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.

El Plan Nacional de Acción post-Fukushima recomienda reevaluar el tamaño de las zonas de emergencia nuclear

>> 28 de diciembre de 2012

Fuente: EFE Verde

Actualmente el Plan Básico de Emergencia Nuclear (PLABEN) establece diversas zonas de planificación de emergencia: una zona 1 o zona de medidas protectoras urgentes (entre 1 y 10 kilómetros) y otra de medias protectoras a largo plazo (de 30 km), señala el documento.

"Es necesario volver a evaluar el tamaño de estas zonas a la luz de la experiencia de Fukushima, con el fin de determinar la idoneidad de posibles modificaciones para permitir una planificación y preparación más realista".

También recoge la revisión de algunas acciones de la fase de intervención urgente, como en el caso de evacuación, para el que propone considerar la oportunidad de adoptar un criterio escalonado. Esto -explica- supondría apartarse del criterio actual del PLABEN que establece la evacuación en la dirección del viento.

En su plan, el CSN recuerda además que el actual Plan Básico de Emergencia contempla la existencia de instalaciones de descontaminación y clasificación, (ECD) adonde las personas evacuadas se dirigirían después de la evacuación, trasladándose posteriormente a los centros de refugio y albergue una vez completados el análisis y la descontaminación.

El emplazamiento de estas ECD no está muy lejos de la central, señala el CSN, por lo que "posiblemente quedasen contaminadas en el caso de un accidente de gran envergadura"; además, estas instalaciones "son relativamente pequeñas, por lo que la capacidad de analizar un elevado número de personas es limitada".

Por consiguiente, a la luz de la experiencia de Fukushima, admite el CSN, se va a reevaluar la oportunidad de modificar este proceso de análisis para que se pueda llevar a cabo directamente en los centros de refugio y albergue.

Además de estos puntos, el CSN considera dos aspectos adicionales de mejora: mejoras en la vigilancia radiológica medioambiental durante una emergencia y mejoras en la red privada virtual que soporta las comunicaciones entre los diferentes centros de respuesta de emergencia (incluye la consideración de medios de comunicación alternativos por si dicha VPN quedara no disponible).

El Plan de Acción Nacional Español de seguimiento post-Fukushima, fue aprobado por el Pleno del Consejo en su reunión de 19 de diciembre de 2012 y remitido hoy a la Comisión Europea, explica, en un comunicado, el máximo organismo español en materia de seguridad y protección radiológica.
El documento, que también ha sido remitido al Congreso de los Diputados, recoge las acciones que se están ejecutando o previstas hasta 2016 en España a raíz del accidente de Fukushima.

Dicho plan incluye las conclusiones de las pruebas de resistencia a las instalaciones nucleares (realizadas entre junio y diciembre de 2011) y las recomendaciones emanadas de las revisiones entre pares del Grupo Europeo de Reguladores de Seguridad Nuclear (ENSREG).

Fuente: EFE Verde

Read more...

Experto mundial de energía viene a Chile a reunirse con Piñera y el sector privado

Fuente: El Mercurio



Uno de los mayores referentes en temas energéticos de Estados Unidos (el académico del MIT Ernest Moniz) visitará Chile en enero próximo para sostener reuniones con el Presidente Sebastián Piñera; el ministro del ramo, Jorge Bunster, y con distintos actores del sector privado y universitario.

Moniz está a cargo del MIT Energy Iniciative, instancia creada para estudiar las problemáticas de este sector, que la misma universidad estadounidense definió como su principal foco de investigación.
La visita del académico -mencionado como uno de los más firmes candidatos para asumir la cartera de Energía de la nueva administración de Obama, que se inicia el 21 de enero- fue gestionada en octubre pasado por el embajador chileno en Estados Unidos, Felipe Bulnes, y el profesor emérito del MIT, Arnoldo Hax.

La llegada de Moniz se inserta en el acuerdo de cooperación suscrito entre Chile y Massachussets en 2011, que tiene como prioridades la educación, la biotecnología y la energía.

Bulnes aseguró que la visita del experto mundial será una oportunidad para conocer, de primera fuente, una visión integral sobre los dilemas y desafíos de la energía a nivel global. Recordó también que con ésta se cumple el objetivo de los acuerdos como el suscrito con Massachussets, ya que permiten traer a Chile a especialistas de primerísimo nivel. "El objetivo es ése: traer la frontera del conocimiento a nuestro país", comentó el embajador.

Moniz estará en Chile entre el 9 y el 11 de enero. En su agenda, además de las reuniones con autoridades, está una exposición inserta en los Diálogos Bicentenario, y un encuentro organizado por Icare, el Club MIT, y las universidades Católica y Adolfo Ibáñez. No se descarta que la visita de Moniz pudiera conducir a una alianza o asesoría futura para el sector energético chileno.

Fuente: El Mercurio

Read more...

Costo de energía anota en 2012 su mayor nivel en cinco años

Fuente: La Tercera

Uno de sus peores años del último lustro tuvo la evolución de costos de la energía en el SIC, los que a la fecha promedian su mayor nivel desde 2008. Según datos del CDEC-SIC, a la fecha, el costo marginal -lo que pagan las empresas por comprar energía en el mercado spot- en el Sistema Interconectado Central (SIC) acumula una alza de 3,6% respecto de 2011. Se ubican en US$ 189 por megawatt (MW), frente a los US$ 182,5 por MW de 2011. Este es el nivel más alto desde 2008, cuando el promedio llegó a US$ 204 por MW. Además, desde 2009 el costo casi se duplicó, pasando de US$ 104 a US$ 189 por MW.

Expertos señalan que el alza de costos -en diciembre subieron 9,9% en 12 meses-, aunque tuvieron bajas puntuales por las últimas lluvias,, se vincula con la sequía que ha afectado al centro sur del país en los últimos tres años. Esto ha obligado a que el sistema use combustibles más caros, como el diésel y el gas natural licuado (GNL), proveniente del terminal de Quintero.

Según la consultora María Isabel González, a esto se sumó el retraso en la entrada en operación comercial de las centrales carboneras Bocamina II de Endesa y Santa María de Colbún (740 MW en conjunto), lo que no permitió reducir los costos hacia mediados de año. “Lo más relevante, y que afectó los costos, es que fue el tercer año seco, los embalses están en mínimos. Además, se demoraron mucho en entrar las centrales Bocamina II y Santa María”, dijo. Además, estimó que la situación continuará compleja al menos hasta que parta la temporada de lluvias en 2013, en abril o mayo. Agregó que los costos se podrían empinar por sobre los US$ 200 por MW.

“Los precios seguro que van a estar muy altos hasta abril o mayo, pero si nos toca un año normal o húmedo, los costos van a bajar, por lo menos en algunos meses”, dijo.

Por su parte, Rodrigo Castillo, director ejecutivo de la asociación de empresas eléctricas, añadió que los costos serán afectados por otros factores, como falta de nuevos proyectos de generación de base y una mayor demanda, en torno a 6% en 2012. “El factor más relevante se vincula con la falta de unidades de generación; es decir, de generadoras nuevas, con costos eficientes y que reaccionen ante las demandas que se van enfrentando en diversos momentos del año”, dijo.

Asimismo, apunta que el uso de unidades diésel y GNL seguirá incidiendo en el comportamiento de los costos en la medida en que no haya nueva oferta futura.

Fuente: La Tercera

Read more...

CGE divide venta de activos de generación y Duke Energy se queda con dos centrales

Fuente: Diario Financiero

Cinco meses después de contratar a JP Morgan para explorar asociaciones o venta de los activos de generación, CGE ayer puso término a una parte del proceso. Esto, pues se desprendió de las centrales en funcionamiento agrupadas en Ibener, al venderlas a Duke Energy International, en unos US$ 473 millones.

El pago incluye US$ 415 millones en efectivo por Ibener, pero además US$ 58 millones que condonó Duke de una deuda que tenía la otra filial, Enerplus, con la primera. Así, la compañía ligada a las familias Marín, Pérez Cruz y Hornauer, lograron recuperar con creces los US$ 280 millones que pagaron en 2009 por la misma filial y superar las expectativas del mercado, que estimaban se pagarían unos 
US$ 300 millones.

Como consecuencia, CGE dijo que la operación le significará una utilidad después de impuesto de unos $ 56 mil millones.

En tanto, Duke se quedará con las centrales de pasada en serie Peuchén y Mampil, que tienen una capacidad instalada de 85 MW y 49 MW, respectivamente. En un comunicado, Andrea Bertone, presidente de la estadounidense, señaló que “Chile es un mercado atractivo donde expandir nuestros negocios y estos activos constituyen una excelente incorporación a nuestras plantas existentes de generación hidroeléctrica en Sudamérica”, dijo.

Los bancos Citigroup y Banchile Citi actuaron como asesores de Duke en esta transacción.

En dos bloques


En todo caso, el negocio no consideró los proyectos greenfield que tiene CGE en el área de generación, agrupados en Enerplus. Entre éstos se encuentran la central hidroeléctrica Ñuble, que demandaría unos 
US$ 300 millones y otros seis proyectos con estudios de prefactiblidad, los que estarían valuados por CGE en unos US$ 20 millones, dentro de los cuales está la central Tinguiririca.
Para esta última, la compañía maneja dos escenarios de desarrollo: una central de 30 MW -lo que agrada más a parte del directorio de la filial- u otra de 60 MW.

Respecto de esta filial, el gerente general de CGE, Eduardo Morandé, reconoció en un hecho esencial enviado a la SVS que la firma “continua analizando alternativas de negocio con terceros interesados en lo que respecta a su filial Enerplus”.

En el proceso participaban la noruega SN Power, la australiana Origin y Empresas Públicas de Medellín (EPM) y GDF Suez, que también miraban los activos y seguirían interesados -incluyendo al mismo Duke- en los proyectos greenfield.

