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.
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Entérese del estado de la eficiencia energética en América Latina

>> 11 de julio de 2012


Fuente: América Economía

El net metering, a nivel doméstico, la principal innovación energética que viene para Latinoamérica; el estrés de los sistemas eléctricos de la región, o el boom del carbón colombiano, en momentos en que precios baratos y mejoras tecnológicas hacen que la generación eléctrica vía carbón esté más fuerte que nunca, son algunos de los temas que usted podrá revisar en este nuevo especial informativo de AméricaEconomía.

Asimismo, destacamos la eficiencia energética, un concepto ya instalado en Chile, con importantes avances que lo colocan a la vanguardia en la región. La escasez de electricidad y los altos precios son algunos de los factores que explican esta tendencia.

En este especial además podrá encontrar diversos gráficos con mayor detalle sobre la combustión limpia, el porcentaje de consumo de electricidad correspondiente a la industria, energía orgánica, entre otras temáticas.

Fuente: América Economía

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Nuevo Proyecto para Aprovechar la Energía Mareomotriz

>> 6 de julio de 2012


Fuente: Gstratium

La energía mareomotriz es una de las fuentes de energía renovables que se escucha y utiliza menos a pesar de que su potencial para la generación de electricidad es muy alta. El problema es que el despliegue de las turbinas hacia el océano o los ríos puede llegar a ser terriblemente difícil. Sin embargo, un importante proyecto esta en puerta y se espera que este finalizado en pocos meses.

En la primera fase del proyecto se instalarán cinco grandes aerogeneradores en el Golfo de Maine con una capacidad de 900 kW, esta fase deberá estar terminada y operando para el mes de Octubre.

Al finalizar el proyecto tendrá una capacidad de 4MW y también se anunció que ya tiene un acuerdo de 20 años para vender la energía generada a Bangor Hydro, CMP y el Servicio Público de Maine.

El boceto de como quedara el proyecto cuando este terminado se puede ver en la imagen.

Fuente: Gstratium

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Tarificación de carretera eléctrica: Gobierno propone que paguen los clientes


Fuente: El Mercurio

Una de las definiciones más importantes del proyecto de la carretera eléctrica pública ya estaría tomada.
Según fuentes ligadas al Ejecutivo, el modelo de tarificación asociado a las líneas de transmisión que se beneficiarán de esta iniciativa, contempla el pago por parte de los clientes finales y no de las generadoras, como opera el actual sistema.

Hoy, el pago de peajes por las inversiones en transmisión realizadas en el Sistema Interconectado Central (SIC) se costea a través de un cobro que asumen en un 80% las generadoras y en un 20% los usuarios en la área de influencia común (entre las subestación Charrúa y Quillota). El proyecto determinaría que dicha remuneración sea asumida por los clientes libres y regulados.

Fuentes de Gobierno afirman que con esto se busca anticipar las obras de transmisión a las de generación, y no al revés como opera hoy. Esto, con la idea de que el sistema de líneas cuente con holguras suficientes para que se vayan sumando los nuevos proyectos eléctricos y estos no sufran restricciones por razones de ubicación.

Con este nuevo sistema de transmisión también se pretende evitar la creación de zonas saturadas en ciertos tramos del troncal que generen fragilidad en el SIC. Hoy esto sucede en algunos segmentos del sistema.

El nuevo sistema de tarificación operará de forma similar al que se utiliza en Perú con el modelo de estampillado. Éste establece un cobro fijo por uso del troncal, el cual es pagado a través de una prorrata entre todos los usuarios del sistema.

Así, para los clientes regulados el cargo único por uso del sistema troncal que hoy se cobra en las cuentas de la luz aumentaría en más del doble con el nuevo modelo que busca implementar el Gobierno para la carretera eléctrica.

Sin embargo, este incremento se vería atenuado en el futuro por el ingreso de nuevas centrales al sistema, las que bajarían considerablemente los precios de la energía, afirma una fuente de Gobierno.

Además, permitirá que las unidades puedan inyectar energías desde zonas lejanas a los centros de consumo, lo que favorecerá el ingreso de Energías Renovables No Convencionales (ERNC) e hidroeléctricas.

Fuente: El Mercurio

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Golar LNG se adjudica contrato para barco regasificador de Gas Atacama


Fuente: La Tercera

La firma internacional Golar LNG se adjudicó la construcción del barco que servirá como terminal flotante de regasificación y almacenamiento de gas natural licuado (GNL), en la costa de Mejillones, en el norte del país, de Gas Atacama.

