Blog Foroenergías

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Ministerio de Energía afina "borrador" y detalles del proyecto de carretera eléctrica

>> 30 de julio de 2012


Fuente: El Mercurio

El borrador del proyecto de ley de la carretera eléctrica pública está en gran parte definido y el Presidente Sebastián Piñera ya se encuentra revisando sus principales lineamientos.

Según fuentes conocedoras de la iniciativa, una de las definiciones que tomó el Ministerio de Energía es no establecer una franja territorial por todo el país. Esto implica que no se determinará, como se especulaba en el mercado, una zona previamente delimitada para ubicar las torres de alta tensión del sistema, por lo que el proyecto no entregará una extensión total de la carretera.

Por el contrario, la cartera energética se inclinó finalmente por establecer una figura regulatoria para facilitar el desarrollo de proyectos de transmisión en el país, la cual se podrá aplicar en todo Chile, lo que incluye a la Patagonia.

El modelo contempla la implementación en la ley del término "líneas de utilidad pública". Dicha figura sólo se utilizará en casos en que la Comisión Nacional de Energía (CNE) estime que los tendidos a construirse son de alta importancia para la seguridad y crecimiento del sistema de traslado de la electricidad del país.

Una vez definido este punto, el cual se evaluará año a año en el estudio de expansión troncal, el siguiente paso dentro del modelo de carretera eléctrica -que presentaría el Gobierno la última semana de agosto- será determinar el trazado territorial específico por donde pasará el tendido a levantar, junto con la identificación de los propietarios de los terrenos que serán afectados por dichas líneas de utilidad pública.

Este trabajo será realizado por un consultor privado que será escogido vía licitación por la CNE.
Esta empresa, que contará con cerca de dos años para ejecutar dicho trabajo, también tendría dentro de sus tareas notificar a cada uno de los dueños de los predios a quienes se les intervendrán sus terrenos. Otro punto que definiría el estudio sería la línea base ambiental -proceso preliminar del Estudio de Impacto Ambiental (EIA)- que debe tener por obligación cada proyecto eléctrico. Estos dos últimos puntos aún no están del todo definidos por el Gobierno.

Una vez que el consultor entregue el trabajo final que le fue solicitado por la CNE, éste será evaluado por un comité interministerial, el cual se encargará de dar el visto bueno del trazado. La entidad antes señalada será integrada por los ministerios de Energía, Medio Ambiente e Interior.

Licitación de obras

Tras esta primera etapa se procederá a licitar la construcción del tendido a empresas privadas. Así, las compañías que se adjudiquen las obras y operación de las líneas ya contarán con las servidumbres de paso, el trazado por donde deben construir las torres y, eventualmente, las notificaciones a los propietarios de los terrenos intervenidos.

En la actualidad, estos tres últimos puntos son críticos en el desarrollo de proyectos, pues en algunos casos pueden retrasar por años el levantamiento de las líneas debido a la judicialización de estas etapas.
Así, las compañías en materia de trámites administrativos tendrán que realizar el EIA de la línea a levantar, y negociar con los dueños de los paños las concesiones y compensaciones por el uso de sus tierras.
Según explican fuentes al tanto de estos detalles, este modelo evitará la intervención directa del Estado a través de las expropiaciones, pero a la vez reducirá los riesgos en las compañías que deseen construir líneas.
Esto último se debe en gran medida al trabajo que ejecutará el consultor y que será visado por el comité interministerial.


Plazos
El Gobierno pretende anunciar este proyecto de carretera pública la última semana de agosto.

Fuente: El Mercurio

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Grave impacto por decisión de Enersis


Fuente: Estrategia

En un escenario internacional de turbulencias, con mercados altamente estresados, se espera que los agentes privados otorguen tranquilidad y certidumbre. Justamente lo contrario que produjo en Chile el anuncio de Endesa España (controlada por Enel), la semana última, al notificar su intención de aumentar el capital de Enersis por US$8.020 millones, en una operación histórica para nuestro país. Endesa España informó que aportaría US$4.862 millones en activos que posee en Sudamérica (en manos de Endesa Latinoamérica), en tanto el monto restante, US$3.158 millones sería levantado en el mercado, con lo que no habría flujos involucrados por parte de los controladores.

La noticia provocó la caída de la acción de la eléctrica en $30 mientras que su filial Endesa –generadora– lo hizo en $58, entre jueves y viernes últimos.

Si bien la medida está sujeta a la aprobación de la junta de accionistas de Enersis el próximo 13 de septiembre, hay que recordar que Endesa España posee el 60,62% de su propiedad, y se requieren dos tercios para que se acepte la propuesta. A junio de este año, las AFP tenían un 13,6% de las acciones de Enersis, y son las más afectadas con el desplome de la acción, con una pérdida patrimonial de US$360 millones, en dos días, por Enersis y Endesa Chile.

La respuesta de los minoritarios es de amplio rechazo por un severo cuestionamiento a la operación en razón de la asimetría que se produjo con el socio mayoritario, por la escasa transparencia que existe sobre el uso de los fondos, y una discutible valorización de activos que aportará Endesa España. “Impropio” de una compañía de la categoría de Enersis, afirmó el presidente de la AFP Habitat, José Antonio Guzmán, quien ejerció como presidente de la eléctrica a fines de los ’90, al tiempo que aseguró que harán todos los esfuerzos para que no se concrete.

La opaca decisión es un grave atropello a los derechos de los pensionados de Chile, al haberles afectado su patrimonio de esta manera; por lo que es imperioso que se transparente el objetivo y que, cualquiera sea el horizonte cercano, se cumpla la ley para protegerles sus derechos en el marco jurídico vigente.

Fuente: Estrategia

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Presidente de Endesa España: "Aumento de capital de Enersis puede fracasar"


Fuente: La Nación

El presidente de Endesa España, Borja Prado, admitió que el anunciado aumento de capital por 8.020 millones de dólares de Enersis puede fracasar por el rechazo de las AFPs, accionistas minoritarias del grupo eléctrico.

"Sí, puede fracasar. Lo que esperamos es que todos vayan al convencimiento de que esta es una buena operación y salga adelante. Nosotros creemos que es muy buena", declaró Prado en una entrevista en El Mercurio.

No obstante, en otra entrevista difundida por La Tercera, Prado asegura que no ve "que esta operación no vaya a ocurrir" y dice creer que "va a ser un éxito", pese a los recelos manifestados en Chile.

Enersis está controlada en un 60,6 % por Endesa España -propiedad a su vez en un 92,6 % de la italiana Enel-, y entre los accionistas minoritarios se encuentran las AFP chilenas, que poseen alrededor de un 13 %.
Las 6 administradoras privadas de fondos de pensiones (AFP), Cuprum, Capital, Hábitat, Modelo, Planvital y Provida, a junio tenían invertidos unos 1.606 millones de dólares en Enersis, y dudan del valor real de los activos y del destino del dinero que se recaudará del aumento de capital.

LOS ESCENARIOS

Prado aseguró que no se realizarán nuevos peritajes para la valoración de los activos,  ni tampoco se postergará la junta de accionistas convocada para el 13 de septiembre.
Si en esa cita finalmente los accionistas minoritarios no suscriben el aumento de capital se abren diversos escenarios.

Si bien la capitalización debe ser aprobada por los titulares del 66,6 % de la propiedad presentes en la junta, a Endesa podría bastarle su 60,2 %, ya que nunca asisten la totalidad de los accionistas.
Aunque no fuera así, Prado descarta aumentar su participación en Enersis, ya que los estatutos dicen que ningún accionista puede tener más del 65 %.

Por ello no descarta la incorporación de un nuevo accionista. "Puede ser. No está en estos momentos contemplado, pero puede venir un nuevo socio", asegura Prado.

Fuente: La Nación

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Guerra entre AFP y Endesa España por Enersis entra en terreno político


Fuente: El Mostrador

“No han aprendido nada”. La frase es de un alto ejecutivo de una AFP que cuestiona el histórico aumento de capital de más de US$ 8.000 millones propuesto por Enersis el miércoles pasado, el cual no sólo provocó la crítica de las AFP, sino que hizo caer en dos días un 16% el valor de la compañía en bolsa.

La disputa se originó porque Endesa España no pretende usar plata, sino activos que valorizó en US$ 4.800 millones, mientras los restantes US$ 3.200 millones los deben poner los minoritarios, encabezados por las AFP.

La operación más grande de la historia del mercado de capitales local —que estaría siendo asesorada por JP Morgan— provocó una guerra entre las AFP, los principales accionistas minoritarios de la eléctrica (13,3%) y el controlador de Enersis, Endesa España (60%).

La capitalización, según un alto ejecutivo del mercado, recuerda el Caso Chispas, en que los principales ejecutivos de Enersis en los ’90 aprovecharon su posición estratégica en la empresa para negociar con Endesa España condiciones de precio superiores a las de los minoritarios, cerrando el llamado “negocio del siglo”.

Esta vez las administradoras de fondos pretenden no dejar pasar la “afrenta” de los españoles y pedirán a la Superintendencia de Valores y Seguros (SVS) que se pronuncie, dado las múltiples irregularidades que a su juicio, hay en la operación. “Estamos analizando los antecedentes del caso”, dijeron en la entidad dirigida por Fernando Coloma.

El presidente de la Comisión de Economía de la Cámara de Diputados, José Manuel Edwards (RN) anunció que citará a los superintendentes de Valores y Seguros (SVS), Fernando Coloma, y de Pensiones, Solange Berstein para que expliquen el impacto de la operación. Edwards tuvo palabras duras acerca de lo que pretende hacer Endesa: “El aumento de capital que está proponiendo Enersis es lisa y llanamente una expropiación a las AFP y a todos los ahorrantes chilenos. Los fondos de la AFP van a tener pérdidas millonarias, porque lo que están haciendo es valorar activos que no tienen el valor que corresponden”.

Al mismo tiempo, los directores independientes deberán dar explicaciones. En opinión de los ejecutivos de las AFP, el aumento de capital es una operación entre partes relacionadas, por lo que debió ser visada por el comité de directores que integran el ex presidente de la Asociación de Bancos e Instituciones Financieras, Hernán Somerville, el sociólogo Eugenio Tironi, el presidente de Larraín Vial, el vicepresidente de la Bolsa de Santiago, Leonidas Vial y el ex vicepresidente de Petrobras Chile, Rafael Fernández.