La arremetida de Duke


Con la compra de ayer, Duke Energy viene a consolidar un proceso que inició en julio pasado, cuando se adjudicó los activos de Campanario Generación, al pagar US$ 86 millones.

En dicha oportunidad, Mariana Schoua, presidenta de Duke Energy para el Cono Sur, conversó con Diario Financiero sobre su visión del sector eléctrico chileno, indicando 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”.

Dentro de ese monitoreo, dijo la ejecutiva, “iremos analizando los siguientes pasos, en función del contexto y las oportunidades que surjan, viendo proyecto por proyecto, teniendo en cuenta todo el marco”.

Las visiones de las familias


El desprendimiento de los activos tenía distintas visiones al interior de las familias controladoras de CGE, pues algunos apostaban vender y otros por buscar un socio que inyecte capital.

Según cercanos, quienes estaban a favor de sumar un socio lo hacían considerando que la filial Ibener generaba utilidades para el holding. Además, porque tienen proyectos de generación aprobados que podrían seguir sumando valor, agrupados en Enerplus.

En tanto, los que optaron por vender lo hacen considerando los mismos argumentos, lo que haría atractiva su venta. De hecho, el precio pagado sólo por los activos funcionando reafirman el punto.

Fuente: Diario Financiero

Read more...

Valor de producir electricidad en Alto Maipo llegaría a lo mismo que una central a carbón

Fuente: Diario Financiero

El alza de la inversión de la central hidroeléctrica Alto Maipo, del grupo AES Gener, trajo más de una consecuencia. La más importante de ellas, es el costo que significará producir electricidad, que según cálculos de Electroconsultores, podría llegar casi al mismo valor que generar con una central carbonera.

Si con el dato original de una inversión de US$ 700 millones para Alto Maipo se obtenía un valor de inversión de US$ 1.318 US$/KW, y un valor de energía equivalente de US$ 30 /MWh, al hacer la actualización de la inversión, a los 
US$ 1.600 millones que ahora reconoce la compañía, la inversión unitaria cambia a US$ 3.313 /KW y el valor de energía equivalente se incrementa a US$ 69 /MWh.

Fórmula de cálculo


Para hacer los cálculos, Electroconsultores miró las centrales Cochrane –de AES Gener-; Infraestructura Energética –de GDF Suez- y Alto Maipo. El uso de estas centrales, explica Francisco Aguirre, socio de la consultora, se debe a que “ellas permiten comparar claramente las tecnologías y sus costos de inversión”.

Así, basado en la información pública disponible, las cifras de Cochrane muestran que la inversión por KW instalado es cercano a 
US$ 2.400 /KW; las centrales carboneras de Suez cerca de 
US$ 2.000/KW y la de Alto Maipo US$ 3.313 /KW.

A esto, debe agregarse el costo total de producción, esto es inversión más operación, pues los números anteriores sólo representaban el costo de instalación del KW de la máquina de esa tecnología. Los costos de operación en el caso hidro son casi nulos y en el caso termoeléctrico son principalmente de combustible. Si se considera el precio del carbón a US$ 100 /ton, con el consumo típico de 400 gr. de carbón por KWh, el costo de operación es cercano a US$ 40 /MWh.

“Es decir, el valor de producción de la energía de una central hidro como Alto Maipo resultaría equivalente al de una central termoeléctrica a carbón, dado que para éstas se obtiene un costo de energía asociado a la inversión menor (del orden de 
US$ 30 /MWh), pero que al sumar el costo variable de combustible totaliza un costo de energía del orden de US$ 70 /MWh”, explica el consultor.

En todo caso, los números de Alto Maipo no son de preocupar, pues producir hoy electricidad con petróleo o con GNL -que actualmente está a precios de petróleo, dice el consultor-, sube esas cifras por encima de los US$ 180 /MWh; mientras que para las tecnologías renovables como la eólica y solar, sus cifras están entre US$ 100 y US$ 120 /MWh. “Y para los que basan sus esperanzas en el GNL ello depende del éxito de las negociaciones de Endesa con British Gas y de los del norte con Suez, las que hasta el momento no se ven muy auspiciosas”, cuenta el experto.

Fuente: Diario Financiero

Read more...

Enap: Bencinas subirán hasta $13,7 por litro a partir de mañana

Fuente: Diario Financiero

La Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) informó este miércoles que las bencinas experimentarán un alza de hasta $13,7 a partir de mañana.

La mayor variación la presentará la bencina de 97 octanos, mientras que la de 93 registrará un alza de $ 11,5 por litro.

El diesel, por su parte anotará un avance de $2,6 por litro, mientras que el kerosene aumentará su precio en $8,9 por litro.

Según informó la estatal, durante el período de referencia (10 al 21 de diciembre), subieron los precios de todos los combustibles derivados del petróleo en el mercado internacional de la Costa del Golfo.

En esa línea, agregó que "el alza obedeció al mejoramiento de las expectativas económicas ya que se esperaba un acuerdo -antes de Navidad- entre el Gobierno y el Congreso de Estados Unidos para evitar el llamado "precipicio fiscal".

Finalmente, en lo ya transcurrido del período de indexación para la próxima semana, "han seguido subiendo los precios de los combustibles en la Costa del Golfo, mientras que el precio del crudo marcador mundial Brent se mantiene firme sobre los US$110 por barril", aseguró Enap.

Fuente: Diario Financiero

Read more...

Transelec compra Eléctricas Transam

Fuente: El Mercurio

La principal empresa de transmisión eléctrica del país, Transelec, anunció ayer que adquirirá el 100% de los derechos sociales de Inversiones Eléctricas Transam Chile.

Con ello, la nueva adquisición le permitirá a Transelec absorber el control de las filiales de dicha entidad, que incluyen a las transmisoras Abenor, Araucana y Huepil. Según informó la compañía, en un hecho esencial enviado a la Superintendencia de Valores y Seguros (SVS), la compra involucró un desembolso por US$ 46,3 millones.

Fuente: El Mercurio

Read more...

Ecopower reingresará en enero estudio ambiental de parque eólico en Chiloé

>> 26 de diciembre de 2012

Fuente: La Tercera

Tras el adverso fallo de la Corte Suprema en marzo pasado, que obligó a la chilenosueca Ecopower a paralizar la construcción de un parque eólico en Chiloé, la firma reingresará en enero próximo el estudio de impacto ambiental (EIA) de la iniciativa.

Según señaló Julio Albarrán, gerente general de la firma, se han realizado procesos de consultas con las comunidades indígenas desde esa fecha, tal como lo exigió el fallo judicial, y ya llevan un avance de 75% en el nuevo EIA del parque eólico Chiloé (112 MW e inversión de US$ 254 millones).

“La Corte Suprema en su fallo dijo que era necesario consultar a las comunidades indígenas y realizar un EIA. Teníamos dos caminos, desecharlo o insistir. Iniciamos hace seis meses el trabajo en el EIA, nos queda un 25% del estudio para terminarlo, se iniciaron las consultas tempranas con las comunidades. En enero pretendemos presentar el EIA y comenzar la consulta ciudadana”, dijo.
Albarrán señaló que, una vez que finalicen las consultas con las comunidades, la autoridad ambiental deberá determinar si entrega la aprobación ambiental del nuevo parque.

El ejecutivo indicó que la firma sigue avanzando en la ingeniería de un proyecto eólico de 112 MW en la Décima Región (US$ 250 millones de inversión), y otro en la IV Región (al norte de Los Vilos), que tendría una potencia instalada de unos 60 MW.

Proyecto piloto solar

Asimismo, la compañía firmó un acuerdo con la sueca Ripasso Energy para instalar dos proyectos pilotos, en Iquique y Santiago, de generación solar, que utilizarán la tecnología denominada “Disco Solar Stirling”.

Según datos de Central Energía, a la fecha hay proyectos de generación solar -tanto de concentración como fotovoltaicos- por unos 4.433 MW, principalmente en el Sing, que representan inversiones por unos US$ 16.070 millones.

Julio Albarrán, gerente general de Ecopower, señala que la firma busca instalar dos plantas piloto con esta tecnología, la que tendría un factor de planta de 34%, frente al 14%-20% que registrarían los paneles fotovoltaicos y las plantas de concentración.

“Hay varias tecnologías en el mercado. Los paneles fotovoltaicos, que tienen una eficiencia baja, de un 13-14%. Está la de concentración solar, con un factor de 18-20%. Esta tecnología es distinta, funciona con un motor Stirling -que no tiene emisiones-, que funciona con calor y produce electricidad. Va instalado sobre una anteparabólica que es un espejo. Cada unidad de este motor produce 30 Kw hora de electricidad, con un factor de planta de 32-34%”, dijo.

El ejecutivo indica que invertirán US$ 1,5 millones en la instalación de las plantas, con la idea de ofrecer proyectos a compañías.

Albarrán señala que, en cuanto a precio, esta tecnología tiene un costo de instalación en torno a US$ 4 millones por MW.

Fuente: La Tercera

Read more...

Enel Green Power comienza a construir su nueva planta eólica en Chile

Fuente: Revista Electricidad

La empresa de energías renovables Enel Green Power (EGP), filial de la eléctrica italiana Enel, ha iniciado la construcción de su nueva planta eólica en Chile, la que implica una inversión de unos US$ 140 millones.

Según informó hoy EGP mediante un comunicado, este parque eólico de Valle de Los Vientos, localizado en la región de Antofagasta, podrá producir, una vez en funcionamiento, más de 200 gigavatios por hora (GWh) al año de energías limpias, evitando la emisión de más de 165.000 toneladas de dióxido de carbono.

Esta nueva instalación de Enel Green Power estará compuesta por 45 turbinas eólicas de 2 megavatios (MW) cada una, lo que implica que su capacidad instalada total ascienda a los 90 MW.
"Chile ofrece una gran disposición a las energías renovables, una apuesta que coincide perfectamente con las capacidades tecnológicas de EGP", afirma en la nota el consejero delegado de EGP, Francesco Starace. Por esto, añade, "pretendemos añadir a nuestra presencia hidro y geotérmica, 250 MW de capacidad eólica antes de que termine 2016, mientras desarrollamos una importante línea de proyectos solares".