El terminal tendrá una capacidad de 5 millones de metros cúbicos al día, lo que le permitiría aportar la generación de 1.000 megawatts de energía.

El proyecto demandará una inversión de US$350 millones.

Gas Atacama firmó contratos entre 15 y 20 años con el proveedor del barco, que incluyen la mantenciónn, operación y construcción del terminal.

La firma anunció a mediados de mayo que ingresaría un Estudio de Impacto Ambiental para construir un tercer terminal de gas natural licuado (GNL) en Chile, que se sumará a las instalaciones de Quintero y Mejillones.

Actualmente Gas Atacama negocia con mineras contratos de suministro eléctrico que le permitan viabilizar el proyecto.

Fuente: La Tercera

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Energía eólica barata será puesta a prueba con nuevas turbinas Renova

>> 4 de julio de 2012


Fuente: La Tercera

La estrategia de Renova Energía SA de producir energía eólica más barata que en cualquier otro lugar del mundo será puesta a prueba cuando comiencen a funcionar sus primeras turbinas, contribuyendo a transformar a Brasil en el cuarto mayor mercado del mundo.

Renova, que tiene entre sus mayores accionistas a Light SA, la semana pasada empezó a operar el mayor parque eólico de América del Sur en el noreste de Brasil. La empresa, con sede central de Sao Paulo, planea construir por lo menos seis parques el año que viene.

Brasil apunta a llevar a más del doble su capacidad de generación de energía eólica el año próximo aprovechando el mismo sistema climático que trajo a los navegantes portugueses y españoles al continente en el siglo XVI. Renova apuesta a que sus parques eólicos puedan producir energía con tan sólo un cuarto del costo necesario para hacer viables algunos proyectos europeos.

“Hay incertidumbre respecto a si estas turbinas rendirán como se espera”, dijo telefónicamente Unai Otazua Aranguren, director de la oficina brasileña de la consultora de energías renovables Garrad Hassan Group Ltd. “Aquí el viento se comporta de manera distinta de lo que tenemos en Europa y los Estados Unidos”.

Renova subió 0,3% a 31 reales en Sao Paulo el 29 de junio, llevando el aumento en lo que va del año a 16%. Trepó a más del doble desde que vendió acciones por primera vez en 2010.

El gobierno de Brasil promueve los proyectos eólicos y de otras energías renovables apostando a no depender exclusivamente de las centrales hidroeléctricas, que representan el 66 por ciento de la capacidad instalada del país. Los parques eólicos pueden ayudar a apuntalar el suministro de electricidad en los meses más secos, cuando baja el nivel de los embalses.

INVERSIONES POR US$16.900 MILLONES
El organismo nacional de energía, Empresa de Pesquisa Energética, conocida como EPE, prevé que se pondrán en marcha 10 gigawatts de parques eólicos entre 2012 y 2020, lo que requerirá inversiones por unos 34.000 millones de reales (US$16.900 millones).

Desarrolladores como Iberdrola Renovables SA de España y Renova firmaron contratos eólicos en seis subastas realizadas en diciembre para sumar 6,8 gigawatts de capacidad de generación. El primero de los parques deberá comenzar a operar este mes.

Brasil era el onceavo mercado del mundo en energía renovable el año pasado, explicó Steve Sawyer, secretario general del grupo de lobby industrial Global Wind Energy Council con sede en Bruselas, en una entrevista del 7 de febrero.

Renova estima que sus turbinas girarán más del 50% del tiempo, frente a un promedio de 25% para los parques eólicos de Europa. Los vientos que soplan hacia el oeste sobre el Atlántico y atraviesan el noreste de Brasil conforman el sistema climático más regular del mundo, afirma la Sociedad Estadounidense de Meteorología, lo que permite que las compañías utilicen turbinas más baratas y livianas.

Fuente: La Tercera

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Crecimiento económico del Perú incrementará demanda de potencia eléctrica en 2.000 MW

>> 3 de julio de 2012


Fuente: América Economía

Los estimados de crecimiento económico del Perú previstos para los próximos años, también incrementará la demanda de la potencia eléctrica en aproximadamente 2.000 megavatios (MW) hasta el 2016, estimó este viernes BBVA Research.

Agregó que ese incremento será cubierto con holgura por las nuevas centrales eléctricas que actualmente están en construcción, y cuya potencia instalada conjunta asciende a una cifra superior a los 3.500 MW.