Conforme expresó este domingo a los diarios el presidente de Endesa España, Borja Prado, el directorio de Enersis aprobó en forma unánime la elección de Eduardo Walker como perito para valorizar los activos que Endesa España pretende aportar al aumento de capital para no poner dinero fresco, el que sí le exige a los minoritarios. Sólo las AFP tendrían que poner casi US$ 1.200 millones.

La declaración de Borja da a entender que en el directorio de Enersis hubo apoyo total a la propuesta hoy cuestionada por las AFP, lo que éstas esperan confirmar en los próximos días. Por ello, esta semana será crucial.

En su entrevista con El Mercurio, Borja, admitió que la operación puede fracasar por el rechazo de las administradoras de fondos de pensiones de Chile, accionistas minoritarias del grupo eléctrico. “Sí, puede fracasar. Lo que esperamos es que todos vayan al convencimiento de que esta es una buena operación y salga adelante. Nosotros creemos que es muy buena”.

Las administradoras acordarán en directorios extraordinarios pedir que los directores informen detalles de su actuación, pues el cumplimiento de sus deberes en la mesa está en duda. También buscarán que se realice un peritaje a los activos de Endesa España, distinto al que presentó Enersis.

Al mismo tiempo, la SVS tendrá un rol clave, ya que deberá decidir si interviene o no en el caso. En el mercado se espera que, al menos, pida a Enersis que informe los antecedentes que demuestren que no se trata de una operación entre partes relacionadas, lo que para las AFP y corredoras de bolsa es evidente.

Además, la SVS deberá verificar la independencia del perito que valorizó los activos de Endesa España, puesto que éste elaboró un informe en base a antecedentes y proyecciones entregadas por ejecutivos de Enersis, empresa que es controlada por la propia española.

“La SVS tiene que frenar esta operación”, afirma un gerente de una AFP, quien cree que el gobierno, a través del ministerio de Hacienda debe presionar a que la SVS intervenga.

La preocupación en el mercado es que Endesa España parece no haber comprendido el escenario político que hay en Chile tras el caso La Polar, en que el gobierno corporativo de la compañía se vio severamente cuestionado y la confianza en los mercados mermada al máximo.

De hecho, desde el estallido del escándalo de la multitienda se cerró el mercado para la emisión de bonos de empresas de clasificación tripe B.

“A todas luces la presentación de la operación es un espanto”, critica el máximo ejecutivo de una importante corredora chilena.

El presidente de AFP Habitat, Jose Antonio Guzmán, cuestionó la forma y el fondo de la operación, mientras Cuprum, calificó el intento de Endesa España como un “asalto”.

La mayor AFP chilena, Provida, hasta ahora ha guardado silencio. Pero una alta fuente de esa compañía explica los motivos: “Tenemos un estilo distinto a Habitat. Queremos estudiar bien los números y si se confirman las dudas rechazar la operación. Pero no dejaremos que se afecten los intereses de los chilenos. Y que nadie se engañe, cuando haya que actuar lo haremos. Recuerda que fuimos la primera AFP en presentar una demanda”, recalca la fuente.

Y es que la actuación de las AFP ha llamado la atención del mercado. En una conducta fuera de lo común, el presidente de la Asociación de AFP, Guillermo Arthur, salió el viernes a cuestionar el aumento de capital, asegurando que entre las AFP “no habrá dos opiniones”.

Una declaración que dista de la actitud tomada en el caso La Polar donde dejaron en manos de cada administradora los caminos a seguir. Según un ejecutivo de una AFP, no todas fueron consultadas sobre la declaración de la asociación.

Pese a esto, no hay dos opiniones sobre lo desprolijo de la operación propuesta. El presidente de AFP Modelo, Pablo Izquierdo, señala que están analizando el caso, para tomar decisiones, aunque en principio plantea sus dudas. “Si la valorización de activos que se propone es distinta a la de mercado eso no es lícito y no se puede hacer. Algunos activos en Argentina realmente no valen nada y si se quiere poner un valor como el que aparece, eso me parece que está al borde de la ilegalidad”, dice. El ejecutivo se refiere al hecho que Enersis, en su FECU, valora sus activos en Argentina en “0″, pero en el peritaje le da un valor de US$ 234 millones.

Izquierdo confía en que la ley protege a los accionistas minoritarios de operaciones entre partes relacionadas, por lo que esperan que la normativa se cumpla en defensa de los afiliados a las AFP.

Otro alto ejecutivo de las AFP advierte que si la SVS determina que es una operación entre partes relacionadas, los directores que representan a Endesa España debieron abstenerse de votar en el directorio del 25 de julio pasado.

El fiscal de otra AFP subraya que falta mucha información, aunque “da la impresión que Endesa España trata de vender activos que de otra forma no podría enajenar”.

El abuso contra los minoritarios se verifica, según una AFP, en que tampoco les permiten aportar activos en vez de plata como los españoles. “Nosotros preguntamos en el conference call si podíamos aportar activos —como las acciones que tenemos en Endesa Chile— en vez de dinero y nos dijeron que no, entonces algo no calza”, explica un gerente de inversiones de una AFP.

El destino de los recursos del aumento de capital es otra duda para los minoritarios. “En ninguna parte se podría pedir un aumento de capital como éste sin decir en qué se va a usar. Uno podría pensar que en un año más aumenten el porcentaje de dividendo a repartir y se lleven la plata para Europa”, cuestiona el ejecutivo.

La hipótesis de un ejecutivo del mercado calza con la situación financiera de Enel, la firma público-privada italiana que controla más del 90% de Endesa España. A marzo de 2012 la compañía tenían una deuda superior a los 45.000 millones de euros, casi la mitad del valor de los fondos de pensiones chilenos.

Para Gino Lorenzini, CEO de Felices y Forrados e hijo del diputado DC, Pablo Lorenzini, lo que pretenden los españoles es financiarse gratis en Chile para repatriar dineros a Europa, donde endeudarse les cuesta una tasa de 7%, casi el doble que en Chile.

Sin embargo, el peso de la ley puede también jugar en contra de los minoritarios. “Al parecer, en lo formal, el camino que tomaron los españoles cumple la legalidad. Si es así y consiguen los votos para la junta, pueden conseguir su objetivo”, observa un gerente de una AFP.

En ese caso, las AFP estarían forzadas a participar o vender. Borja tiró el mantel al respecto, manifestando que se puede quedar quien quiera y que en su lugar pueden entrar otros inversionistas. “Al parecer no les importa lo que diga los minoritarios, lo que cambia las buenas relaciones que hubo hasta ahora”, indica una fuente.

Por ello, el mercado rechazó con fuerza la operación. El gerente de estudios de Santander GBM, Francisco Errandonea, expresó en el programa de Radio Duna, Información Privilegiada, su “más rotundo rechazo a la operación”, advirtiendo que este caso recuerda lo ocurrido cuando Telefónica propuso la venta del negocio de telefonía móvil, lo que provocó un duro enfrentamiento con los minoritarios.

“Desde entonces Telefónica nunca volvió a ser lo que era”, reiteró, aunque recomendó a los inversionistas esperar a que los hechos decanten, se conozcan más antecedentes y la actuación de la autoridad.

En cualquier caso, Errandonea prevé que “bajo las actuales condiciones esto es un cambio en las leyes entre el minoritario y la empresa”.

Banco Penta sacó de su portfolio a Enersis y lo reemplazó por el holding ILC, de la Cámara de la Construcción, previniendo conflictos de interés en la operación.

BanChile, en tanto, recortó el precio objetivo de la acción de Enersis y Endesa Chile, mientras que Bice puso “en revisión” el papel.

El analista de Celfin, Tomás González argumentó que la valorización de activos que hizo Walker “no es confiable”, pues se hizo en base a los números entregados por Enersis y aseguró que “este aumento de capital se hizo pensando en Endesa España”.

Fuente: El Mostrador

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Enersis hará inédito aumento de capital en Chile por más de US$ 8 mil millones en total

>> 26 de julio de 2012



Fuente: El Mercurio

El mayor aumento de capital que se haya efectuado en Chile propondrá en septiembre a sus accionistas Enersis, el brazo de inversiones de Endesa España en América Latina. Se trata de una operación por hasta US$ 8.020 millones que, según fuentes de mercado, debiera concluir antes de diciembre.

La operación tendrá dos partes. Por un lado, Endesa España -controladora de Enersis- aportará a esta firma US$ 4.862 millones en activos que posee en la región y que hoy están en manos de Endesa Latinoamérica. Por el otro, Enersis saldrá a levantar en el mercado chileno los recursos restantes, estimándose éstos en torno a US$ 3.150 millones.

El objetivo del aumento de capital es cuádruple. Primero, consolidar las operaciones que Endesa España tiene en América Latina, a través de un solo vehículo de inversión. Segundo, financiar los proyectos energéticos regionales, como son Neltume y Los Cóndores en Chile: Curibamba, en Perú y, eventualmente, HidroAysén, si éste finalmente prospera. Tercero, los fondos servirían para financiar oportunidades de crecimiento en el negocio de generación y distribución eléctrica, incluyendo la compra de compañías. Y cuarto, contar con la caja suficiente para aumentar la participación de Enersis en las filiales en las que ya es accionista.

El plan de inversiones entre 2012 y 2016 de esta compañía considera unos US$ 6.800 millones.

Endesa no se diluye

Endesa (España), que controla Enersis con el 60,62% -y que a su vez es controlada por la italiana Enel (92,6%)-, no diluiría su participación en el holding eléctrico latinoamericano como consecuencia de la operación. Esto, porque los mencionados US$ 4.862 millones representan el 60% del total del nuevo aumento de capital, con lo que no baja participación.

Los activos que aportará corresponden a participaciones en distintas sociedades, la mayoría de ellas en las que Enersis ya tiene propiedad. Todos estos activos ascienden, según un informe pericial realizado por Eduardo Walker Hitschfeld , a los ya citados US$ 4.862 millones.

Los aportes no monetarios que efectuará Endesa España corresponden al 28,5% de Endesa Brasil, el 7,7% de Ampla Energia, Ampla Investimentos -controladora de Coelce- (7,7%); las colombianas Emgesa (21,6%) y Codensa (26,7%); las peruanas Edelnor (18,0%) y Eepsa (96,5%); las chilenas San Isidro (4,4%); las argentinas Dock Sud (40,0%), Edesur (6,2%) y Cemsa (55,0%); y la transmisora Yacylec. Esta última conecta la central Yacyretá al sistema eléctrico argentino.