Con una capacidad de generación de energías renovables a nivel mundial de 22.500 millones de KWh, Enel Green Power gestiona plantas en México, Costa Rica, Guatemala, Panamá, Chile y Brasil, lo que le permite tener una capacidad instalada total en América Latina de 901 MW.

Fuente: Revista Electricidad

Read more...

Bolivia multiplicó por diez sus ingresos petroleros en seis años


Fuente: Revista Electricidad

En los seis años que lleva la nacionalización de los hidrocarburos, a la par de la gestión del gobierno del presidente Evo Morales, Bolivia logró recibir por renta petrolera unos US$16.678 millones, diez veces más que los ingresos recibidos por este sector durante los últimos cinco años de gobierno neoliberal.

La estatal petrolera de Bolivia YPFB dio a conocer los datos que, comparativamente, son muy superiores a los US$1.661 millones recibidos en el período 2000-2005, cuando la renta petrolera anual llegó a un promedio de US$382 millones, mientras que ahora se reciben US$2.383 millones anuales.

Estos resultados se evidencian producto del control sobre la cadena de producción y comercialización conferida por la nacionalización de los hidrocarburos, dispuesta el 1 de mayo de 2006.

El mandatario Morales formuló estos datos con motivo del 76 aniversario de la fundación de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) Corporación y el Día del Trabajador Petrolero, que se recuerda mañana 21 de diciembre.

Para el gobierno boliviano, desde la nacionalización el país andino recibe ahora un ingreso que es distribuido en forma equitativa a través del Impuesto Directo a los Hidrocarburos y Regalías, que llega a los gobiernos departamentales, gobiernos municipales y universidades públicas, al ser los directos beneficiarios de esos recursos.

Nacionalización frutos. Sobre este tema, el analista económico Luis Ballivián dijo que este periodo es considerado "nefasto", porque se entregaron los recursos naturales a las grandes transnacionales a precios "bajísimos" y con grandes privilegios.

"Los resultados de la nacionalización son concretos; lo evidencian los ingresos multiplicados en más de 1.000%, es decir, que este proceso se justifica de lejos", afirmó el analista.

Por su parte, el diputado oficialista (MAS) Jaime Medrano dijo que los frutos e ingresos económicos demuestran lo acertado que fue la nacionalización de los recursos naturales.
"Tenemos frutos millonarios que son distribuidos entre todos los bolivianos, y eso la población lo siente en el crecimiento y en sus mejores condiciones de vida", afirmó el legislador.

Manifestó que la capitalización fue un cáncer para la economía nacional, e invitó a la ciudadanía a reflexionar sobre el dinero que las petroleras se llevaron cuando operaban en el país al amparo de la Ley de Capitalización vigente durante 12 años, y comparar frente a los recursos generados por el gobierno que preside.

En tanto, el mandatario boliviano Morales destacó el renacimiento de la empresa estatal que ahora cuenta con cerca de 5.000 trabajadores, a los que pidió mayor conciencia social, compromiso político, ideológico, programático, cultivando los valores de la honestidad y transparencia, por cuanto YPFB ya no es propiedad del Gobierno sino del pueblo boliviano.

Lamentó que desde 2006, YPFB haya sido objeto de una serie de ataques con denuncias de corrupción para desprestigiarla, y que la derecha recoja como bandera el argumento de que el Estado no sabe administrar recursos y, por tanto, deba ser privatizada.

Recordó que las corrientes neoliberales, utilizando a los medios de comunicación, obligaron a cambiar al ex presidente de YPFB Jorge Alvarado, y a Manuel Morales, con diferentes denuncias sin haber sido probadas ninguna de ellas.

Inversiones. De acuerdo con el informe de gestión presentado por el presidente Carlos Villegas, este 2012 batió récords históricos en inversión de US$1.593 millones, y de 2004 a 2012, de US$4.964 millones.

El presidente de la petrolera estatal pidió a los trabajadores petroleros mayor compromiso personal, ser soldados de la economía nacional y sobre todo, leales con la empresa.

"Imploro lealtad a YPFB", dijo al exigir transparencia en el manejo cotidiano de los recursos financieros, porque la nacionalización de los hidrocarburos requiere cerrar el círculo virtuoso de apoyar el Plan Bicentenario 2025 para erradicar la pobreza, a través de las actividades productivas, distribución de las regalías e IDH (Inversión Directa en Hidrocarburos) y, sobre todo, generar empleo.

"En el período de la nacionalización 2006-2012 hemos invertido (YPFB y las empresas operadoras) US$4.964 millones que nos permiten hacer un cambio en el perfil y en la estructura del sector hidrocarburos", dijo el ejecutivo de la estatal petrolera.

Al referirse al tema de las utilidades, manifestó que YPFB es una empresa rentable y eficiente.
"Esta gestión de Casa Matriz va obtener una ganancia de US$765 millones, y las empresas subsidiarias US$440 millones; en total tenemos una ganancia de US$1.205 millones en YPFB que aseguran liquidez y financiamiento para proyectos de industrialización y exploración, entre otros", agregó.

Fuente: Revista Electricidad

Read more...

China alcanzará en 2012 el 40% de la demanda mundial de cobre

Fuente: La Tercera

Un buen año 2012 tendrá la industria minera nacional. Este año terminará con un aumento mayor al estimado en la producción de cobre, con unas 50 mil toneladas adicionales, gracias al mejor desempeño de algunas faenas.

El ministro de Minería, Hernán de Solminihac, estima una producción de 5,45 millones de toneladas de cobre fino gracias al aumento sobre el millón de toneladas del metal que producirá Escondida, lo que implica un alza de 27,8% en la producción de 2012 comparada con el año anterior.

También aportan a esta cifra el mejor desempeño de Esperanza, con un incremento productivo de 78,4%, Anglo Sur, con 58,7%, y El Abra, de 25,5%.

Pero no sólo en Chile se notará el escenario positivo del cobre. En Asia, el área de mayor consumo de cobre, también se notará un cambio en la tendencia. Esto es porque China superará este 2012, por primera vez, el 40% de la demanda mundial de cobre.

Según estimaciones de la Comisión Chilena del Cobre (Cochilco), China alcanzará este año el 41,9% como consumidor del metal, superior al 39,8% que representó en 2011. Pero las estimaciones van al alza, porque Cochilco prevé que la participación de China como demandante de cobre en 2013 llegará a 42,6%.

Con este aumento del consumo, se estima que en 2013 la demanda mundial de cobre pasará de los actuales 16 millones a 20,4 millones de toneladas de cobre en 2013.
En el gobierno indican que esto se logrará gracias al incremento de la demanda por los principales países consumidores, excepto la eurozona, para la cual se prevé una disminución de 1% respecto de 2012. “Los países con mayor crecimiento serán China, India y Brasil. Todos con una expansión del 4%”, dijo el ministro de Minería.

A nivel local

Para 2013, el escenario nacional es igual de auspicioso, ya que se estima un alza de 2,4% de la demanda de cobre, por lo que se proyecta una producción de 5,58 millones de toneladas de cobre. Incluso, hay estimaciones que sitúan la producción chilena sobre los seis millones de toneladas de cobre. Esa es la que tiene Cochilco, incluidas en una presentación que el presidente ejecutivo de Codelco, Thomas Keller, dio en el Senado hace unas semanas. En la lámina se estima para el próximo año una producción de 6,07 millones de toneladas de cobre fino, monto que sube a 6,41 millones de toneladas para 2014.

Según las estimaciones del ministro de Minería, el 2013 será impulsado por la recuperación productiva que tendrá Codelco, sobrepasando el 1,7 millón de toneladas de cobre, lo que significará un alza de 2,8% respecto del 2012. Además, el alza de Chile también será marcado por el incremento en torno al 7% de Escondida, con una producción sobre el 1,1 millón de toneladas de cobre. El gobierno también apunta a que Collahuasi mejore sus planes mineros y solucione la fuerte caída productiva que marcó su 2012.

Se estima que la mina ubicada en la Región de Tarapacá alcance una producción superior a 310 mil toneladas, lo que implica un alza de 7% respecto del año 2012.

Fuente: La Tercera

Read more...

Inician trabajos de planta solar ubicada en Arica

>> 21 de diciembre de 2012

Fuente: El Mercurio

A fines del primer semestre de 2013 comenzará a operar la planta de energía solar que la tercera productora de ácido bórico a nivel mundial, QUIBORAX, y la generedora E-CL impulsan en alianza en Arica.

Ayer partió la construcción de la unidad, que tendrá una potencia de dos MW, y que se llamará Planta Solar Fotovoltaica El Águila. Esta central de Energías Renovables No Convencionales tendrá una capacidad equivalente al 5% de los requerimientos de energía eléctrica de Arica. Adicionalmente, se estima que la planta produciría una generación anual de cinco mil MWh, suficiente para abastecer el equivalente a unas 2.300 familias de la citada capital regional. Respecto de la iniciativa, el subsecretario de Energía, Sergio del Campo, destacó que este proyecto integra necesidades energéticas de la minería y aporta con energías renovables no convencionales al SING.

Fuente: El Mercurio

Read more...

Cochilco proyecta al 2020 51,7 TWh, el consumo máximo de energía de la minería del cobre

Fuente: Revista Electricidad

La Comisión Chilena del Cobre presentó su informe “Proyección del consumo de energía eléctrica de la minería del cobre en Chile al 2020”, el cual como objetivo dar una señal prospectiva del consumo de energía eléctrica por parte de la minería del cobre entre los años 2012 y 2020.