Según el Observatorio Económico Perú: Sector eléctrico peruano elaborado por BBVA Research, alrededor del 75% de esa nueva infraestructura de generación iniciará operaciones a partir del segundo semestre de 2013 en adelante.

Agregó que el crecimiento económico de los últimos diez años (2002-2011) fue de 6,4% en promedio anual, lo que ha ocasionado que la demanda de energía eléctrica se duplique en este período.

Sin embargo, la infraestructura de generación eléctrica no creció al mismo ritmo y la potencia efectiva se incrementó 43% durante estos años.

Esto ha ocasionado que se reduzcan los márgenes de reserva del sistema (de 57% en el 2001 a un nivel de 13,5% en diciembre de 2012) y que se utilicen las unidades de generación existentes con mayor intensidad, aumentando el riesgo de falla de las mismas.

Asimismo, debido a que más del 80% de la nueva capacidad de generación ha sido instalada en el centro del país (asociado a la disponibilidad de gas natural cerca de Lima desde el 2004), las necesidades de transmisión también han aumentado, lo que ha congestionado las líneas que trasladan la energía al norte y sur.

Fuente: América Economía

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Mineras del norte licitarán este año al menos 1.200 MW en medio de escasez de oferta


Fuente: Diario Financiero

En dos grandes licitaciones de suministro de energía trabajan dos de las mayores empresas mineras del norte. BHP Billiton, por su parte, hará un llamado por unos 680 MW –aunque algunos dicen que podría llegar a 800 MW-, mientras que Collahuasi –ligada a Anglo American y Xstrata- hizo lo mismo por unos 600 MW, para sus proyectos de expansión Faena Cordillera y Puerto Patache. En total, por seguro serán unos 1.200 MW que se agregarán a la demanda de energía en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) que deberán ser servidos en los próximos años.

Mientras tanto, otras mineras que trabajan en llamados a licitación de suministro para este período son Quebrada Blanca 2 –de la canadiense Teck-, Sierra Gorda de Quadra Minning y, un poco más en verde, la ampliación de Zaldívar, de Barrick, y la división Codelco Norte para Chuquicamata Subterránea y Ministro Hales.

El problema es que no existen actualmente fuentes de generación que puedan servir esos contratos. Las únicas centrales de base aprobadas en el SING son Infraestructura Energética, de E-CL, que tendría una capacidad de 750 MW y la central termoeléctrica de AES Gener, Cochrane, por unos 560 MW. Así, la oferta disponible sería de unos 1.310 MW. Y aunque alcanzaría para suplir ambos contratos, no es del todo seguro que vayan destinados a ellos.

En todo caso, cada uno de estos proyectos de generación siguen su curso. Mientras Infraestructura Energética busca socios, también está en proceso de adjudicar la central. Entre los participantes está la española Cobra. Además, ya están delineando la estrategia para contratar su energía. En tanto, Cochrane está en el mismo proceso, aunque un poco más avanzado en las negociaciones para contratar el suministro. Según fuentes de la industria, la firma de AES Gener está a punto de cerrar un acuerdo con Quadra Mining para su proyecto Sierra Gorda.

De esta forma, BHP y Collahuasi sólo tendrían la central de E-CL para suplir sus necesidades de suministro. Y aunque ambas consideran un porcentaje de ERNC –Collahuasi en torno a 30 MW, mientras BHP lo está definiendo-, de igual forma la demanda es grande para una sola central.

Así, ante la dificultad de encontrar ofertas, BHP está proponiendo, junto con su bloque, que el ganador construya la central Kelar que la minera tiene en carpeta y con aprobación ambiental lista. Esta central, sería por unos 500 MW. Sin embargo, no a todos les resulta atractiva esta oferta, lo que hizo que hace unos años fuese desistida por el constructor que se la había adjudicado.

Una salida para GasAtacama


El dilema se presenta para los otros proyectos mineros. Un ganador en este escenario podría ser GasAtacama, pues de sus 760 MW de capacidad, tiene libres de contrato unos 600 MW, dice Francisco Aguirre de Electroconsultores. Además, por ser una central ya construida, podría proveer con mayor seguridad, sin demora, en los plazos comprometidos. El dilema, dicen otros expertos, es que la firma necesita encontrar un proveedor de gas con un contrato de largo plazo, lo que ven difícil ahora, por la realidad de la compañía, con los socios entrando a un juicio arbitral que podría tomar años.