Enersis participará en tres nuevas sociedades producto del aporte. Se trata de la generadora Eepsa, que posee una central térmica a gas de 133 MW de capacidad instalada; Dock Sud (40,0%), termoeléctrica de ciclo combinado y abierto de 870 MW de potencia; y la transmisora Yacylec.

A partir de todos estos aportes, Enersis incrementará su capacidad de generación en Latinoamérica, desde los 14.822 MW actuales hasta los 16.750 MW al 2014.

La mitad de los cerca de dos mil MW de incremento se traspasarán de manera automática, de prosperar el aumento, mientras el resto corresponde a iniciativas en construcción

Fuente: El Mercurio

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Los proyectos de Endesa Chile para duplicar su capacidad de generación


Fuente: Diario Financiero

En distinto grado de avance se encuentran los proyectos de generación de Endesa Chile y para los cuales requerirá inversiones de hasta US$ 11 mil millones de aquí a 2020. El aumento de capital anunciado se destinaría a una parte de este plan, entre los que se cuentan proyectos que hoy están en etapa de ingeniería básica o con su DIA o EIA aprobado.

Uno de ellos es Los Cóndores, que tendría una capacidad de 150 MW y demandaría unos US$ 400 millones de inversión; la mini central Piruquina, que demandará unos US$ 24 millones y tendrá una capacidad de 8 MW. También, aunque a la espera del tendido eléctrico, está HidroAysén. En tanto, con la ingeniería básica, pero tramitando sus permisos ambientales está la central de pasada Neltume, la que supondrá una capacidad de 490 MW e implicará una inversión de US$ 781 millones. En tramitación, pero en la fase de factibilidad, están el parque eólico Renaico, que tendría una capacidad de 88 MW y demandará US$ 240 millones de inversión. En esa misma etapa está la carbonera Punta Alcalde, que recientemente pasó al Comité de Ministros y que implica una inversión de unos 
US$ 1.400 millones.

En un paso previo, están otros 11 proyectos. Uno de ellos eólico, una carbonera, dos de gas natural y siete hidroeléctricos. Los más avanzados, en etapa de factibilidad, son Captación Pangue que sumará a su generación actual 48 GWh al año. En esta misma línea se encuentra la segunda etapa de Central Tarapacá, que añadiría 250 MW y la central Choshuenco, que tendrá una capacidad de unos 135 MW. Tres proyectos están en etapa de pre factibilidad. El más grande es el cierre a ciclo combinado de central Quintero que significaría sumar entre 140 a 360 MW de capacidad adicional. Además hay un parque eólico en Lebu por 200 MW y una central hidráulica llamada Huechún, con 40 MW de capacidad. A todo esto se debe agregar proyectos por 2.192 MW en fase conceptual.

Fuente: Diario Financiero

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Enap: Precio de las bencinas se mantendrá estable a partir de este jueves


Fuente: La Tercera

El precio de las bencinas se mantendrá estable a partir del próximo jueves según informó la Empresa Nacional del Petróleo (Enap). El valor de la gasolina de 93 octanos subirá en $0,3 por litro, mientras que el precio de la bencina de 97 octanos lo hará en $0,2 litro.

En tanto, el valor de la parafina no registrará variación y el precio del diesel aumentará en $4 por litro.

En su informe la Enap señaló que en el periodo de referencia (9 al 20 de julio), subieron los precios de los combustibles derivados del petróleo en el mercado de la Costa del Golfo.

"En parte, las alzas fueron impulsados por la tendencia ascendente en el precio del petróleo crudo marcador mundial Brent, que cerró dicho período a US$106,8 por barril, acumulando así un incremento de US$6,5 por barril en el transcurso del mismo, principalmente debido a mejores expectativas económicas en los Estados Unidos", explicó.

Hubo también factores adicionales que hicieron que las alzas fueran mayores para los destilados medios: demanda extra por la temporada de vacaciones en Estados Unidos, en el caso del kerosene de aviación, e importantes volúmenes de exportaciones a Chile y Perú, en el caso del diesel, agregó.

Agregó que en lo ya transcurrido del período de indexación para la próxima semana, han continuado subiendo los precios de los combustibles en el mercado de la Costa del Golfo, mientras que el precio del petróleo crudo marcador mundial Brent ha declinado, transándose hoy a 104,4 dólares por barril en la Bolsa Intercontinental de Londres.

El precio del Brent entró en una tendencia descendente a partir del viernes 20, al empeorar las expectativas económicas en Europa. Ese día, en una colocación de bonos soberanos de España, el precio de éstos cayó abruptamente, haciendo subir a 7,28% el interés efectivo, un costo imposible de sostener y que se tomó como señal de que la economía española necesitará un rescate en los próximos meses, mientras en Grecia no se logra acuerdo político en la coalición gobernante para establecer nuevas medidas para disminuir el gasto fiscal.

En contraste, los precios de los combustibles en la Costa del Golfo siguen al alza, a pesar de una débil demanda interna. Bajos niveles de inventarios y volúmenes importantes de exportaciones a México y Sudamérica, en el caso de la gasolina; y a Europa, Perú y Chile, en el caso del diesel, han continuado sosteniendo la tendencia alcista en los precios, precisó.

Fuente: La Tercera

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El avión Solar terminó su primer vuelo intercontinental

>> 25 de julio de 2012


Fuente: EFE Verde


El prototipo, capaz de volar sin combustible, aterrizó a las 20.30 hora local (18.30 GMT) en el aeródromo de Payerne, una localidad ubicada en el noroeste de Suiza donde tiene su hangar, tras completar un vuelo de 6.000 kilómetros que le llevó hasta Ouarzazate, en el centro de Marruecos, con escalas en Madrid y Toulouse (Francia).

El potencial de las renovables

El psiquiatra y aventurero suizo Bernard Piccard y el expiloto militar André Borschberg, impulsores de este proyecto, han querido demostrar el enorme potencial de las fuentes de energías renovables y su fiabilidad.

Piccard pilotó el aparato en el último tramo del viaje y fue recibido en Payerne por cientos de personas y por Borschberg, que le esperaba al pie de la escalerilla para celebrar la llegada a buen puerto del viaje.

En declaraciones al canal de televisión del Solar Impulse, Piccard afirmó que este periplo es la demostración de que "siempre podemos hacer más de lo que pensamos en un principio".

"Nunca pensamos que podíamos volar hasta Marruecos y lo hicimos. Las limitaciones están en nuestras mentes. Hay tantas cosas que podemos hacer. Gracias a nuestro equipo lo hemos podido hacer", declaró el piloto.

Escala en Madrid antes del destino: Ouarzazate

También estuvo presente en la recepción del Solar Impulse el embajador español en Suiza, Miguel Ángel de Frutos, que destacó la importancia de que Madrid fuera una de las escalas del avión."España está muy interesada en la energía solar y la posibilidades de esta fuente de energía es un mensaje que llega bien a nuestro país", manifestó el embajador.
En Ouarzazate, el avión y el equipo detrás de este proyecto participaron en una serie de actividades relacionadas con la promoción de las energías renovables por invitación de la Agencia Marroquí de Energía Solar.

Al aterrizar nuevamente en Suiza, el Solar Impulse completó un viaje sin utilizar ningún tipo de carburante.

Asimismo, fue la conclusión de un periplo que ha puesto a prueba más que cualquier otro -el prototipo voló a Francia y a Bélgica desde Suiza anteriormente- la capacidad técnica de la aeronave de enfrentar condiciones meteorológicas y atmosféricas difíciles.

Esta fue una de las razones por las que el viaje de ida y vuelta de Marruecos se completó en ocho etapas, con una media de 750 kilómetros de vuelo continuado.
La parte más difícil de la travesía fue aterrizar en su destino final, ya que Ouarzazate, a 1.151 metros sobre el nivel del mar, está localizada en la cadena montañosa del Atlas, una zona de frecuentes tormentas eléctricas, fuertes vientos contrarios, turbulencias y corrientes térmicas.
El Solar Impulse fue diseñado inicialmente para probar su capacidad de volar de día y de noche, un reto que superó el año pasado, con un vuelo continuado de poco más de 26 horas.

El próximo viaje será alrededor del mundo

"Hemos ido más allá de ese propósito para probar que su tecnología es confiable y la eficiencia de su consumo de energía", explicó el equipo del proyecto, que considera la conclusión de este viaje al norte de África como un ensayo exitoso con vistas a una vuelta al mundo prevista para 2014.

Sin embargo, ese viaje alrededor del globo terráqueo no será realizado con el actual prototipo de Solar Impulse, sino con otro que actualmente se construye en Suiza con el aporte de numerosas firmas que están innovando y aportando tecnología totalmente nueva y exclusivamente pensada para este proyecto.

Fuente: EFE Verde

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Gobierno licitará estudio de trazado de carretera eléctrica y se definirán franjas de interés nacional


Fuente: Diario Financiero


Que la minería es una de las principales industrias afectadas por los altos precios de la energía es un dato. Y fue justamente en la reunión que sostuvieron los ministros de Energía y Minería con el Consejo Minero en el que se dieron a conocer las primeras definiciones de lo que será el proyecto de carretera eléctrica que presentará el gobierno en agosto próximo.

Es así como el ministro de la cartera, Jorge Bunster, señaló durante la conversación, que se realizó a puertas cerradas, que la forma en que se decidirá el trazado de ésta será a través de la licitación de un estudio en el que se van a definir las franjas por donde se va a emplazar.

Luego, estas franjas serán declaradas de “interés nacional”, lo que implica que se establecerán servidumbres legales, que operan bajo el ministerio de la ley, y lo que permite que el pago por éstas pueda ser negociado a posteriori.

Sobre el consenso político que existiría respecto a que el tema del suministro eléctrico es un problema país, en la cita los secretarios de Estado afirmaron que si bien no hay dudas respecto a éste, no hay claridad acerca de cuándo el proyecto podría ser aprobado en el Congreso.

Pérdida de competitividad


Otro de los temas que fue abordado en la reunión fue la pérdida de competitividad del sector por los altos costos de la energía. Algunos ejecutivos plantearon que a los actuales niveles, existen varias inversiones mineras que estaban presupuestadas que y que actualmente se encuentran congeladas, o que simplemente no se van a realizar. El tono, afirmaron asistentes a la cita, no fue de amenaza, sino más bien de constatación de un hecho. Al ser consultado sobre este punto, el ministro Bunster señaló que no cree que exista un problema de competitividad, sino que “ estamos pasando por un momento en el que los costos de energía son más altos, pero estamo seguros que con todas las medidas que se están tomando y los proyectos que van ir ingresando, van a ir contribuyendo a que los precios vayan bajando”.