El informe señala que el consumo de energía eléctrica por parte de la minería del cobre aumentó desde 13,13 TWh a 19,96 TWh entre los años 2001 y 2011, equivalente a un incremento de un 52% en este periodo de tiempo. Este aumento en el consumo a lo largo de los años se debe al incremento en la producción a nivel país y al envejecimiento de las minas. Sin embargo la participación porcentual a nivel país se ha mantenido prácticamente constante en torno al 30%.

Para hacer la proyección se utilizan las siguientes variables: las operaciones vigentes, los proyectos mineros considerados en el catastro de inversión, y los proyectos de plantas de desalinización e impulsión de agua contemplados como necesarios para algunos de esos proyectos mineros. También se usan parámetros como los coeficientes unitarios de consumo de energía.

Cabe señalar que esta es la primera vez que COCHILCO incluye los proyectos de plantas desalinizadores y sistemas de impulsión en la proyección del consumo eléctrico.

El catastro de inversión minera entre los años 2012 y 2020 contempla un monto total de US$ 104 mil millones, de los cuales US$ 80 mil millones corresponden a la minería del cobre, US$ 20 mil millones a la minería del oro y plata y US$ 4 mil millones a la minería del hierro y minerales industriales. Esta inversión, si se llega a materializar, aumentaría la capacidad de producción de cobre fino en un 50% llegando a las 8,4 Mega TMF en el 2020. Esta inversión es la base sobre la cual se sustenta el vector de demanda que se utiliza en el estudio.

Para el caso de la proyección de consumo máximo de energía, a nivel país se llegaría a la suma de 51,7 TWh para el año 2020, en donde al SING se le demandaría un total de 33,9 TWh y al SIC 17,7 TWh. Las plantas concentradoras continuarían siendo las principales demandantes de electricidad, consumiendo el 61% de la energía eléctrica. El consumo por parte de las plantas desalinizadoras y sistemas de impulsión irá adquiriendo notoriedad, llegando a consumir el 12% de la energía eléctrica para el 2020.

Para la proyección del consumo esperado de electricidad, la minería del cobre llegaría a consumir 39,4 TWh para el año 2020, siendo las compañías mineras ubicadas en el área del SING las principales demandantes al consumir 25,7 TWh, mientras que las del SIC consumirían 13,7 TWh. Las tasas de crecimiento anual serían de un 6,7%, 7,0% y 6,3% para el país, SING y SIC respectivamente. Las plantas concentradoras consumirían el 56% de la energía ocupada en minería, mientras que las plantas desalinizadoras y sistemas de impulsión consumirían un 14%.

La falta de suministro eléctrico puede presentar complicaciones para la ejecución de algunos proyectos mineros, sin embargo estos por lo general no se cancelan por la falta de este suministro, sino que podrían sufrir postergaciones de la fecha de ejecución propuesta inicialmente. Debido a esto la proyección del consumo máximo se ve modificada con cada una de las postergaciones que los proyectos pueden sufrir. Esta es la principal razón por la cual se decidió incluir una proyección del valor esperado del consumo, la cual toma en consideración la probabilidad que tienen los proyectos de postergar su fecha de inicio a lo largo del tiempo.

Fuente: Revista Electricidad

Read more...

Bunster espera lograr máximo consenso en carretera eléctrica

Fuente: Revista Electricidad

El ministro de Energía, Jorge Bunster, señaló que durante el trámite del proyecto de ley de carretera eléctrica que se realiza en el Senado “espero tener la mayor apoyo de los senadores. Estamos cerca de lograr eso, lo que me interesa es sacar adelante un buen proyecto y aprobar la idea de legislar será un buen paso para eso”.

Cabe señalar que la comisión de Minería del Senado -donde se encuentra el texto- aún no vota la idea de legislar y dicho procedimiento se ha postergado por algunas semanas lo que ha generado malestar en algunos sectores del oficialismo que aspiran a que el proyecto avance con mayor celeridad.

En este sentido, el senador Jaime Orpis (UDI) planteó que “la verdad es que estamos en medio de una crisis energética, se formó una mesa técnica con asesores de todos los parlamentarios y estamos avanzando en un acuerdo, pero necesitamos dar una señal potente y eso será cuando se vote y apruebe en general”. Agregó que “todos estamos de acuerdo que hay dos crisis en Chile, en educación y energía, por los altos costos que impactan a los sectores productivos y la población. Por eso el
parlamento debe estar a la altura de las circunstancias y votar pronto la idea de legislar”.

La normativa impulsada por el gobierno enfrenta diversos cuestionamientos debido a que comunidades indígenas han planteado que debe ser objeto del convenio 169 de la OIT que obliga una consulta a los pueblos originarios que sean afectados.

Fuente: Revista Electricidad

Read more...

Accionistas de Enersis aprueban aumento de capital por US$5.995 millones

Fuente: La Tercera

Tras cerca de cinco meses de realizada la propuesta original los accionistas del holding eléctrico Enersis aprobaron este jueves en junta extraordinaria un aumento de capital por $2.844.397.889.381 equivalentes a US$5.995 millones. 

La junta, que se realizó con un quórum de 95,24% del total de las acciones emitidas, fue encabezada por el presidente de Enersis, Pablo Yrarrázabal y contó con la presencia del presidente de Endesa España, Borja Prado, quien viajó a Chile para explicar a los accionistas los detalles de la operación. 
La aprobación, que recibió el voto favorable del 86,04% del total de las acciones, se logró tras el acuerdo alcanzando a principios de diciembre entre Endesa España, dueña del 60,62% de Enersis y las AFPs, que destrabó los puntos en conflicto entre ambas partes, y que estaban relacionados principalmente con la valorización de los activos que la hispana aportará al aumento.

El acuerdo establece que se realizará un aumento de capital por 16.441.606.297 acciones a un precio de $173 cada una.

De este modo el aporte de Endesa España, a través de activos en la región, será de US$3.634,7 millones, mientras que el de los minoritarios sumará US$2.360,3 millones.

Asimismo el convenio estableció que el aumento se realizará en la misma serie de acciones actualmente existente y asegura que Enersis será el único vehículo de inversión en Latinoamérica de todas las empresas del grupo italiano Enel y su  filial Endesa España, a excepción de Enel Green Power para Energías Renovables No Convencionales (ERNC).

Las seis administradores de fondos de pensiones que operan en el país: Capital, Cuprum, Habitat, Modelo, Planvital y Provida, poseen el 13,3% de Enersis.

AFP Modelo fue la única administradora que no suscribió el acuerdo de comienzos de diciembre y en la junta de hoy rechazó la valorización propuesta para los activos de Endesa España, así como el aumento.

Conflicto

El conflicto se originó luego que a fines de julio Endesa España propuso realizar un aumento de capital en el holding eléctrico por hasta US$8.020 millones, al cual la firma hispana aportaría activos de 26 sociedades, ubicados en cinco países, avaluados en US$4.862 millones por el perito Eduardo Walker.

Sin embargo, luego del cuestionamiento de las AFP y otros socios minoritarios, la Superintendencia de Valores y Seguros (SVS) se pronunció y señaló que la operación era entre partes relacionadas por lo que solicitó reformular la propuesta.

Tras esto el directorio y el comité de directores de Enersis así como las AFPS solicitaron nuevas valorizaciones de los activos que aportaría la española.

El directorio avaluó dichos activos en una cifra no inferior a US$3.586 millones ni superior a los US$3.974 millones, mientras que Econsult. el asesor externo contrado por las AFPs situó el valor entre US$2.859 millones y US$3.410 millones.

Fuente: La Tercera

Read more...

Carbón igualaría al petróleo como la mayor fuente energética en el mundo en cinco años

>> 19 de diciembre de 2012

Fuente: El Mercurio

La intensa demanda por carbón para satisfacer necesidades energéticas proveniente de las dos economías más populosas del mundo, India y China, posicionarían a esta materia prima en 2017 al mismo nivel del petróleo como el principal combustible global, según estimó un reporte publicado ayer por la Agencia Internacional de Energía (AIE).

La entidad -creada por la OCDE- estimó que en los próximos cinco años la demanda de carbón aumentará a un ritmo anual del 2,6% y llegará a unos 4.320 millones de toneladas de crudo equivalente (mtce), comparado a 4.400 mtce de petróleo.

Y la AIE dice que si la tendencia no cambia, el fósil sólido se transformará en la principal fuente energética del mundo en diez años más. Sólo una baja en los precios de gas podría modificar el panorama planteado. Anteriormente esta agencia había estimado que dicha proyección se cumpliría hacia el 2035.

"Gracias a su abundancia y a una insaciable demanda de electricidad en los mercados emergentes, el carbón ya representó cerca de la mitad del aumento de la demanda mundial de energía en la primera década del siglo XXI", destacó el reporte.

El organismo indicó que China, por ejemplo, representó el año pasado el 46,2% del consumo mundial de este combustible. El umbral del 50% sería alcanzado a partir de 2014, por lo que el gigante asiático consumiría más carbón que todos los demás países del mundo en conjunto.
Asimismo, la entidad dijo que, sin una importante reducción del uso de carbón, la temperatura global promedio podría subir seis grados centígrados para 2050, lo que llevaría a cambios climáticos devastadores.
Carbón en Chile

El debate energético en Chile ha estado marcado por la oposición de comunidades a las centrales a carbón. Dicha situación llevó a la Corte Suprema a acoger un recurso de protección en contra de la termoeléctrica Castilla (2.100 MW), lo que terminó por paralizar el proyecto de las empresas MPX y
E.ON.

Pese a lo anterior, los expertos prevén que en los próximos años el consumo de carbón en Chile aumente por la entrada en operaciones de más de 1.000 MW producidos en base a este insumo con las centrales Bocamina II, Santa María y Campiche.

"Con el ingreso al sistema de estas tres unidades, Chile elevará el uso del carbón como está sucediendo a nivel mundial", sostiene Renato Agurto, socio director de Synex.