Fuente: Diario Financiero

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Energías Renovables superarán los 1.000 MW de capacidad instalada al primer trimestre de 2013


Fuente: Revista Electricidad

Las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) ocupan un lugar secundario dentro de las fuentes de generación en la matriz energética chilena, aunque la situación promete cambiar en los próximos años con la incorporación de nuevos proyectos al sistema de transmisión.

De hecho, a comienzos del 2013, las plantas de generación eléctrica con energías "limpias" tendrán una capacidad instalada de 1.066 MW, producto de la incorporación durante el presente año de 12 iniciativas que hoy están en construcción, y que sumarán 334 MW a los 732 MW que ya existen en funcionamiento.

Según datos del Centro de Energías Renovables (CER) -brazo articulador del Ministerio de Energía y CORFO en el desarrollo de este tipo de energía- las centrales generadoras que estarán en funcionamiento a comienzos del próximo año funcionarán en un 41,3% con biomasa, seguido las mini-hidro (30,4%), eólica (28,2%) y solar (0,1%).

La directora ejecutiva de CER, María Paz de La Cruz, explicó a Emol que el Ministerio de Energía se ha esforzado por definir y consensuar los criterios necesarios para contar con una matriz energética: "limpia, económica y segura".

Así, la autoridad asegura que esto se vio reflejado en la Estrategia de la Energía 2012-2030 dada conocer por el Presidente Piñera a finales de febrero de este año. "Allí, se establecieron seis pilares fundamentales, ocupando una posición privilegiada el impulso decidido a la incorporación de las ERNC".

De hecho, hoy en el Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA) existen proyectos que tienen la Resolución de Calificación Ambiental (RCA) aprobada con una capacidad de generación por 3.796 MW, y siguen en el proceso de calificación iniciativas por otros 3.307 MW.

Problemas de financiamiento y nuevo programa de fomento a la industria

Sin embargo, la mayoría de estos proyectos "en verde" cuenta con problema de financiamiento, lo que ha obligado al CER a realizar ruedas de negocios para que inversionistas se entusiasmen con el negocio.

El gerente general de la Asociación Gremial de Generadoras de Chile (AGG), René Muga señaló que entre las razones existentes para esta falta de inversionistas se debe considerar "un factor de incertidumbre que lamentablemente es alta en ese mercado. Esto afecta a todos los proyectos, pero en especial a los eólicos y los solares".

"En ambos casos, como son tecnologías que tienen características de volatilidad intermitente, eso las obliga más bien a vender su energía en el mercado spot que a tener contratos de suministro que le den seguridad al cliente de que va a contar con energía cuando la necesite", agregó el líder gremial.

No obstante, Muga asegura que el problema de financiamiento cada vez es menor: "Las tecnologías están siendo cada vez competitivas y con un mercado energético más robusto, cada vez será menos complicado conseguirlo".

En este sentido, la directora ejecutiva de SER adelantó a Emol que en las próximas semanas, "anunciaremos un impulso concreto a la industria, ya que lanzaremos un instrumento de fomento que viene a apoyar la etapa de de pre inversión de los proyectos de ERNC".

"Esta línea de financiamiento será administrada por el CER, con el objetivo de hacer madurar la cartera de iniciativas en este ámbito y dar cabida a nuevos proyectos eléctricos", añadió De la Cruz.

Fuente: Revista Electricidad

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MPX Chile cambia de gerente general tras joint venture con E.ON

>> 29 de junio de 2012


Fuente: El Mercurio

El joint venture entre la brasileña MPX y la alemana E.ON ya está tomando forma.

La nueva empresa, en la que cada firma tiene un 50% de la propiedad, acaba de nombrar al actual gerente general de MPX Chile, Pedro Litsek, como director de desenvolvimiento de proyectos térmicos, cargo que tendrá como principal objetivo impulsar y supervisar todas las iniciativas a carbón, gas y diésel que hoy está desarrollando la compañía, y que a futuro desee emprender en Chile y Brasil.

En tanto, Litsek será reemplazado a partir del 1 de julio por la actual gerenta legal de la filial de MPX en Chile, María Paz Cerda.

La ejecutiva lleva cuatro años ligada a la compañía y ha estado a cargo de todas las materias legales relacionadas con el proyecto carbonero Castilla (2.100 MW), cercano a la zona de Punta Cachos, III Región.

Previo a su desembarco en la firma ligada al multimillonario Eike Batista, trabajó en el estudio de abogados Carey & Cía.