Hernán De Solminihac, ministro de Minería, destacó la importancia de que los proyectos que están en agenda, tanto en energía como en minería, se desarrollen en los plazos en los que están diseñados, “porque nosotros queremos crecer como país, para alcanzar el desarrollo, y por lo tanto, estas iniciativas son fundamentales para poder alcanzar esto”. Además, agregó que la energía es uno de los principales desafíos que debe efrentar este sector en la actualidad.

Por otro lado, la aplicación del Convenio 169 también ocupó parte importante de la cita. De esta forma, los representantes mineros manifestaron su preocupación por la forma en que los tribunales interpretan los alcances del convenio, al existir una falta de normativa para su aplicación.

A la salida de la reunión, el presidente ejecutivo del Consejo Minero, Joaquín Villarino, comentó que “la no regulación adecuada del convenio 169 constituye una traba para el desarrollo de proyectos (...). El problema es que no está regulado, y los tribunales han sido erráticos en la interpretación del mismo”.

Respecto a la judicialización de los proyectos de generación eléctrica, el ejecutivo afirmó que esto es “preocupante, porque eso quiere decir que la institucionalidad medioambiental no está funcionando adecuadamente. No tiene mucho sentido que después todo pase a tribunales cuando se ha pasado cuatro años en evaluación. Desde ese punto de vista obviamente que preocupa”.

Fuente: Diario Financiero

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Fracasa proceso de conciliación por Central Castilla y Suprema decidiría su futuro en dos meses


Fuente: El Mercurio

Finalmente el futuro del proyecto termoeléctrico Castilla (2.100 MW) en la III Región lo definirá la Corte Suprema.

Ayer en la Tercera Sala del principal tribunal del país, los opositores y defensores de la iniciativa que impulsan las empresas MPX y E.ON no lograron alcanzar un acuerdo, por lo que el juez Sergio Muñoz dio por terminado el proceso de conciliación entre las partes. Con esto, será la Suprema la que determinará si se ratifica o rechaza el recurso de protección que acogió la Corte de Apelaciones de Antofagasta en contra de la central.

En la audiencia, el abogado de Castilla, Pedro Pablo Gutiérrez, reveló que en las últimas semanas se sostuvieron una serie de reuniones con representantes de los pescadores y comunidades de la localidad de Totoral, para explorar un eventual acuerdo.

En ellas, la empresa elevó de $8,7 millones a $9,2 millones el monto por persona propuesto en la primera audiencia de conciliación para el fondo de desarrollo local. También se accedió a la solicitud de los abogados que presentaron el recurso de protección contra el Puerto Castilla, respecto de la instalación de faldones para evitar cualquier peligro de derrame al mar.

Si bien dos de los tres representantes de los opositores al puerto se abrieron a seguir buscando un acuerdo con mitigaciones adicionales para el proyecto, esto no se concretó. El abogado Álvaro Toro, defensor de la comunidad del Totoral y patrocinador del recurso contra la central, e Inti Salamanca, litigante por parte de los pescadores de Atacama, no aceptaron las propuestas de la empresa. Toro solicitó al ministro Muñoz que finalizara con la audiencia para continuar con el proceso judicial.

Según los abogados de Castilla, la Suprema fallaría el futuro del proyecto en unos dos meses, lapso en cual ambas partes podrían seguir dialogando en busca de un acuerdo extrajudicial.

Respecto al fracaso de la conciliación, el presidente ejecutivo del Consejo Minero, Joaquín Villarino, mostró su preocupación por la necesidad de que se concreten proyectos de centrales para el suministro eléctrico de la cartera de proyectos mineros por US$ 104 mil millones estimada al 2020.

Fuente: El Mercurio

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Duke Energy analiza los otros proyectos de Southern Cross


Fuente: Diario Financiero

Poco después de las 13:00 de ayer, llegaron hasta las oficinas de una notaría del centro, Mariana Schoua, presidenta de Duke Energy para el Cono Sur, el síndico Herman Chadwick, Juan Carlos Olmedo, de Antuko Energy; e Ian Mc Nab del banco BCI, para sellar la venta de Campanario a Duke Energy, que pagó unos US$ 86 millones por la central, marcando su ingreso al país.

“Hace mucho que queríamos entrar en el mercado chileno y hemos estado buscando durante años algún activo y en este caso logramos que cerrara la ecuación económica y la planta estaba en muy buenas condiciones teniendo en cuenta lo que había pasado. Así que fue una ecuación que nos cerró”, asegura Schoua.

-Pero al momento de ver la central, ¿analizaron el escenario energético local?

-Sabemos que existen cuestiones por resolver, pero analizamos este proyecto en particular y después iremos analizando los siguientes pasos, en función del contexto y las oportunidades que surjan, viendo proyecto por proyecto, teniendo en cuenta todo el marco.

-¿Cuál es la visión del mercado eléctrico chileno?

-Vemos que Chile es un país que está creciendo y que necesita la energía y sabemos que van a seguir tratando expandir la capacidad instalada, con lo cual vamos monitoreando cómo se va desarrollando el mercado.

-¿Cuáles son los desafíos que ven?

-El mayor desafío que vemos es cómo se expande el sistema, dados los temas de opinión pública en torno a la expansión en el sur y en el norte. De todas maneras, creemos que esto se va a solucionar. De una manera u otra, creemos que van a encontrar el camino para que el sistema se siga expandiendo.

-¿Están mirando proyectos que cuenten con permisos o están dispuestos a desarrollar propios desde cero?

-No hay un criterio excluyente. Vamos viendo cada caso en forma particular y eligiendo en cada uno.

-¿Hoy están analizando nuevos proyectos en Chile?

-Sí, continuamente estamos analizando. Hoy estamos viendo algunos proyectos de todas las tecnologías.

-¿Están trabajando en alguna inicitiva para partir desde cero?

-Tenemos un pipeline de muchos proyectos, que es muy dinámico.

-...Pero ¿están viendo proyectos propios?

-Estamos en la búsqueda del proyecto correcto, del que satisfaga nuestras necesidades. En ese contexto, estamos buscando.

-¿Han analizado proyectos de ERNC?

-Las energías renovables nos interesan en general y en el caso de las no convencionales, hay que analizar el marco regulatorio de esas energías y ver los tamaños, que a veces son emprendimientos de muy poca capacidad instalada.

-¿Han visto los otros proyectos de Southern Cross, como Central Pacífico o el 50% de GasAtacama?

-Sí, permanentemente nos ofrecen y esos proyectos lo hemos estudiado y están bajo análisis. Pero hay muchos y hemos visto un montón de oportunidades.

-¿Tienen una meta de capacidad instalada?

-No nos ponemos objetivos de capacidad instalada en determinado año. Lo que hacemos es analizar proyectos y en función de las características propias vemos si es el apropiado y si participamos o no.

Fuente: Diario Financiero

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GNL Chile pondrá fin a open season de Quintero en septiembre



Fuente: Diario Financiero

Durante septiembre GNL Chile -la sociedad formada por Enap, Metrogas y Endesa- pondrá fin al open season que inició hace unos meses para sumar más usuarios al terminal GNL Quintero.

La firma está trabajando en una ampliación de la capacidad de producción del terminal desde los casi 10 millones de m3/día a 15 millones de m3/día . Para ello, el plan es sumar un nuevo vaporizador, lo que tendría un costo de unos US$ 40 millones.

La compañía pondría a disposición de nuevos clientes 2,7 millones de m3/día, mientras que los 2,3 millones de m3/día serían para los actuales clientes. GNL Chile estaría ofreciendo contratos por 600 mil m3/día, por periodos menores a los contratos previos, que eran por 20 años.

Hasta ahora, el proceso para sumar nuevos usuarios para la capacidad adicional, una vez ampliado el terminal, cuenta sólo con la participación de GasValpo, la distribuidora de la V Región, iría por uno de estos contratos de 600 mil m3 día, por un periodo de 10 años.

Fuente: Diario Financiero

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Ministros de Energía y Minería se reúnen hoy con grandes mineras

>> 24 de julio de 2012



Fuente: El Mercurio

Una de las principales preocupaciones que existen en el sector minero es la falta del suministro de energía para sus futuras operaciones. Esto, considerando la ambiciosa cartera de proyectos por US$ 104 mil millones que tiene contemplado el rubro extractivo hacia el 2020, según datos de Cochilco.

A raíz de lo anterior, el Gobierno gestionó, hace más o menos dos semanas, una reunión con las grandes empresas mineras agrupadas en el Consejo Minero. De acuerdo con fuentes de Gobierno, hoy martes el ministro de Energía, Jorge Bunster, en compañía del titular de la cartera minera, Hernán de Solminihac, visitarán las dependencias del Consejo para sostener una cita con los principales ejecutivos de las compañías del rubro.

Desde las empresas ya confirmaron su asistencia el presidente ejecutivo de Codelco, Thomas Keller; la vicepresidenta de asuntos externos de BHP Billiton, María Olivia Recart; el vicepresidente de asuntos corporativos de Anglo American, Felipe Purcell. También acudiría el presidente del directorio de Antofagasta Minerals, Jean Paul Luksic, además del presidente ejecutivo del gremio minero, Joaquín Villarino.

De acuerdo con fuentes de Gobierno, la intención de los ministros de Energía y Minería es entregar una señal de tranquilidad al sector ante las dificultades que están teniendo las mineras para acceder a contratos de suministro eléctrico a precios competitivos.

Entre las materias que abordarían en la cita figuran los detalles de la carretera eléctrica pública que presentará el Gobierno en agosto de este año. También se abordará la unión entre el Sistema Interconectado Central (SIC) y el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), proyecto que les permitirá a las mineras contar con una mayor seguridad y oferta de suministro energético proveniente desde el centro y sur del país.

Además -señalan desde el Gobierno-, se comentarán las propuestas en las que trabaja el Ministerio de Energía para potenciar el desarrollo de Energías Renovables No Convencionales (ERNC), tecnologías que cada vez están siendo más utilizadas por la industria.