Por otra parte, la ex secretaria ejecutiva de la Comisión Nacional de Energía (CNE), María Isabel González, sostiene que al ser el combustible fósil más económico para la generación eléctrica, la tendencia también se debería replicar en Chile.

Sin embargo, agrega la experta, la alta oposición ciudadana a estas unidades podría paralizar el crecimiento en su uso.
CHINA
El gigante asiático consumirá más carbón que el conjunto mundial a partir de 2014, dice el informe. Peso de la electricidad en costos de Codelco se triplica en una década
Los precios de la electricidad son el mayor dolor de cabeza para el presidente ejecutivo de Codelco, Thomas Keller.

Según una presentación realizada por el CEO de la estatal, el peso de este insumo sobre los costos de la corporación se triplicó en una década. Si en el año 2000 los gastos en electricidad representaban el 4% de total, hoy dicho ítem se eleva sobre el 12%.

Es más, a septiembre de este año el costo neto a cátodo corporativo (C3) -que contempla todos los gastos de la empresa tanto administrativos como operacionales- ascendió a los US$ 2,23 por libra de cobre, la cifra más alta en la historia de la estatal.

Según Keller, los contratos que se están firmando superan los US$ 140 por MW/h como precio base para la energía que se compra, lo que ha afectado fuertemente los costos de las mineras.
"Hoy el precio de la energía se ha disparado de forma significativa respecto a lo que les cuesta a nuestros competidores directos", señaló Keller.
En este punto, el ejecutivo dijo en su presentación que Chile supera en casi 40% el precio que pagan las industrias mineras de países como Argentina, México, Perú y Brasil por la compra de energía.
Para poder enfrentar esta situación, el ejecutivo afirmó que Codelco ya cuenta con un plan para generar sus propias fuentes de energías, el cual se basa en las energías renovables no convencionales (ERNC).

En este sentido, la empresa cuenta con una carpeta de proyecto por sobre 70 MW, donde se destacan iniciativas como un parque eólico de 50 MW en Calama, Región de Antofagasta y una planta solar térmica de 22 MW para abastecer a minera Gaby.

"Para seguir aumentando su potencial minero debemos ser capaces de abastecer los nuevos proyectos con más energía eléctrica a costos competitivos. En ese contexto tienen un rol importante las ERNC que cada vez más se están incorporando a la matriz energética", sostuvo Keller.

A lo anterior se suma la idea de impulsar un estudio de impacto ambiental de una central a gas en el norte. Esta tendría en un principio una capacidad instalada de 250 MW y Codelco licitaría a terceros la construcción y operación de la termoeléctrica.
Keller explicó que el consumo de electricidad en la minería subiría en casi 100% al final de la década. El rubro ya representa el 34% de la demanda eléctrica a nivel país. El ejecutivo explicó que la expansión del consumo energético vendrá por la gran cantidad de proyectos para desalinizar agua que tiene en carpeta el sector.
Fuente: El Mercurio

Read more...

Barrick retomaría obras paralizadas de Pascua-Lama el primer trimestre del próximo año

Fuente: Diario Financiero

Dos altos ejecutivos de Barrick para Sudamérica accedieron a conversar con Diario Financiero para analizar la situación actual de la minera canadiense en Chile. Rodrigo Jiménez, vicepresidente de asuntos corporativos, y Robert Mayne-Nicholls, director general de operaciones repasan la coyuntura de Pascua-Lama y de los costos energéticos.

-Hoy por hoy, ¿de cuánto es la inversión estimada de Pascua-Lama?

-RJ: El rango que estamos manejando por el momento es entre US$ 8.000 millones y US$ 8.500 millones.
-A raíz de la última inspección del Sernageomin, ¿Pascua- Lama está paralizado?
-RJ: Ahí hay una confusión. Se comenta si acaso está todo el proyecto paralizado y no es así.

-¿Entonces cuál es la situación actual del proyecto?

-RJ: Hay ciertas obras que se han paralizado que tiene que ver con el pre stripping (extracción de rocas sin valor comercial que cubren las reservas minerales) y el movimiento de tierras, pero seguimos avanzando en la construcción de otras obras que no tienen relación con este punto en particular, tanto en el lado chileno, como en el argentino. Hay un nivel de progreso bastante importante.

-¿Qué están haciendo para revertir esta paralización puntual?

-RJ: Básicamente, las medidas propenden a asegurar un muy efectivo control de polvo. Una vez que le entreguemos la nueva información a la autoridad, estaríamos en condición de avanzar pronto.

-¿Creen que puedan retomar las obras paralizadas por el Sernageomin el primer trimestre de 2013?

-RM: Sí.
-¿Se mantiene la puesta en operación de Pascua-Lama para 2014?
-RJ: Sí, la tenemos prevista para el segundo semestre de 2014.

-¿No se vería afectada la fecha de puesta en marcha con la resolución del Sernageomin?

-RJ: No creemos. Estamos avanzando en las medidas, y en breve podremos reiniciar, una vez que respondamos los requerimientos de la autoridad.

-¿A cuánto ascenderán los costos de energía para Pascua-Lama?

-RM: Nosotros ya tenemos un contrato de energía firmado, y nuestro costo está bastante acorde al mercado, y sí, yo te diría que este costo en la industria minera debe andar entre un 20% y 25%, y nosotros vamos a andar en Pascua-Lama entre el 15% y el 20%.

-¿Qué opina de la problemática energética en Chile?

-RJ: Todos los esfuerzos que está haciendo tanto el gobierno, como la industria de buscar alternativas que ayuden a todos los chilenos son bienvenidas. Nosotros estamos haciendo nuestra pequeña contribución a la diversificación de la matriz con energías limpias.

-¿Le parece adecuado que las mineras tengan que entrar al negocio de la generación eléctrica?

-RJ: Cada compañía toma las decisiones que mejor le acomoden a su realidad y modelo. En nuestro caso, abordamos esta iniciativa de generar electricidad. Creemos que tiene sentido. Ya empezamos la primera fase y nos falta la segunda. Estamos siempre abiertos a buscar diferentes opciones que nos ayuden a tener esa diversificación.

Fuente: Diario Financiero

Read more...

Aprobación de Punta Alcalde dará certeza de suministro eléctrico a proyectos mineros atrasados

>> 4 de diciembre de 2012

Fuente: Diario Financiero

Por votación unánime, el Comité de Ministros decidió ayer revertir la decisión de la Corema de la Región de Atacama y dar luz verde a la central termoeléctrica de Endesa Punta Alcalde, de 740 MW de capacidad y que demandará una inversión de unos US$ 1.400 millones. De paso, la central podría dar certeza de suministro eléctrico a un 75% de los proyectos mineros hoy parados, que en total demandaría unos 1.500 MW hacia el 2020.

En todo caso, el Comité decidió imponer ciertas exigencias a la central, con el fin de garantizar que “la calidad del aire del Valle de Huasco no empeore”, dijo el subsecretario de Medio Ambiente, Ricardo Irarrázabal. Esto se lograría, explicó, con un compromiso de Endesa durante el proceso en que estuvo en el Comité de invertir “en precipitador electroestático en una de las chimeneas de CMP, de CAP”, añadió, explicando que esto es condición para la puesta en marcha de la central.

Jorge Bunster, ministro de Energía señaló que “es una buena noticia. Miramos con mucha detención y muy concienzudamente la decisión que hemos tomado como comité”. Endesa, por su parte, comunicó que este compromiso, que condiciona a Punta Alcalde, “permitirá no sólo asegurar la reducción total de la emisión equivalente del proyecto (…), sino también generar un mayor efecto en la mejora de la calidad del aire de la localidad de Huasco dada la ubicación y características de la fuente emisora. Además, Endesa Chile comprometió el cierre de operación de las turbinas de petróleo diesel (Central Huasco, que posee 64 MW de capacidad) ubicadas en la ciudad de Huasco una vez que entre en operación el proyecto Punta Alcalde”.La firma dijo que ésta y otras medidas, demandarán una inversión adicional de US$ 40 millones.

Con la aprobación, ahora Endesa podrá avanzar en los estudios de ingeniería en detalle, lo que luego serviría de base para los contratos principales, indican conocedores del proyecto. Un 70% de la línea pasaría en paralelo por los actuales líneas de transmisión de la Central Guacolda hasta la Subestación Maitencillo. El restante 30% pasaría paralelo a la Ruta C-480. El Estudio de Impacto Ambiental (EIA), sería presentado a partir de abril de 2013.

Con todo, el alcalde de Huasco, Rodrigo Loyola, indicó que acudirán a la justicia para tratar de revertir la medida.

Quiénes ganan


Entre los proyectos mineros que aparecen beneficiados están: Relincho que requerirá 200 MW al 2017, Cerro Casale con 158 MW al 2020, Caserones 153 MW al 2014 y Pascua Lama otros 130 MW, sin considerar El Morro y otros complejos menores. Además, indican que Punta Alcalde permitiría tener precios de electricidad hasta un 25% más baratos que el de generar con GNL, señalan consultores. Esto principalmente porque, a pesar de que existe abundancia de shale gas en EE.UU. y se espera que se comience a exportar, éste no llegaría a menos de US$ 12/millón de BTU, recién a partir de 2018, mientras que para ser competitivo con el carbón, se necesitaría que llegue en torno a US$ 8/millón de BTU, dice un ejecutivo del sector.

Según la consultora María Isabel González, Punta Alcalde “podría ser una alternativa de suministro para tiempos de sequía y enviar energía al sur” y agrega que otro “beneficio es que ayudaría a bajar los costos marginales al depender menos de diésel en el sistema”.

El director ejecutivo del SEA, Ignacio Toro, agregó que con las exigencia la calidad del aire mejorará, y enfatizó que “si el proyecto no se pudiera hacer con decisión judicial, el aire quedaría peor de lo que quedaría con el proyecto implementado”.