La principal tarea de la nueva CEO en Chile será sacar adelante Castilla. El proyecto se encuentra siendo evaluado por la Corte Suprema, luego que la Corte de Apelaciones de Antofagasta acogiera un recurso de protección presentado por los opositores a la iniciativa.

El joint venture deberá impulsar inversiones de MPX por 11 mil MW, de los cuales la alianza desarrollará el 50%. Entre éstos se encuentra la termoeléctrica Açu Power Projects en Río de Janeiro (5.400 MW); las centrales de generación Sul y Seival en Rio Grande do Sul (1.300 MW) y la ampliación de una planta térmica en Maranhão (1.500 MW).

Fuente: El Mercurio

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Las nuevas plantas de energía limpia generarán el equivalente a dos reactores en Japón

>> 28 de junio de 2012


Fuente: EFE Verde

Según un estudio realizado por el diario económico Nikkei, en el archipiélago hay en construcción más de 110 plantas solares con una capacidad de al menos 1.000 kilovatios cada una, que contribuirán a generar en total más de 1,3 millones de kilovatios.

Además, está prevista la construcción de unas 20 plantas eólicas con una capacidad total de unos 750.000 kilovatios.

Se espera que las instalaciones solares comiencen a operar para el año fiscal 2014, mientras que las eólicas lo harían para el ejercicio 2016, con un coste total de construcción cercano a los 600.000 millones de yenes (unos 6.000 millones de euros).

En el año fiscal 2011, Japón produjo cerca de 800.000 kilovatios de energía solar (sin incluir la de los paneles colocados en casas particulares) y 2,5 millones de kilovatios de energía eólica, según datos del Ministerio de Economía, Comercio e Industria.

Detrás de este incremento en proyectos de energía renovable está la ley que entrará en vigor el próximo domingo, que establece la obligación de que las grandes compañías eléctricas adquieran energía proveniente de fuentes renovables a precios preestablecidos.

La puesta en marcha de la norma se produce en un momento en que el suministro energético de Japón atraviesa una delicada situación por la parada de sus reactores nucleares a raíz del accidente de Fukushima desatado por el devastador tsunami del 11 de marzo de 2011.

Fue precisamente aquel día, pocas horas antes del terremoto de 9 grados que desencadenó el desastre, cuando el Gabinete aprobó la ley de energías renovables, que sería ratificada por el Parlamento a finales de agosto.

La crisis nuclear de Fukushima, la más grave desde Chernóbil, llevó a la detención gradual de los 50 reactores comerciales del archipiélago por revisiones o pruebas de seguridad, el último de ellos el pasado 5 de mayo.

El 16 de junio el Gobierno dio la orden de reactivar dos de ellos, por primera vez desde la crisis, para hacer frente al incremento de la demanda previsto en verano.

Fuente: EFE Verde

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Toyota amplía su familia híbrida en Chile con el arribo del hermano menor del Prius


Fuente: Emol.com

Ofrecer la mejor economía de consumo al mínimo precio posible. Bajo ese concepto, el fabricante japonés Toyota amplió su gama híbrida en Chile con la llegada de su modelo Prius C.

Este hermano menor del automóvil verde que desembarcó en 2009 en nuestro país y que en Japón bate récords de ventas, destaca por su tecnología amigable con el medio ambiente, diseño aerodinámico y alto nivel de prestaciones.

El nuevo integrante de la familia ecológica de Toyota fue concebido bajo el concepto "Eco-Fun", emite sólo 0,77 gr/km de CO2, en comparación con un vehículo con tecnología convencional, que contamina un 75% más.

Respecto a su consumo, desde la casa nipona aseguran que el Prius C, que es un 95 por ciento reciclable, podría alcanzar hasta los 26 kilómetros por litro combinados.

En ese sentido, este hatchback cuenta con el sistema Hybrid Synergy Drive (HSD), que a la fecha es el de mayor uso a nivel mundial -alcanzó más de 4 millones de unidades vendidas-, lo que ha contribuido a disminuir cerca de 18 millones de toneladas al año de CO2.

Tal tecnología utiliza un propulsor a gasolina y un segundo motor eléctrico, siendo capaz de determinar en qué momento conviene más usar uno u otro o ambos.

Destaca además su batería HV (de níquel e hidruro metálico) que nunca se enchufa a una fuente externa y se recarga automáticamente aprovechando la energía del frenado y usando la energía del motor bencinero para transformarla en electricidad de forma eficiente.