A esto se suma la preocupación que existe entre las firmas respecto de los problemas que están enfrentando los proyectos eléctricos para recibir el visto bueno para su construcción. Ejemplo de lo anterior es el fallo de la Corte de Apelaciones de Antofagasta que acogió un recurso de protección en contra de la central Castilla (2.100 MW), en la III Región. Esta resolución actualmente está siendo revisada por la Corte Suprema. Otra de las iniciativas con problemas es Punta Alcalde (740 MW), en la III Región, luego de que la Comisión de Evaluación Ambiental (CEA) decidiera rechazar el proyecto. Dicha resolución será analizada este año por el comité de ministros.

Fuente: El Mercurio

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Estados Unidos estrena la primera planta solar-geotérmica del mundo

>> 23 de julio de 2012


Fuente: E-Verde

Enel Green Power gestionará la primera planta de producción energética solar-geotérmica del mundo. Se trata de un proyecto que aprovecha las tecnologías más innovadoras para combinar la energía solar y la geotérmica y producir energía suficiente para 50.000 hogares. Aunque la planta, en Fallon (Nevada, Estados Unidos), está construida desde mayo, será ahora cuando se ponga en funcionamiento.

La combinación de ambas energías hará que se contrarrestren sus debilidades: gracias a la energía geotérmica, la planta podrá funcionar durante la noche o independientemente del clima; y la producción se incrementará durante el día gracias a la energía solar.

Con éste y otros proyectos, Nevada pretende alcanzar el objetivo de producir el 25% de su energía a partir de fuentes renovables para 2025. De hecho, el norte del estado ya roza esta cifra, con un 24% de la producción energética procedente de fuentes renovables, mientras que la media estatal todavía se sitúa en el 13%.

Fuente - imagen: E-Verde

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El precio es el ‘gran reto’ del coche eléctrico


El director del Instituto Universitario de Investigación del Automóvil de la Universidad Politécnica de Madrid (Insia-UPM), el catedrático Francisco Aparicio, señaló que la autonomía, directamente relacionada con las baterías, y el precio, todavía elevado, son los desafíos pendientes del vehículo eléctrico.

   Aparicio, durante su intervención en un curso de verano de la UPM celebrado en el Real Sitio de San Ildefonso (Segovia), indicó que la autonomía, normalmente inferior a 100 kilómetros, obligaría a muchos usuarios de este tipo de vehículos, con necesidad de hacer desplazamientos interurbanos, a tener dos coches.

   Por ello, señaló la necesidad de fabricar baterías con características que todavía no se han logrado, como es el caso de la densidad de energía acumulada, que condiciona mucho ese factor, así como de incrementar el número de ciclos de recarga que admiten, cuestión que según este experto genera recelos en los usuarios, que desconocen cuánto tiempo va a durar la batería instalada en el vehículo.

   Para el director del Insia, el coste es otro de los retos del eléctrico, ya que es aún alto para que los ciudadanos puedan apostar con normalidad por adquirirlo. "Su precio tiene que reducirse y para ello el precio de la batería también debe hacerlo", manifestó en una entrevista remitida por la UPM a Europa Press.

   A éste, sumó además la necesidad de aumentar el número de puntos para recargar y de habilitar sistemas específicos que puedan soportar las intensidades necesarias para llenar la carga.

   Aunque la recarga nocturna podría durar entre seis y ocho horas, lo cual no genera problemas importantes, Aparicio subrayó que es preciso contar con puntos de recarga rápida y que ello introduce complicaciones técnicas y económicas mayores, aunque con solución en la actualidad.

"En cualquier caso, es necesario que haya una buena red disponible para los usuarios. Se está pensando en establecer redes inteligentes de puntos de recarga, de manera que se pueda establecer la hora en la que el usuario necesita tener recargada su batería para que sea la propia red la que administre las demandas establecidas por los conductores, optimizando el uso de la misma", explicó.

El catedrático matizó que el sistema tendería a distribuir las recargas en horas valle para ganar en eficiencia energética y consumir la máxima cantidad de energía obtenida de fuentes renovables como la eólica.

La demanda y la red

Francisco Aparicio destacó por otra parte que si se lleva la recarga a las horas valle, se podrían llenar millones de vehículos sin comprometer el suministro para otros usos ni incrementar la capacidad instalada. En la actualidad, de acuerdo con sus datos, un millón de coches eléctricos sólo demandarían un uno por ciento de la producción disponible de energía eléctrica.

De cualquier forma, este especialista reconoció que el vehículo puramente eléctrico tardará un tiempo en generalizarse. En los próximos años, según dijo, lo previsible es que se produzca una incorporación paulatina y relativamente lenta de flotas para el transporte en ciudad.

"Aún tardaremos al menos una década en ver su uso en una proporción apreciable, salvo que los fabricantes de baterías introduzcan mejoras significativas. Su mayor desarrollo también estará muy condicionado por las decisiones políticas que se adopten en este sentido; por ejemplo, si las ciudades impusiesen que los repartos de mercancías se tuvieran que hacer con vehículos de cero emisión, por las zonas céntricas, se estaría dando un impulso muy importante al desarrollo de estos vehículos", aseveró.

El curso de verano de la UPM, bajo el título 'Vehículos eléctricos: avances tecnológicos y retos' y con la dirección del propio Aparicio, abordó los retos que plantea la introducción en el mercado de este tipo de automóviles.

Fuente imagen: Ecoticias

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Chapiquiña genera 10,2 MW de potencia directa para el SING


Fuente: Sustentare

La Central Hidroeléctrica Chapiquiña (ch`apikiña: cama de espinas, según traducción del aymará), está ubicada a 120 kilómetros al oriente de Arica, sobre los 3.300 metros sobre el nivel del mar (msnm), en la provincia de Parinacota. Sus instalaciones aprovechan las aguas del canal Lauca, captadas por la Dirección de Obras Hiráulicas (DOH) en la laguna de Cotocotani, mediante un canal de aducción de 28 kilómetros de extensión, recurso que posteriormente llega a Chapiquiña y tras una caída de 1.000 metros de altura, permite la generación de 10,2 MW que son inyectados al Sistema Interconectado del Norte Grande (SING). Además, sus tuberías permiten regular las aguas de riego al valle de Azapa, porque evita que estas se filtren en las quebradas.

El jefe de centrales de E-CL en Arica, Ricardo Peters, señal a Revista ELECTRICIDAD que “Chapiquiña fue construida en 1967 y desde ese entonces ha estado estrechamente vinculada a las comunidades que viven en la provincia de Parinacota, entregando trabajo, electricidad a 16 poblados y contribuyendo a arborizar la zona y recuperar especies en peligro de extinción, o sea una instalación amigable con el medioambiente”.

Agrega que “nosotros operamos con dos turbinas Pelton de 5,1 MW cada una. Con respecto al flujo de las aguas de la laguna Cotacotani, éstas son conducidas por el canal Lauca y los túneles de la DOH y de E-CL, las llegan finalmente a la chimenea de equilibrio, comenzando así a nacer la generación eléctrica. Las aguas del canal Lauca luego riegan el Valle de Azapa”, precisa Peters.

Además, y tras conocer de especies endémicas en esta zona altiplánica que están en peligro de extinción, E-CL se ha abocado al trabajo de repoblamiento del bosque nativo, especialmente de los bosques de queñoa precordillerana, beneficiando a aves que anidan en sus ramas y contribuyendo al régimen de precipitaciones con el consiguiente equilibrio hídrico.

Reforestación Chapiquiña

Con el fin de contribuir al repoblamiento del bosque de queñoas en la precordillera de la provincia de Parinacota, es que la compañía comenzó este mes con el traspaso de 1.250 ejemplares de la especie a una llanura ubicada al interior de los terrenos de la Central Hidroeléctrica Chapiquiña.

La queñoa precordillerana se encuentra en la categoría de conservación “En Peligro de Extinción”, por lo que la empresa tomó la determinación de trabajar en su preservación. Para ello se habilitó un vivero donde se establecieron semillas y tras una viverización de más de un año, hoy las plantas obtenidas se encuentran en condiciones de ser plantadas. El manejo de esta área es parte de un Plan de Manejo de Preservación, presentado por la Empresa a la Corporación Nacional Forestal (Conaf).

En este sentido, Peters, señala que “como empresa hidroeléctrica convivimos con la naturaleza, la respetamos y la cuidamos, por ende coordinamos y nos asesoramos técnicamente con la Conaf para el repoblamiento de las queñoas al interior de Chapiquiña, porque aquí tenemos la posibilidad de preservarlas en el tiempo y evitar su tala si las plantamos en cualquier lugar de público acceso”, detalló.

A juicio de Peters, recuperar este bosque nativo implicará amplios beneficios al ecosistema precordillerano de la región, “porque recuperamos espacios para que las aves aniden y se desarrollen otras especies.

Agrega que “fue muy interesante ver el proceso en vivero de esta especie arbórea nativa de la región, con el establecimiento en almácigo de pequeñas cantidades de hojarascas, donde se sabía que había semillas. Luego de tres meses, cuando ya emergieron las plantas, se traspasaron a bolsas en platabandas y ahí se mantuvieron hasta este verano lluvioso en que se dieron todas las condiciones para llevarlas a terrenos e iniciar el enriquecimiento de estas áreas, con el apoyo de personal especialmente preparados para la conservación de los ejemplares”.

En tanto Héctor Peñaranda, director regional de Conaf destaca que “lo más significativo de este trabajo, es que está enfocado en la queñoa precordillerana, una especie “En Peligro de Extinción”, por tanto esperamos que este aporte trascienda a las futuras generaciones”.

El proyecto de E-CL busca aumentar la cobertura vegetal en un sector que ya posee queñoas de manera natural. Si bien no se trata de una gran extensión de cultivos —sólo dos hectáreas— es un paso para proteger el valor patrimonial de la especie ubicada a más de 3.000 msnm. La queñoa es una especie ampliamente utilizada en décadas pasadas para la obtención de leña, madera y carbón.

La iniciativa fue seleccionada en 2011 por la Conaf quienes aprobaron por primera vez en la Región de Arica y Parinacota, un proyecto adscrito al Concurso Nacional de Conservación, Recuperación y Manejo Sustentable de Bosque Nativo.

Las instalaciones de Chapiquiña también cuentan con un estanque de regulación, que permite mantener un caudal constante hacia el Valle de Azapa, incluso ante cortes de suministro de agua en el canal Lauca.