Esto, explicó, pues la medida que se exige sacará un cantidad de equivalente de emisiones de lo que produciría Punta Alcalde desde otro proyecto, en este caso la planta de pellets de CMP, que está mucho más cerca de la población.

Además, dijo Toro, se puso otra exigencia al proyecto que consiste en que “la toma de agua tiene mayor profundidad que genera mayor impacto”.

El proceso


Punta Alcalde se presentó al Servicio de Evaluación de Impacto Ambiental en 2009, teniendo varios traspiés en el caminos. El proyecto entró en tierra derecha en su evaluación en marzo de este año, cuando Endesa presentó la tercera Adenda, tras lo cual vino un Informe de Correcciones (Icsara) y una nueva Adenda. Finalmente, el 25 de junio, la Conama de la Región de Atacama decidió rechazar el proyecto.

Endesa respondió el 10 de agosto con una reclamación ante el Comité de Ministros, formado por ministro del Medio Ambiente, que lo preside; cuya titular, María Ignacia Benítez, se inhabilitó porque participó en el Estudio de Impacto Ambiental en el inicio del proyecto de Endesa. Además se encuentran los ministros de Salud; de Economía, Fomento y Turismo; de Agricultura; de Energía y de Minería.

La tecnología del proyecto


Además de la exigencia que hizo el Comité, basado en un compromiso anterior de la empresa, Endesa asumió el compromiso voluntario de establecer un nivel máximo de emisión de MP de 27 mg/Nm3, lo que significa un 10% menor a lo exigido por la actual Norma de Emisiones.

Sin embargo, uno de los puntos que más se destaca del Punta Alcalde es que será la primera central termoeléctrica de América Latina en implementar domos para cubrir las dos canchas que se utilizarán para el acopio del carbón. Sumado a esto, utilizará un sistema de filtros para el abatimiento de material particulado, además de instalar un sistema húmedo de desulfurización para reducir las emisiones de Dióxido de Azufre (SO2). Además, una vez operativa, Punta Alcalde contará con cuatro sistemas de vigilancia y monitoreo ambiental, transformándose en la central con mayor vigilancia ambiental de Chile.

De esta forma, cuando Punta Alcalde opere será una de las centrales más eficientes del sistema eléctrico chileno, con una capacidad de generación equivalente al 12% SIC.

Fuente: Diario Financiero

Read more...

Caso Enersis: Provida se distancia de otras AFP y opta por acciones individuales


Fuente: Diario Financiero

Tras el anuncio de aumento de capital por parte de Enersis, las Administradoras de Fondos de Pensiones decidieron unir sus fuerzas y actuar en bloque. Contrataron en forma conjunta una evaluación independiente, que realizó una valorización de los activos con que Endesa Chile suscribirá al negocio, y asumieron además una posición unificada frente al regulador: que se trataba de una operación entre partes relacionadas.

La apuesta resultó exitosa. Las administradoras lograron bajar el monto inicial del aumento de capital de US$ 8.020 millones a hasta US$ 6.555 millones, y consiguieron además que la aprobación de la operación tuviera más requisitos, luego de que el regulador señalara que se trata de un acuerdo entre partes relacionadas.

El viernes, finalmente, las AFP enviaron una solicitud conjunta a la Superintendencia de Valores y Seguros (SVS) para que califique la operación de “controversial”.

Sin embargo, los buenos resultados que lograron estas acciones coordinadas no han eliminado las diferencias entre las visiones de las AFP, que poco a poco han comenzado a tomar caminos divergentes.

Entre otras cosas, las administradoras discrepan frente a la gira internacional anunciada por Habitat para visitar a los tenedores de ADR, conocida como “anti road show”.

La apuesta de Provida


Por su parte, AFP Provida no encontró aliados para solicitar en conjunto con otras administradoras un estudio de las inversiones que planea Enersis tras el aumento de capital. Sin embargo, de acuerdo a fuentes de la administradora, ésta no desistirá de solicitar este análisis, el cual estará en manos de Econsult, misma entidad que evaluó el precio de los activos de Enersis para las administradoras de pensiones.

El objetivo es que el reporte esté finalizado para la próxima junta de accionistas del 14 de diciembre, instancia solicitada por las administradoras de pensiones, para que la compañía dé a conocer las condiciones de la operación.

El reporte se hará en base a información pública de la compañía, al igual como se realizó la valorización -también hecha por Econsult- de los activos de Enersis, encargado en conjunto por todas las AFP.

Al igual que en la oportunidad anterior, el nuevo análisis estaría a cargo del equipo de Gonzalo Sanhueza, socio y director de Econsult RS Capital, quien también sería el responsable de realizar este nuevo reporte.

Las otras condiciones


Al mismo tiempo, desde AFP Provida señalan que su postura sigue siendo la misma que desde un comienzo, en la cual se señala que de cumplirse ciertas condiciones ellos estarían dispuestos a concurrir al aumento de capital. “Dentro de estos parámetros hay tres que son muy relevantes. Además del destino de la caja, está que Enersis sea el único vehículo de inversión en América Latina y la relación de canje”, dicen desde la administradora.

Al respecto, señalan que aún no hay claridad en ninguno, pero que sin embargo, se encuentran en negociaciones para buscar acercamiento en los distintos puntos. Conversaciones que, de acuerdo a fuentes de la compañía, se estarían llevando a cabo de forma directa con Endesa España, así como a través de Celfin Capital, entidad a cargo de la operación.

A su vez, desde Provida explican que la iniciativa de la gira internacional que Habitat mantiene en pie no les hace sentido. “No nos imaginamos viajando por EEUU y otros lugares porque ya tenemos contacto con los principales fondos que también tienen participación en esta compañía”, señalan fuentes de la AFP, que además confirma que sí se han puesto en contacto con ellos para analizar el tema.

Fuente: Diario Financiero

Read more...

España: La eólica sería la tecnología más penalizada por el impuesto del 7%

>> 3 de diciembre de 2012


Fuente: Energías Renovables

La enmienda del PP al proyecto de Ley de Medidas Fiscales para la Sostenibilidad Energética, que propone un aumento del 6 al 7% del futuro impuesto sobre la generación eléctrica, convertiría al eólico en el sector que más tendría que pagar en términos absolutos, asegura AEE en un comunicado. La asociación estima que el impacto para el sector sería de unos 300 millones de euros, una cantidad inasumible para unas empresas que ya atraviesan serias dificultades.

La Asociación Empresarial Eólica considera “injusto e inaceptable que una tasa que nace con vocación de sostenibilidad ambiental penalice por encima de todas las demás a una tecnología con claros beneficios medioambientales y económicos para España, que es una de las que tiene la retribución más ajustada, que abarata el precio del mercado eléctrico, que es la más competitiva de las renovables y que no es culpable del déficit de tarifa”.

“Si a la inexistencia de un marco regulatorio que dé continuidad y futuro al sector, la elevada presión fiscal autonómica y local, y la caída de ingresos a los que se enfrenta el sector por el cambio de régimen económico en 2013 se le añade un impuesto del 7% sobre la generación, las empresas no podrán instalar nueva potencia y los fabricantes, que ya se enfrentan a cierres de fábricas y despidos por la falta de pedidos para el mercado doméstico, se verán obligados a marcharse de España”, añade la patronal eólica..

Por todo ello, AEE considera que la enmienda que el PP ha presentado en el Senado “no debería ser aprobada, ya que provoca más perjuicios que beneficios y supone que, tras el trámite parlamentario del proyecto de ley, todas las incertidumbres continúan abiertas”.

La patronal recuerda que, “en repetidas ocasiones, ha mostrado su disponibilidad a hacer concesiones por el bien del país y su situación económica, siempre que sean justas y negociadas”. Sin embargo, “no comprende que se tomen medidas que penalicen injustamente a una tecnología que se ha desarrollado de acuerdo a los objetivos del regulador y que tanto le puede aportar a España en un momento de graves dificultades económicas”. Entre otras cosas, señala, “la eólica frena el deterioro de la balanza comercial española al evitar más de mil millones de euros en importaciones de combustibles fósiles. Y exporta tecnología por más de 2.000 millones de euros”.

Cada vez más difícil

AEE afirma que 2013 se presenta como el año más difícil para la eólica. “A la moratoria para las nuevas instalaciones, se suma el próximo 31 de diciembre que los parques eólicos acogidos a la Disposición Transitoria Primera del Real Decreto 661/2007 (los que decidieron quedarse en el Real Decreto 436/2004 transitoriamente) deberán pasar a uno de los regímenes económicos previstos en el Real Decreto 661, lo que supondrá una merma de ingresos de unos 150 millones para el sector”, indica. Además, “las empresas dejarán de percibir el complemento por la adecuación a los huecos de tensión de los parques eólicos (125 millones). Si se suma el nuevo impuesto a la generación, el impacto total sería superior a los 500 millones de euros para un sector que factura unos 3.500 millones al año”, concluye la asociación.

Fuente: Energías Renovables

Read more...

Los proyectos eléctricos que impulsan las grandes mineras


Fuente: Revista Electricidad
Imagen: flickrhivemind.net

La situación de altos costos de la energía, las amenazas al suministro y la incertidumbre existente sobre muchos proyectos de generación, en base a lo ocurrido en casos como Castilla e HidroAysén, está incentivando cada vez más a las grandes mineras a impulsar el desarrollo de centrales para abastecer de electricidad a sus distintas operaciones.

Recientemente se anunció el reingreso de la central Kelar a tramitación ambiental. BHP, su promotor y controlador de Escondida, reformuló el proyecto original a carbón para su funcionamiento en base a gas. La termoeléctrica, ubicada en la localidad de Mejillones, Segunda Región, significará una inversión aproximada de US$400 millones y aportará una potencia de 500 MW, poco más de lo que demanda actualmente (463 MW) y casi la mitad de lo que la compañía necesitará para el 2021 (1228 MW).

