gobierno francés tras la catástrofe de Fukushima, en Japón, el Tribunal de Cuentas destacó también que el coste de desmantelar los 58 reactores en servicio y la gestión de los residuos que generan corre el riesgo de aumentar.

La inversión para que esos reactores continúen produciendo electricidad (en 2011 representaron el 77 % de la generada en Francia) pasará de 1.700 millones de euros en 2010 a cerca de 3.700 millones anuales en el horizonte de 2025, destacó este organismo en un comunicado.

Una de las razones de ese incremento son las medidas que ha impuesto la Agencia de Seguridad Nuclear (ASN) a la compañía EDF tras el accidente en Fukushima.

Sobre las cargas futuras para el parque atómico francés, que a finales de 2010, se cifraba en 79.400 millones de euros, de los cuales 18.400 para desmantelar los 58 reactores y 28.400 para el almacenamiento de los residuos radiactivos, el Tribunal de Cuentas subrayó que probablemente subirán.

La ministra de Ecología, Nathalie Kosciusko Morizet, se esforzó en destacar que pese a las incertidumbres reseñadas, la energía nuclear sigue siendo "poco cara".

En el debate electoral sobre el futuro de la energía nuclear, el actual presidente de la República, Nicolas Sarkozy, es favorable a mantener la preeminencia del sector, frente al candidato socialista, François Hollande, que quiere reducir su peso en la electricidad al 50 % en el horizonte de 2025.

El Tribunal de Cuentas pidió que se diseñe una estrategia energética, que se debata y se adopte "con total transparencia y de forma explícita".

Fuente: EFEverde

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Bajan utilidades de Enersis, Endesa y Chilectra

Fuente: Estrategia

Una utilidad por $375.475 millones registró en 2011 el holding Enersis, lo que representó una baja de 22,8% respecto de 2011, mientras que en el cuarto trimestre descendieron en 60,8%. “El Grupo ha efectuado provisiones en los activos de sus filiales argentinas Edesur y Endesa Costanera. De no haber realizado este ajuste, las utilidades de 2011 hubiesen estado en línea a las obtenidas el año 2010”, afirmó la compañía.

El resultado de explotación fue menor en $137.990 millones, al pasar de $1.704.301 millones a $1.566.311 millones en 2011, lo que representó una disminución del 8,1%. Lo anterior, a raíz del incremento de los costos de aprovisionamientos y servicios, que se elevaron 0,5%, totalizando $3.538.434 millones. Por el contrario, los ingresos aumentaron en 1,2%, los que se ubicaron en $6.254.252 millones.

En tanto, Endesa Chile, filial de Enersis, registró utilidades por $446.874 millones, lo que significó un descenso de 16,2%. “Sin embargo, dicho resultado no incluye la contribución de la inversión en Endesa Brasil, la cual no se consolida en Endesa Chile, y cuyos resultados están considerados como resultado de sociedades contabilizadas por el método de participación, y que a diciembre de 2011 ascendió a $115.355 millones”, afirmó la generadora.

El resultado de explotación se ubicó, por su parte, en $787.971 millones, 11,5% menos respecto a 2010. Ello tiene como principales causas los mayores Otros Gastos Fijos de Explotación, mayores costos por consumo de combustibles en Argentina, Chile y Perú, y por un incremento en el costo por compras de energía en Chile y Argentina. Los ingresos mostraron una disminución de 0,4%, al cerrar el año en $2.387.451 millones.

Finalmente, Chilectra obtuvo ganancias por $110.791 millones, con una caída de 26,6%. Por su parte, el margen de contribución alcanzó $242.337 millones, lo que implica un incremento de 5,8%. Esto obedece, principalmente, a un aumento en la demanda de energía asociado, en parte, a una menor actividad durante 2010 producto del terremoto del 27 de febrero. Así, las ventas crecieron 3,2%, sumando $1.035.360.

Fuente: Estrategia

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