Formación de brigadistas

Gracias a un convenio entre E-CL y Conaf, que busca recuperar especies nativas en Chapiquiña, es que un experto en manejo de fuego de la entidad gubernamental a nivel nacional, llegó recientemente hasta el interior de la Región de Arica y Parinacota para formar a los primeros brigadistas contra incendios forestales de la zona.

Se trata de trabajadores de la Central Hidroeléctrica Chapiquiña, Conaf Regional y Carabineros del retén fronterizo, quienes recibieron conocimientos en técnicas de combate del fuego e incluso atención de personas heridas.

Jorge Arriagada, asistente de operaciones del Departamento de Manejo del Fuego de Conaf Región Metropolitana, explica que la capacitación, teórica y práctica, se centró en cómo proteger del fuego especies como las cactáceas raras o nativas y la queñoa, ambas en procesos de reforestación.

Fuente: Sustentare

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50 vecinos de Totoral ponen en jaque al mayor proyecto eléctrico del norte


Las tres de la tarde, y no hay ni un alma en las dos calles que tiene Totoral. La gente se guarda del agobiante sol. Esta semana están recogiendo aceitunas y haciendo dulce de membrillo. Cuesta creer que este pueblo con una escuela de una decena de alumnos tenga en jaque al megaproyecto eléctrico Central Castilla, de MPX Energía, que supone una inversión de US$ 5 mil millones.

De todos los que han dado batallas judiciales contra la iniciativa del brasileño Eike Batista, Totoral es el único que se ha negado siempre a negociar.

La zona aledaña (ver mapa) a la iniciativa es un hervidero de intrigas. Si bien el proyecto obtuvo su permiso ambiental en marzo de 2011, desde entonces ha tenido un difícil camino judicial. Hay familias que se han quebrado porque algunos miembros quieren negociar con la empresa y otros no.

Hay personas de Totoral que han buscado "pasarse" al lado de otros actores -pescadores o algueros-, para poder recibir compensaciones. Incluso, señala Fresia Araya, presidenta de la junta de vecinos de este pueblo, algunos pobladores fueron "expulsados" de la organización por querer negociar con la empresa.

Todas las partes en conflictos se verán las caras este martes 24 de julio, a las 13 horas, en la Tercera Sala de la Corte Suprema en Santiago. El juez Sergio Muñoz los llamó a una conciliación, y esta semana verá si hay acuerdo entre las partes o no. Hoy, cerca del 80% de los involucrados están dispuestos a negociar. Los únicos que no, son los vecinos de Totoral. En la junta de vecinos hay 114 inscritos y son 50 los que se oponen al proyecto. "No queremos la central, no queremos contaminación y no vamos a negociar. ¿Le queda claro?", dice Fresia Araya, la dirigenta que es artesana de la totora y que vive en el pueblo con dos nietas de siete y ocho años. Esta organización es asesorada por Álvaro Toro, vinculado a la ONG Observatorio Latinoamericano de Conflictos Ambientales.

Con acuerdo unánime, parcial o sin consenso, es aquella sala de la Suprema la que decidirá el destino final de la eléctrica, la mayor inversión en el sector después de HidroAysén y clave para el abastecimiento de la zona, hoy en plena expansión minera.

Juan Carlos Morales, un estudiante de Derecho que actúa como vocero de la localidad y que es el nieto de la vicepresidenta de la junta de vecinos, cuenta que Totoral vive de la artesanía de totora y brea, además de la agricultura. Hay un incipiente turismo. "El conflicto ha logrado que el pueblo se dé a conocer y que la actividad turística sea una nueva fuente de ingresos", admite.

De todos los actores que recurrieron a la justicia para oponerse a la Central Castilla, los pobladores de Totoral son los que están más lejos de la planta y no viven de la pesca ni de las algas, como los otros. Totoral está a 25 kilómetros de donde se hará la termoeléctrica, casi la misma distancia de la que está Zapallar de la Central Ventanas. Es una comunidad formada por pocas familias y muchas de ellas están ligadas. "Aquí, o eres Morales o eres Araya; son dos las familias más numerosas de Totoral", dice Juan Carlos Morales.

En la zona, los ánimos están más que caldeados. Los intereses son muy distintos. Durante la evaluación ambiental, la empresa MPX alcanzó un acuerdo con la familia Domínguez y con pescadores de Bahía Chascos y Pajonales, quienes incluso hoy ayudan en algunas labores relacionadas con el proyecto. Con los pescadores hay acuerdos de becas de estudio de 10 años para los hijos, ayudas en infraestructura como camionetas o embarcaderos, y en el caso concreto de Pajonales, se llegó al compromiso de ceder un terreno en el área costera, dado que muchos de ellos viven "en tomas".

Si se cuantifica el acuerdo, es el equivalente a que cada poblador de la zona hubiera logrado $8,7 millones.

Esta es la misma suma que la empresa de Eike Batista ofrece al resto de los reclamantes. ¿Quiénes son éstos? Hay, por una parte, 43 algueros de Bahía Chascos, representados por el abogado Lorenzo Soto, que plantean que de hacerse la termoeléctrica deben haber mitigaciones ambientales, un seguro en caso de cualquier accidente que dañe el entorno, y una compensación monetaria para ellos. Los recolectores de algas señalan que al año facturan $300 millones.

Otros 100 pescadores que no están allí, sino que en un área más amplia entre Punta Cachos y Caldera, son asesorados por los abogados Ignacio Poblete y Cristián Tapia, vinculados a la multisindical pesquera Conapach. "Estamos 'por escuchar' las propuestas, siempre y cuando se haga el puerto Castilla y no la central termoeléctrica", dice Ignacio Poblete. Aun así, este abogado señala que si la empresa de Batista quiere hacer la termoeléctrica, es esencial que "se instalen sistemas que disminuyan los impactos al mar, como las torres de enfriamiento". Pero la empresa no quiere tales equipos y aduce un efecto contraproducente: el agua se devuelve al mar más caliente, suben las emisiones contaminantes y produce sal, dañando la flora y la fauna.

Lo que ofrece la empresa de Eike Batista

La empresa MPX Energía presentó en junio ante la Suprema una propuesta que incluye el retiro de una unidad de diésel de 127 megawatts (MW), que implica una inversión de US$ 80 millones, más otras mejoras ambientales, como mayores filtros y ductos más profundos. En compensaciones sociales, al fondo de desarrollo regional de unos US$ 50 millones ya previsto se suma un fondo de desarrollo local de 0,25% del costo total del proyecto, destinado a las comunidades directamente afectadas. Esto es, US$ 8 millones adicionales. Con estos nuevos cambios, el costo de esta propuesta llega a US$ 17,4 millones.

Fuente: El Mercurio

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Estudio calcula costos por retraso de principales proyectos eléctricos


Fuente: Revista Electricidad - El Mercurio

La alta oposición que enfrentan los proyectos eléctricos en el país llevó al Ministerio de Energía a cuantificar el valor económico que implica para el sector energético que iniciativas de generación como HidroAysén, Castilla, Alto Maipo o Campiche retrasen en un año su puesta en marcha.

El estudio adjudicado por la mencionada cartera a la Fundación Facultad de Derecho de la Universidad de Chile se titula "Análisis de casos de recursos administrativos y judiciales relacionado con la tramitación de permisos para proyectos del sector eléctrico y sus efectos en las inversiones del sector energía". El informe determina que el retraso de las iniciativas que han enfrentado una mayor oposición por parte de terceros generaría un alto costo económico al Sistema Interconectado Central (SIC) si se demoran un año. Este lapso, contado desde la fecha que estimó la Comisión Nacional de Energía (CNE) para las primeras inyecciones de electricidad de estas centrales.

Así, el estudio señala -tomando como base de cálculo el valor económico presente de las distintas tecnologías y estimando los costos en un horizonte que se extiende hasta el 2030- que el retraso de proyectos como HidroAysén le podrían generar un costo de hasta US$ 388 millones al SIC. La puesta en marcha de la primera unidad de esta iniciativa está planificada para 2022.

Mientras que si Castilla, perteneciente a MPX y E.ON, no comienza a inyectar energía entre 2019 y 2020, el mayor costo para el sistema sería por hasta US$ 54 millones. Otra de las centrales emblemáticas, cuya demora podría afectar al SIC es Alto Maipo de AES Gener.

En este caso el impacto se elevaría a US$ 106 millones.

Las extensiones de plazos afectarían directamente los costos marginales -precio de la electricidad en el mercado spot que se determina por la unidad menos eficiente que despacha energía y que afecta directamente a los clientes libres-, pues habría una menor oferta de energía de centrales hidroeléctricas y carboneras. Estas son las tecnologías más económicas.

Según Pilar Moraga, académica de la Facultad de Derecho de la Universidad de Chile y especialista a cargo del estudio, estos montos son preocupantes. Agrega que el estudio deja de manifiesto las deficiencias que tiene la regulación ambiental.

Por su parte, el gerente general de la Asociación de generadoras de Chile, René Muga, añade que el aumento de los valores de la operación del sistema también afectaría la economía por los puestos de trabajo que no se generan al no concretarse los proyectos. A su vez, porque el país no cuenta con costos energéticos competitivos, respecto de otras economías.

La académica destaca que una de las conclusiones del estudio revela la necesidad de entregar una mayor certeza jurídica en torno al convenio 169 de la OIT, relativo a materias de pueblos indígenas que se vean afectados por proyectos. Esto, agrega, porque parte de los procesos judiciales que enfrentan las compañías se originan en la falta de reglamentación de este artículo.

El estudio también detecta una falta de definición en la legislación ambiental en torno a la determinación de las zonas de influencia de los proyectos eléctricos. "Este tipo de puntos se presta para la interpretación y ambigüedades sobre los efectos que tendrán iniciativas a la hora de ser cuestionadas por terceros", finaliza.

Fuente: Revista Electricidad - El Mercurio

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Colbún: "Se está dando la discusión para que las cosas funcionen"


Fuente: La Tercera

Por un buen camino van las políticas energéticas que el gobierno ha anunciado en las últimas semanas. Esa es la percepción que tiene el gerente general de Colbún, Ignacio Cruz. El tema no es menor para la eléctrica de la familia Matte. A fines de mayo, el directorio de la generadora Colbún decidió suspender indefinidamente los estudios para la línea de transmisión para HidroAysén, uno de sus principales proyectos y donde es socia de Endesa. El argumento fue que no existía un marco legal adecuado para su desarrollo.