Codelco, por su parte, anunció que en la misma localidad licitará una central a GNL de 750 MW por US$900 millones durante el 2013. El megaproyecto estará orientado a abastecer las operaciones del Norte Grande como Chuquicamata, Radomiro Tomic, Gaby y la futura faena Ministro Hales. Pero quizás el proyecto propio más importante de esta compañía hoy está entrampado en un proceso sancionatorio en el SEIA. Se trata de “Energía Minera”, una central termoeléctrica a carbón cuya inversión se estima en US$1.700 millones y que proveería 1.050 MW al SIC.

La Apuesta por las ERNC


Codelco y Antofagasta Minerals también están dando un fuerte impulso al desarrollo de proyectos ERNC. La cuprífera estatal ya tiene en marcha la planta Calama Solar Fotovoltaica, que pese a registrar una capacidad de 1 MW, destaca por ser la primera iniciativa en el área. Otras siete se desarrollarán durante el 2013 por un total aproximado de 60 MW, donde el que más destaca es el Parque Eólico Calama de 50 MW.

En la minera vinculada al Grupo Luksic, en tanto, el proyecto más destacado es el parque eólico El Arrayán, el que aportará unos 115 MW con una inversión total de US$270 millones y donde la compañía, por medio de un contrato con el operador, adquirirá prácticamente la totalidad de la energía generada.

La otra gran faena que está incursionando en este tipo de soluciones es Collahuasi, controlada por Xstrata y Anglo American. Mediante licitación la empresa adjudicó el desarrollo a la española Solarpack de lo que promete ser una de las mayores centrales solares fotovoltaicas del país, con un aporte que –según indican en la compañía– cubrirá el 13% de la demanda actual durante las horas del día.

Por último, Barrick inauguró el año pasado el parque eólico Punta Colorada en la Región de Coquimbo, el que con una inversión de US$20 millones y 10 aerogeneradores totaliza una capacidad instalada de 20 MW.


Fuente: Revista Electricidad
Imagen: flickrhivemind.net


Read more...

Postergación de proyectos mineros y eléctricos reduce a la mitad inversión en Atacama entre 2012 y 2016


Fuente: El Mercurio

Una fuerte reducción en las inversiones proyectadas hacia el 2016 vivirá la Región de Atacama, una de las zonas preferidas por las mineras y eléctricas.

De acuerdo con el último informe de la Corporación de Bienes de Capital (CBC), correspondiente al tercer trimestre de 2012, las estimaciones de inversión en la III Región se recortaron en 48,6% para el quinquenio 2012-2016. Esto implica una disminución de US$ 8.038 millones, respecto a lo que había estimado la edición anterior del mismo reporte. Así, las proyecciones de inversiones para la zona pasaron de US$ 16.540 millones a US$ 8.500 millones.

Según el estudio, la reducción se explica por la postergación de los proyectos mineros Cerro Casale (US$ 6.000 millones), de Barrick Gold; Inca de Oro (US$ 650 millones), de la asociación entre la australiana PanAust y Codelco; la expansión de la división Salvador de Codelco con San Antonio Óxidos (US$ 962 millones), y Central Castilla (US$ 5.300 millones) de la brasileña MPX y la alemana E.ON.

Si bien el catastro del tercer trimestre registró esas suspensiones, igualmente se han sumado nuevos
proyectos en la zona.

En el caso de las iniciativas mineras, las compañías argumentaron que los altos costos de la energía para la zona norte del Sistema Interconectado Central (SIC) hacen poco rentable iniciar las etapas de construcción de los nuevos yacimientos.

En el caso de Central Castilla, la Corte Suprema acogió un recurso de protección en contra de la termoeléctrica, paralizando la iniciativa que contemplaba una capacidad de generación de 2.100 MW.

El gerente general de la Asociación de Generadoras, René Muga, afirmó que esta caída en las inversiones producirá un efecto en cadena que afectará de alguna manera la economía y el crecimiento proyectado para la Región de Atacama.

"Estas menores inversiones se deben considerar muy relevantes para el crecimiento de todas las actividades de la zona. Por el lado minero también se van a paralizar las compañías asociadas a los servicios, los menores puestos de trabajo y la inversión en áreas inmobiliarias", indicó Muga.

Según Orlando Castillo, gerente general de la CBC, la paralización de estas iniciativas hace poco previsible que se materialicen en el corto plazo. "La mayoría de los proyectos involucrados han quedado sin cronograma, por lo que es difícil estimar en qué momento podrían reiniciar sus actividades", sostuvo.

Alza en Antofagasta

En contraste con Atacama, la región que más elevó sus estimaciones de inversión para este quinquenio fue Antofagasta. Según la CBC, la II Región anotó un aumento de 20,3%, lo que representó un alza de US$ 4.321 millones.

Según el informe, el aumento en las estimaciones respondió al ingreso en el catastro de plantas de mineral de cobre sulfurado, otras construcciones para la minería, planta de procesos de otros minerales, plantas fotovoltaicas y parques eólicos.

"Antofagasta tiene una cartera propia que hasta el momento ha seguido su marcha de manera normal", comentó Castillo.

Comité de Ministros vería hoy Punta Alcalde

El Comité de Ministros puso en tabla para hoy lunes la discusión de las reclamaciones que realizó Endesa Chile, luego de que el Servicio de Evaluación Ambiental rechazara el permiso ambiental del proyecto termoeléctrico Punta Alcalde (740 MW) en la Región de Atacama.

Según fuentes de distintos ministerios, este lunes se le daría luz verde a la iniciativa por US$ 1.400 millones, pero estableciendo una serie de condiciones a la empresa para que entregue cada cierto tiempo una medición de los gases nocivos que emite la central.

Este punto es de suma relevancia si se tiene en cuenta que el proyecto fue rechazado por el servicio, tras argumentar la falta de estudios técnicos que comprobaran que Punta Alcalde cumplía con la nueva norma de emisiones que estableció la autoridad a mediados de 2011.

Fuente: El Mercurio

Read more...

Suez definirá el próximo año socio estratégico para nueva central a carbón


Fuente: La Tercera

En los próximos seis meses, el grupo franco-belga Suez definirá la incorporación de un socio estratégico para uno de los mayores proyectos energéticos que tiene en carpeta en el norte grande. Actualmente, la firma negocia con al menos tres actores -tanto nacionales como internacionales- la incorporación a la propiedad del proyecto carbonero Infraes- tructura Energética, que se ubicará en la zona de Mejillones, en la Región de Antofagasta.

Según señaló el gerente general de E.CL -filial del grupo Suez que concentra los activos de generación-, Lodewijk Verdeyen, las conversaciones con los potenciales socios podrían tener resultado durante el primer semestre de 2013.

“La idea es tener un socio, porque el proyecto es muy grande para una empresa como E.CL. Todavía estamos hablando con diferentes grupos, y hay muchos interesados”, dijo.

Agregó que “en mi opinión, en seis meses, si llegamos a una situación donde podemos hacer andar el proyecto, podríamos tener un socio confirmado”.

El proyecto Infraestructura Energética obtuvo su aprobación ambiental en 2010. Contempla la construcción de dos unidades de generación a carbón de 375 megawatts cada una de capacidad instalada, con una inversión estimada de US$ 1.500 millones.

El ejecutivo señala que, aunque aún no está del todo definido, el grupo está abierto a vender una participación importante: “No necesariamente tenemos que tener más del 50% del proyecto, podría ser menos, pero queremos obtener el control operacional”.

Precisó que “hoy no está definido, estamos teniendo conversaciones con diferentes grupos industriales y la participación de cada uno va a depender de estas negociaciones”.

Verdeyen señaló que el punto crítico para el futuro del proyecto será la negociación de contratos de suministro de largo plazo con compañías mineras. Esas negociaciones se han vuelto más complejas ante la incertidumbre por el retraso en los proyectos mineros y su fecha de entrada en operaciones, los precios futuros del cobre, ya que para echar a andar la central es necesario tener al menos el 75% de la capacidad contratada en el largo plazo.

“Lo más importante es lograr contratos, y lo que pasa en este momento es que ninguno de los proyectos mineros hoy en día está en posición para ya firmar contratos. La razón es que hay incertidumbre sobre cuáles van a ser los costos y los precios del cobre en el futuro; y en general todo demora mucho más hoy que unos años atrás. Nuestra política es que cuando el 75% de la capacidad está contratada, normalmente avanzamos. Esto es unos 225-a 250 Mw contratados (por unidad). Estamos participando en licitaciones y negociando con clientes (principalmente mineros), pero todo depende de lo que ellos decidan”, dijo.

Fuente: La Tercera

Read more...

Cerebro de Alto Maipo deja AES Gener por diferencias con la administración


Fuente: Diario Financiero
Imagen: Portal Cajón del Maipo

Un remezón de proporciones se produjo la semana pasada en AES Gener. El gerente del proyecto Alto Maipo, Carlos Mathiesen, dejó la firma. Dos son las versiones que cuentan su salida, aunque ambas tienen un denominador común: diferencias con la administración.

Según cuentan entendidos, el ejecutivo que desarrolló el proyecto, no habría estado de acuerdo con que pusieran sobre él a un vicepresidente a quien debía responder, considerando la expertise que tiene en la construcción de túneles. Para muchos, Mathiesen debía haber respondido directamente a la gerencia general por Alto Maipo y no ante otro ejecutivo. Por ello, habría presentado su renuncia el martes, versión que es la que tiene más fuerza.

Otros cuentan que esta misma vicepresidencia, de Ingeniería y Construcción, junto con el área de Operaciones tenían una visión distinta a la del ejecutivo, lo que habría gatillado la salida.

En cualquiera de los casos, Carlos Mathiesen ahora estaría negociando los términos de su salida de la eléctrica.

Para fuentes del sector, la salida de Mathiesen será un duro golpe para la compañía. El ingeniero es reconocido en la industria como uno de los gestores, sino el único, de Alto Maipo, en su primer paso por Gener, cuando estaba Juan Antonio Guzmán en la gerencia general y ocupó varios cargos, entre ellos gerente general de Norgener, antes de salir por proyectos personales y luego desembarcar en el Metro.