La polémica quedó instalada, y a poco más de un mes y medio de ese episodio, el gobierno ya anunció que en agosto ingresará al Parlamento el proyecto de la carretera eléctrica. Ante esto, Cruz señaló que la discusión que se está dando entre los actores eléctricos y el gobierno para buscar mecanismo que permitan destrabar las inversiones van por buen camino. “(En el sector eléctrico) se esta dando la discusión que se tiene que dar para que las cosas funcionen. Lo que está pasando es lo que tiene que pasar. Se están haciendo las discusiones que corresponden y eso va a llegar a buen puerto en algún momento”, dijo.

El ejecutivo indica que los avances presentados por el gobierno respecto de la carretera eléctrica, como la posible inclusión en el proyecto de la interconexión entre los principales sistemas eléctricos, el SIC y Sing, y su extensión a Aysén, entre otras, muestran la voluntad de la autoridad energética de avanzar en una solución a los problemas que preocupan a la industria.

“Es muy positivo todo lo que se está trabajando, avanzar es siempre positivo. El gobierno tiene toda la intención de hacerlo, y no sólo ellos, el sector eléctrico también. Hay gran preocupación y esa preocupación se está traduciendo en acciones”, señaló.

Cruz, que se hizo cargo de la gerencia general de Colbún a fines de abril, indicó que entre los planes inmediatos de la firma está el poner en operación comercial la central carbonera Santa María (Coronel, 370 Mw), la que ha sufrido retrasos por problemas con la firma constructora y los efectos del terremoto de febrero de 2010.

“Haciendo los fine tunning que corresponden, como toda puesta en marcha, tiene períodos de pruebas que hay que ser rigurosos en seguirlos para poder afinar bien los sistemas de operación. Estamos pensando en que entre en operación a fines de este mes, ahí vamos a terminar nuestro período de puesta en marcha y poder entregarla al CDEC”, dijo.

Señaló que, pese a las lluvias, la compañía espera que la central tenga un alto nivel de despacho en el SIC, y que contribuirá a bajar el costo marginal. “Sin duda, ayudará a bajar los costos, igual que cualquier otra operación importante, aunque en este momento tenemos suficiente agua como para funcionar, pero Santa María debiera ser una central que esté despachada la mayor parte del tiempo, al menos que tengamos una hidrología muy favorable”, dijo.

Fuente: La Tercera

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España: empresas de energía inician campaña contra impuesto al sector


Fuente: La Tercera

Las compañías de servicios públicos de España comenzaron una campaña de último minuto en contra de la arrolladora ronda de impuestos que sería aplicada al sector energético del país a fin de mes. Es probable que España, que prepara una reforma para reducir el déficit de más de 24 mil millones de euros, provocados por la diferencia entre los precios de consumo y los costos de generación, anuncie un impuesto del 4% para la mayoría de las fuentes energéticas. Jugada que, según eléctricas, acabará con sus ganancias netas combinadas.

En una carta al primer ministro Mariano Rajoy -a la que Financial Times tuvo acceso-, los presidentes de Iberdrola, Gas Natural y Endesa: Ignacio Sánchez Galán, Salvador Gabarró y Borja Prado, respectivamente, solicitan una reunión urgente con el primer ministro. Advierten que la reforma dejará sus ganancias futuras en España en “cero o incluso en cifras negativas”.

El mercado energético de España disfrutó de grandes subsidios estatales para los productores de energías renovables en la década pasada. Gracias a esto, España se transformó en uno de los líderes europeos en materia de tecnología renovable, al tiempo que dejaba a la industria dependiente de los grandes subsidios. Con esta reforma, estos se verían seriamente reducidos o erradicados. La medida ha sido retrasada en varias ocasiones por la presión de las empresas y por un gobierno preocupado de las consecuencias políticas de forzar el alza de precios a consumidores. Para los operadores de energías renovables, cualquier reducción a los subsidios provocaría que sus inversiones dejaran de ser rentables, y constituiría una violación retroactiva en la regulación. Servicios públicos tradicionales dicen que la estructura de la reforma sancionará proporcionalmente más a productores de electricidad y de gas que a sectores como la energía solar.

Expertos comparten la visión de que el mayor impacto se verá en las ganancias. Analistas de Cheuvreux indicaron este mes que Gas Natural y Acciona, el grupo de la construcción que tiene grandes inversiones en energías renovables, sufrirán el mayor impacto.

El caso de Acciona es revelador respecto de la “seguridad jurídica para invertir en España”, escribieron. “Eres un jugador establecido y respetuoso de las leyes, y una ley de impuestos llega a tu escritorio arrasando con la mitad de tus ganancias. Esto no augura nada positivo para el apetito de la inversión extranjera en España”.

Este mes, un grupo de 13 inversionistas extranjeros en proyectos de energía renovable en España, incluyendo a los fondos de capital privado KKR y HgCapital, enviaron cartas para presionar a Rajoy; al primer ministro de Reino Unido, David Cameron, y a la Comisión Europea. Dicen que el corte del subsidio dañaría la imagen de España y amenazaría la salud del sector renovable en Europa. Desde febrero, las acciones de Iberdrola han caído 32% y las de Gas Natural, un 24 %.

Fuente: La Tercera

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Empresas más Respetadas: 10 protagonistas pasan revista a la crisis energética y el clima antiempresas


Fuente: Revista Electricidad - La Segunda

Crisis energetica: "El día que al gobierno de turno le toque el blackout, será demasiado tarde"

Parodi: Me preocupa mucho lo del sistema eléctrico, que en los 90 fue nuestra fortaleza. Si recuerdan, entre el 93 y el 95 los chilenos exportamos este sistema, y hoy estamos en crisis porque no sabemos qué queremos como país. Ahí si que hay un debate pendiente que, por la longitud en el trámite de los proyectos, escapa a cualquier gobierno. A este gobierno le tocó la "papa caliente", pero desde el 98 que estamos a tumbos con esta industria.

Hoy vemos como Enersis está dejando caer Edesur en Argentina, y aquí no puede pasar lo mismo. El día que al gobierno de turno le toque el blackout, ahí será demasiado tarde. Debe buscarse un consenso país, es una decisión global que escapa de las autoridades. El sector privado y público tienen que ponerse de acuerdo en qué sistema queremos, porque en dos años más esto hará crisis sí o sí.

-¿Quién debe impulsar ese consenso? 


Parodi: Tiene que ser algo que validen los actores políticos y de la industria, pero sacar al gobierno, porque si vamos a presenciar el bochorno que estamos presenciando con el salario mínimo... Esto es algo que es suprapartidos, hay que ponerse de acuerdo en qué es lo que de verdad queremos. Aquí echo de menos a los "hombres buenos" de cada uno de los sectores que digan "esto es". Me extraña que no haya liderazgos, y eso pasa porque nadie quiere decir que es necesario hacer más centrales a carbón y más líneas de transmisión porque de lo contrario nos quedaremos a oscuras. Esto tiene que ser un acuerdo nacional de esos que nos hacen falta hoy. Si no hubiera llovido en junio, estaríamos a meses de un blackout. Pagamos la energía más cara de Latinoamérica por lejos y eso, ¿hasta cuándo lo seguiremos discutiendo?

Silva: El otro día salió una columna de Juan Eduardo Errázuriz de una crudeza y valentía... Decía que si Codelco pagara precios de mercado internacional en la energía que consume para el cobre, se ahorrarían US$500 millones al año. O sea, por la indecisión de las autoridades y las presiones políticas, estamos haciendo que la energía sea más cara y sucia. Antes de las lluvias, las centrales que estaban produciendo en el sur lo hacían a puro petróleo, que es lo más contaminante.

Larraín: No veo que esto lo pueda hacer el sector privado, habría que revisar es rol del gobierno en estos temas. Déjenme contarles mi experiencia con la reforma previsional en la que me tocó participar. Lo que denominan la comisión Marcel es solamente el resultado de los esfuerzos que hicimos en el gobierno de Lagos. El documento de la comisión es básicamente lo que habíamos hecho en la superintendencia de AFP durante 3 años, en los que nos sentábamos, desde Manuel Riesco en Cenda, hasta la gente de Libertad y Desarrollo en reuniones periódicas, donde fuimos discutiendo tópico por tópico. Se fueron limando, acotando y cuando vino la comisión, se convocó más o menos a la misma gente, se utilizaron los mismos documentos y se llegó a la propuesta.

Entonces, independiente de que los gobiernos sean cortos, hay un deber que es ineludible del Estado, que es conducir esta discusión. Acá hay organismos técnicos, hay una comisión de energía, no veo cómo no puede impulsarse algún tipo de diálogo entre todas las partes involucradas.

Clima antiempresas: "Este discurso del lucro fue como un torpedo muy bien lanzado" 

Méndez: En el último año ha habido un cambio ideológico en la actitud de los chilenos con respecto al modelo económico. Las empresas y los empresarios eran verdaderos ídolos o modelos para la juventud, pero este discurso del lucro fue como un torpedo muy bien lanzado. Hoy es menos legítimo el lucro, no sólo en educación, sino que en todas las áreas: salud, empresas, bancos.

-La industria bancaria tuvo un "bajón" importante en la encuesta. ¿Por qué creen que hay este castigo?
Silva: En el tema de los bancos nunca ha habido más expansión del crédito y bonanza económica. Nunca las tasas de interés habían estado tan competitivas, nunca más gente había comprado casas y pedido créditos de consumo.

Eyzaguirre: Los bancos son víctimas de lo que está pasando afuera. Hoy, cualquier institución que tenga por primer nombre "banco", cualquiera sea el apellido, cae en el saco de villano.

Fischer: Esta es una encuesta hecha a pares, a empresarios, directores y accionistas de empresas. En ese sentido, la sensación que me queda es que se premia el dinamismo, como el caso de Sonda o Concha y Toro, empresas que se escuchan haciendo cosas, que hacen más negocios, crecen, compran. Lo que sí me llama la atención es la mala imagen pública, en que los mismos encuestados se contagian con el ambiente exterior, y castigan a Agrosuper, a los bancos y a las empresas que están siendo cuestionadas.

Silva: ¿Cómo se combate? A todos nos ha llegado el mensaje de más transparencia, competencia, interacción con los clientes, entregar información confiable.

Eyzaguirre: Pero además de un trabajo individual de cada compañía, en el caso de los bancos, ¿tendría sentido que hubiera una cosa más gremial de validar el sistema? Pienso en lo que ocurrió hace cuatro años cuando fue cuestionado el sistema de AFP por la reforma. Se juntaron todos, hicieron una buena campaña para explicar las bondades del sistema y se logró algo.