Expertise 


Además, en la industria es reconocida su expertise en la hidroelectricidad. “No hay nadie que sepa más de túneles en Chile más que Carlos Mathiesen”, cuenta un cercano al ejecutivo, opinión que en todo caso es compartida por varios en la industria. Parte de esta experiencia se le reconoce desde cuando trabajó en la central Alfalfal I.

El tema de la salida de Mathiesen no es menor, considerando que la empresa está en proceso de obras tempranas, pero más aún porque está en plena búsqueda de un socio para la hidroeléctrica y no se sabe cómo podría afectar las negociaciones la salida del gerente del proyecto.

Sumado a eso, en la industria temen que se pueda repetir un nuevo desastre en un túnel como el de la central La Higuera, de SN Power y Pacific Hydro, lo que terminó pasándoles la cuenta.

Read more...

AFP Cuprum: "Nuestro interés no es bloquear el aumento de capital de Enersis"


Fuente: La Tercera

Una vez que se cumplieron las condiciones solicitadas por AFP Cuprum e impuestas por la SVS, la administradora decidió sentarse a conversar con Endesa España (EE), dueño de 60,2% de Enersis, para buscar puntos de acuerdo en la propuesta de aumento de capital para el holding energético. Hasta entonces, las AFP, que controlan 12,6% de la eléctrica, habían estado en la vereda opuesta del grupo español, con una férrea oposición a la forma en que planteó inicialmente la operación.

La opción de Cuprum de ahora acercar posiciones con EE marca una diferencia sustancial respecto de Habitat. Su presidente, José Antonio Guzmán, ha dicho que no han conversado con EE y anunció una ronda de reuniones de las AFP con tenedores de ADR socios de Enersis- para plantearles los riesgos de la operación. Sobre el tema, el gerente general de Cuprum, Ignacio Alvarez, niega que la gestora participe en esas gestiones multilaterales.

¿Cuprum participará de la ronda con los ADR?

No vamos a participar en ningún road show, pero sí estamos comunicados con muchos minoritarios. Es una situación bastante extraña que una persona de otra firma hable de qué vamos a hacer nosotros. Esta idea fue conversada con el resto de las AFP, pero está siendo aún evaluada. Nuestro rol no es hacer ni un road show ni un anti road show.

¿Buscan desmarcarse de Habitat?

Nos hemos reunido en varias oportunidades con Endesa España, pero no es que nos estemos desmarcando, porque no sabemos que están realizando las otras AFP. Creo que algunas están en conversaciones con Endesa. Nuestra preocupación es tratar de hacer las cosas lo mejor posible para obtener la máxima rentabilidad de los fondos.

¿Hay un quiebre entre las AFP?

En ningún caso. Tampoco es mi ánimo referirme ni catalogar el proceder de los demás, pero nosotros tenemos clara nuestra postura.Y nuestro interés no es bloquear la operación, sino intentar solucionarla. Nuestro objetivo no es estar oponiéndonos a todo, porque es inconducente asumir una postura de oponerse a todo per se. Luego de que la operación se ha encauzado en el marco de una transacción entre partes relacionadas, gracias a nuestra intervención, con todas las consecuencias que ello tiene, nuestro interés es intentar buscar un acercamiento y conversar para tratar de llegar a acuerdo si es conveniente para los fondos. Siempre privilegiaremos, una vez que la contraparte esté dentro de la normativa, el entendimiento y el diálogo por sobre la confrontación.

¿En qué aspectos han logrado acercamientos con EE?

En particular, en que el mecanismo sobre el cual se fijará el aporte de los activos sea coherente con el valor de Enersis y con el valor al cual se emitirá el resto de las acciones. Es muy distinto si la operación se hace en US$3.400 millones, pero el aumento de capital es a $160 o a $120 la acción. Ellos han recogido esa inquietud y están llanos a que se realice de esa forma.

¿No han consensuado un valor?

Los valores no se han consensuado. Ya tenemos un avance, hemos recibido de parte de ellos la confirmación de que coinciden en que el mecanismo de fijación de precios debe ser tal que el valor de los activos sea congruente con el valor de la acción de Enersis.

¿Cómo funciona ese mecanismo?

Si los activos son valorados en US$3.400 millones, será con un precio de Enersis de $162. Si la acción estuviera 10% más abajo, en $145, esos activos valdrían también un 10% menos, de manera que el aporte de los minoritarios sea congruente con lo que está aportando EE a través de sus activos.

¿Y a qué precio les parece conveniente que se valoricen esos activos?

Les hemos planteado un rango al cual nos parece que la operación podría ser atractiva, y se sitúa cerca de las valorizaciones de Econsult e IM Trust. Las valorizaciones se acercan a US$3.400 millones, que nos parecería razonable.

¿De cuánto sería el aumento de capital?

De alrededor de US$5.600 millones.

¿Muy lejos de la posición de EE?

No lo sabemos. Sí han manifestado el interés por conversar con nosotros, porque han visto que en un proceso como este lo que se debe lograr al final es que todos los accionistas estén satisfechos con la operación.

¿En qué más han avanzado con EE?

Un tema relevante es que nosotros considerábamos que la existencia de una nueva serie para el aumento de capital no generaba valor a los accionistas. Al contrario, producía más ruido, porque son potenciales diferencias en el futuro y generan costos de transacción. EE manifestó que era una observación válida y está haciendo los estudios para revisar el tema y hacer una sola serie. A eso se suma el compromiso de que Enersis sea el único vehículo de inversión en Latinoamérica, lo que se comprometieron a formalizar.

¿Diría que hoy están más cerca de aprobar la operación?

No, porque si bien hemos acercado posiciones, hay un elemento sustancial a definir que es el precio. Se estableció el mecanismo, pero no los valores y estos son tremendamente relevantes. Nuestra posición en la junta dependerá de que se hayan cumplido todos los compromisos a los cuales EE parece haberse allanado, pero evidentemente también que se llegue a un precio atractivo para los fondos de pensiones.

¿Qué otros temas están pendientes?

Esperamos ver un plan de inversiones, nítido y coherente. Al mismo tiempo, sabemos que no es función de los accionistas estar evaluando cada proyecto de inversión que genera cada compañía. Es el directorio de Enersis el que debe verificar cuáles son los proyectos y ver cuál es la estructura de financiamiento óptima de la compañía en términos de deuda y capital. Nuestro rol no es dirigir las compañías. Esperamos que Enersis entregue la máxima cantidad de información, pero también entendiendo que puede haber oportunidades de inversión que no sea conveniente darlas a conocer al mercado, porque eso puede debilitar la posición negociadora de la empresa y eso va en contra de los accionistas.

La inversión ¿debe ser con deuda y capital?

La compañía y el directorio deben evaluar cuál es la estructura óptima de financiamiento y cada accionista debe ver si en esas condiciones le es una inversión atractiva o no. En Chile hay firmas con un alto nivel de deuda y otras con un bajo nivel de deuda. No es que unas sean peores que otras, pero a las que tienen un nivel de deuda más alto se les exige una rentabilidad a su patrimonio más alto.

¿Esperan una respuesta a los temas pendientes antes de la junta?

Esperamos seguir reuniéndonos con EE para efectos de seguir avanzando en todos los aspectos que les hemos propuesto e idealmente consensuar un precio en forma previa a la junta.

Fuente: La Tercera

Read more...

Los 10 mayores riesgos que tendrá que sortear la minería mundial


Fuente: El Mercurio

Más extremos y complejos. Así define el informe de Ernst & Young los 10 riesgos de negocio en la industria minera y metalúrgica en 2013.

1 Nacionalización: Quizá sea la crisis o sólo el populismo, pero la consultora alerta sobre la ola de nacionalizaciones que está afectando a la minería del mundo y la destrución de valor que esto provoca.

2 Escasez de mano de obra: Antes era un problema radicado en Australia y Canadá, pero este año llegó para quedarse en muchos otros países, incluido Chile.

3 Acceso a la infraestructura: Precios más altos de los minerales han hecho atractivos los depósitos más distantes, pero la crisis ha llevado a que los gobiernos ya no inviertan en infraestructura, y las mineras tengan que hacerlo, subiendo sus costos.

4 Inflación de costos: Mano de obra, energía, menor ley del mineral, restricciones e impuestos, un mix que las mineras deberán afrontar en todo el mundo y que les hará inflar sus costos de producción.

5 Ejecución de proyectos de inversión: Altos precios impulsaron una amplia cartera de proyectos que hoy, en medio de la incertidumbre por costos y precios, están obligando a las mineras a replantear.

6 Mantener una licencia social para operar: Es que lo que en Chile conocemos como la judicialización, la que encarece, pero también entorpece el desarrollo del sector.

7 Volatilidad de precios y monedas: La crisis también ha hecho que en los mercados bursátiles las alzas en los precios de los minerales se subrepresenten en el valor de las acciones pero, al revés, las bajas sobrecastiguen el valor bursátil de las mineras que, por este fenómeno, ven perjudicado su patrimonio.

8 Gestión y acceso de inversiones: La crisis ha complejizado el proceso de levantamiento de caspital.

9 Beneficios compartidos: En ambiente de crisis, los altos precios de los minerales ha hecho que la minería sea visto como un buen lugar para obtener recursos que de otros lugares ya no se consiguen, y todos quieren una parte del negocio: gobiernos, comunidades y empleados.

10 Fraude y corrupción: Crisis, judicialización y nacionalización, una compleja mezcla que aumenta el riesgo político de las operaciones mineras en el mundo.

Fuente: El Mercurio

Read more...

Archivo del blog

Buscar este blog

contador de visitas

Nuestros visitantes

  © Procrea comunicaciones Simple n' Sweet by diseño 2010

Back to TOP