Fischer: Yo no sé si provino de lo que hicieron las AFP, sino de la reforma impulsada por el gobierno, que se hizo y que validó el sistema. Porque quien explica se complica. No veo que sea tan fácil que sean las propias empresas las que puedan cambiar la imagen que se tiene de sí mismos.

Ostalé: El tema de las AFP es buen ejemplo de donde también podría haber visiones más ideologizadas, pero al final el gobierno, más que enfrentarlo desde la vereda de la desconfianza, lo hizo desde la vereda de la confianza y generó la comisión Marcel, se abordó bien y quedó claro que estaba bastante validado el sistema. Es lo que echo de menos de este gobierno, que muchas cosas las enfrenta desde la vereda de la desconfianza más que desde la vereda de la confianza, quizás, por temor a que lo tilden de cercano a los empresarios. Pero al final se terminan haciendo un flaco favor, porque termina siendo contraproducente para todas partes, porque se generan desconfianzas en los dos lados.

Baranda: Además de la transparencia, hay que trabajar mucho la coherencia y la consistencia. Cuando uno ve lo que le ocurrió a Sonda, cuando le cargaron los dados por el fracaso del Transantiago, Andrés Navarro dio la cara, dio entrevistas, fue consistente y coherente, y eso significó muchas dificultades, pero salió adelante.

Eso le ha costado caro al gobierno, que ha tenido mucha inestabilidad en los vínculos con los actores sociales. Al final las presiones o las encuestas han terminado conduciendo al gobierno y eso causa mucha tensión porque no tienes un proyecto. Esa inconsistencia ha llevado a tener muchos tropiezos. En el tema energético, por ejemplo, yo he sentido que se ha escondido la cara, porque eso implica a lo mejor una bajada en las encuestas, tensiones y dificultades. En el tema de la vivienda, la medición de la pobreza, son temas que se han ido dilatando hace tiempo, esa inconsistencia afecta.

Fischer: Hay un punto en que las empresas tienen que ser más cuidadosas, sobre todo aquellas que tienen mucha interacción con el público porque en esas es donde se percibe una asimetría en el poder de negociación. En el retail, la banca o las compañías telefónicas, la persona se siente muy pequeña frente al poder del otro, ahí se percibe que el poder es muy desbalanceado.

Las empresas no sólo tienen que hacer buenos negocios para sus accionistas y tratar bien a sus empleados y consumidores. El problema de Agrosuper, aunque es fácil criticar cuando las cosas ya han pasado, lo que se debió haber hecho es que cuando se encontró con el problema en septiembre y en noviembre no lo pudo resolver, decir: "sabe qué más, paro este asunto y le comunico a la gente".

Fuente: Revista Electricidad - La Segunda

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Keller: el país ha perdido competitividad y requiere de una definición en lapolítica energética

>> 20 de julio de 2012



Fuente: Diario Financiero

Sin rodeos. Así es como a casi dos meses de haber asumido como presidente ejecutivo de Codelco, Thomas Keller entra de lleno en el debate de la definición de la política energética que se discute actualmente en el país, y se refiere a la pérdida de competitividad que ha implicado para la minería, y específicamente para la estatal, el hecho de que al menos hasta 2018, los proyectos no vayan a tener acceso a costos de energía similar a otros países de Latinoamérica. A su juicio, el actual panorama podría significar, incluso, la pérdida del liderazgo mundial de la compañía.

-¿Cómo afecta a la minería los actuales niveles de costos de energía?


- Efectivamente, está siendo un grave problema para la minería en Chile, y eso es particularmente complicado en la tercera y cuarta región. En esas áreas no hay energía a costos competitivos para los nuevos proyectos y esa carencia implica, además, que en esas zonas tampoco se puede optar por agua desalada. Ninguno de los proyectos de generación eléctrica de la III y IV región se ha materializado, lo que afecta a todo el sistema. Tenemos un problema serio de costos en esa zona que sólo se resolverá cuando ingresen nuevas centrales en esas mismas regiones o se materialicen las ampliaciones del sistema de transmisión, esperadas hacia el 2018.

- ¿De qué forma se traduce esto en términos de competitividad?


- En materia de generación de energía, el país ha perdido competitividad, lo que podría afectar las inversiones. Por ejemplo, hoy un proyecto minero en Perú puede acceder a energía con un precio 50% más barato que en Chile. Se requiere de la definición de una política energética que nos permita contar con fuentes de energía suficientes para contribuir y potenciar el desarrollo del país.

- ¿Cuánto han subido los costos de operación por este concepto?


- El costo de la energía para Codelco ha subido en promedio 40% en los últimos cinco años, y ahora representa el 14% de los costos operacionales de la empresa. Esta fuerte alza es común a toda la industria minera y, como hemos dicho anteriormente, nos hace perder competitividad frente a otros países de la región. Sin energía segura y a precios competitivos, es muy difícil que podamos mantener nuestro liderazgo en la industria minera mundial y dificulta el desarrollo de nuevos proyectos.

- ¿Qué otros efectos se están viendo?


- El alto precio de la energía impacta directamente sobre otro gran problema de la industria minera, que es la falta de agua. Como prácticamente ya no existen nuevas fuentes de agua disponibles en la cordillera, distintos proyectos están considerando usar agua de mar desalinizada, pero su costo final es muy alto debido en gran parte a la energía necesaria para impulsar el agua desde el nivel del mar hasta la precordillera. En el caso del proyecto que estamos estudiando para Radomiro Tomic, dos tercios del costo de un litro de agua de mar desalada se explica por lo que se debe gastar en energía.

- ¿En algún momento se ha puesto en duda la exploración y explotación de nuevos yacimientos?


- En el caso de las exploraciones, la influencia del precio de la energía es muy baja y no se ven afectadas de ninguna manera. Tampoco hay riesgos de cierre de alguna operación actual de Codelco, aunque sin duda este factor disminuye sus rentabilidades. Claramente podríamos tener ganancias mayores, en beneficio de todos los chilenos, si tuviéramos un mercado eléctrico más competitivo. Además, existen proyectos mineros que están en riesgo producto de los precios de la energía y la falta de nuevas fuentes de generación. Esto es especialmente grave en la III región, que es parte del SIC, ya que en esa zona existe una severa restricción en las líneas de transmisión, la que sólo va a poder ser superada hacia el año 2018, a través de una nueva línea de transmisión que está impulsando el gobierno. Es decir, hasta esa fecha los proyectos no tendrán acceso a energía competitiva, aunque se construyan centrales en la zona central o en el sur del país.

- ¿Eso qué implica específicamente para Codelco?


- En nuestro caso, afecta directamente la viabilidad del proyecto San Antonio Óxidos, que está planificado para entrar en operaciones a finales del 2014 y que es clave para el futuro de la División Salvador. No tenemos claro cuáles van a ser los costos de energía que deberá enfrentar este proyecto pero, si no son competitivos, simplemente no se podrá realizar. Esto es muy grave, porque estamos hablando de un distrito minero que, en condiciones normales, puede seguir aportando recursos a la región y al país durante muchos años más.

- ¿Qué tan difícil es ahora seleccionar a los suministradores de energía para sus proyectos, considerando la alta judicialización?


- Hasta el momento, afortunadamente, no hemos enfrentado ese problema. Todas nuestras operaciones cuentan con suministro asegurado.



El real valor de las ERNC


- ¿Cuándo se cerrará la licitación para implementar el proyecto de energía solar en Gaby? 


- Esperamos cerrar la licitación para uso de calor solar en calentamiento de agua de procesos este mes.

- ¿Cuál podría ser el aporte real de esta iniciativa?


- Lo interesante de este proyecto es que el uso de calor solar resulta rentable y competitivo frente al petróleo diesel. Y, suponiendo un reemplazo del 100% del actual combustible utilizado, el uso de calor solar en Minera Gaby para calentamiento de agua implicaría una reducción anual de emisiones de 25 mil toneladas de CO2. Es decir, no sólo vamos a ahorrar recursos, si no también vamos a contribuir a disminuir nuestra huella de carbono.

- ¿Las ERNC son una alternativa para reemplazar centrales termo e hidroeléctricas? 


- En nuestra cartera de fuentes de energía, las ERNC son consideradas como complemento, ya que necesitamos tener seguridad a toda prueba en el suministro. Nuestras operaciones funcionan todos los días del año, durante las 24 horas, y es un requisito indispensable garantizar que siempre contaremos con energía en cantidad suficiente.

- ¿Entonces como se insertan dentro del abastecimiento que requiere Codelco?


- Nosotros estudiamos la incorporación progresiva de las ERNC según vayan aumentando en competitividad y confiabilidad. Junto con ello, estamos estudiando una contratación importante de energía renovable, principalmente para dar cumplimiento a la ley N° 20.057, que obliga a los generadores - pero que en definitiva es una obligación que se traspasa a los clientes libres como Codelco- a acreditar que un porcentaje de la energía que consume se genera a partir de fuentes renovables.

- ¿Cuáles son los principales objetivos del plan de eficiencia energética de la compañía?


- La eficiencia energética forma parte del sistema de gestión de energía de Codelco. La meta para 2012 es disminuir en un 0,5% el consumo de energía por unidad de producción, con respecto al presupuesto.

- ¿A cuánto podría ascender el ahorro por este plan?


- Si logramos este objetivo, podríamos ahorrar unos US$ 5 millones. La principal medida para ello es el seguimiento del desempeño energético de las divisiones, con reportes mensuales y comités operativos en cada centro de trabajo. Además, desde 2006 existe una norma de eficiencia energética que debe ser aplicada en los proyectos de inversión, y que establece que el consumo de energía debe ser un factor importante a considerar cuando se define el diseño de los proyectos y equipos. Este año vamos a actualizar esta normativa, de modo de incorporar las modificaciones recomendadas a partir de su aplicación. Durante 2011, el consumo total de energía de Codelco alcanzó los 45 Petajoule (PJ), equivalente a 12,5 millones de MWh, con un costo asociado de US$ 1.036 millones.

- ¿Volverán a presentar una consulta, esta vez contenciosa, ante el Tribunal de la Libre Competencia, por los contratos de GNL Mejillones? 


- El peritaje está en curso, por lo que tenemos que esperar los resultados de ese proceso, antes de analizar los próximos pasos a seguir.

Fuente: Diario Financiero

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