El equipamiento del Prius C incopora ABS, EBD, control de estabilidad, 7 airbags, carrocería de deformación programada, y un diseño aerodinámico que en el caso del parachoques, capó y parrilla, está pensado para reducir las lesiones por impacto a peatones.

Posee también un sistema de audio con conexión Bluetooth, climatizador y 12 espacios para almacenaje, así como un sistema de visualización de información en pantalla, la que entrega al conductor datos en tiempo real sobre el consumo, además del uso y fuente de energía con el que está funcionando.

Y es en su búsqueda por democratizar la tecnología híbrida, que este nuevo integrante de Toyota, que otorga una gran habitabilidad para cuatro plazas y un amplio sector para equipaje, aterriza en única versión a $12.990.000.

Fuente: Emol.com

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Bencinas anotaron en junio mayor caída en cerca de cuatro años


Fuente: La Tercera

Hoy las bencinas bajarán por tercera semana consecutiva y cerrarán junio con su mayor baja desde 2008. Enap informó que la gasolina de 93 octanos bajará $ 12,3 por litro, mientras que la de 97 octanos retrocederá $ 18,7. Además, el diésel descenderá en $ 5,6. En Santiago, la bencina de 93 octanos se ubicará en $ 736, mientras que la de 95 octanos en $ 757 y de 97 octanos en $ 781.

Una vez que las estaciones de servicios traspasen las caídas al público, las bencinas acumularán, en las últimas tres semanas, caídas entre $ 42 y $ 51, dependiendo del octanaje. Se ubicarán en sus menores valores desde fines de septiembre y desde su peak, en abril, habrán bajado unos $ 65 por litro.

Entre noviembre y diciembre de 2008, las gasolinas anotaron siete semanas consecutivas de bajas, con una caída promedio de $ 246,6 producto de la crisis externa.

Enap informó que la caída de hoy responde a que bajaron los precios de los combustibles derivados del petróleo en el mercado de la Costa del Golfo de EEUU, que sirve como referencia para Chile. Esa caída replicó los descensos de la cotización del petróleo Brent. Este acumuló una baja de 7,1%, cerrando US$ 91 por barril en la Bolsa Intercontinental de Londres.

“El petróleo y otros commodities bajaron a consecuencias del empeoramiento de las expectativas económicas sobre Europa”, dijo Enap.

En junio, el crudo ha retrocedido 7,30%, mientras que en lo que va del año acumula una caída de 18,84%, respecto del cierre de 2011.

No obstante, ayer, el crudo de referencia WTI de EEUU cerró con un alza de 1,07% a US$ 80,21 por barril, ubicándose por primera vez desde el pasado jueves sobre los US$ 80 por barril.

Un factor que influyó en el alza del petróleo de ayer fueron las existencias de crudo en EEUU. Los inventarios de crudo en ese país disminuyeron la semana pasada en 100.000 barriles, menos de lo esperado por los analistas, según señaló el Departamento de Energía. Las reservas de crudo se encuentran por encima del promedio para esta época del año y son 7,7 % mayores que hace un año. En las últimas cuatro semanas las importaciones de crudo anotaron un promedio diario de 9,2 millones de barriles diarios, 343.000 más que en el mismo período de 2011.

También influyeron los datos económicos dados a conocer en EEUU -ventas de casas y bienes durables- que dieron luces a los analistas sobre la fortaleza en la demanda de crudo.

Los precios de las gasolinas han mostrado tendencia a la baja en la medida que se acerca la época de mayor consumo, que toca el peak el 4 de julio, y la llegada del verano (boreal).

La expectativa de los analistas para la próxima semana es que las bajas continuarían, en unos $ 10 por litro. Esto implica que acumularán un descenso entre $ 50 y $ 60 en un mes.

Ayer, Enap señaló que en el mercado de referencia, los precios continuaban mostrando la favorable tendencia. “En lo ya transcurrido del período de indexación para la próxima semana, han seguido bajando los precios de los combustibles en el mercado de la Costa del Golfo, mientras que el precio del petróleo crudo marcador mundial Brent ha repuntado de los mínimos registrados la semana pasada”, dijo la petrolera.

Fuente: La Tercera

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Colbún crea filial de transmisión eléctrica


Fuente: Diario Financiero

La firma generadora Colbún informó ayer que creará una sociedad de transmisión eléctrica.

A través de un hecho esencial enviado a la Superintendencia de Valores y Seguros (SVS), la firma ligada a la familia Matte explicó que “acordó la constitución de una nueva sociedad filial denominada Colbún Transmisión, dentro del marco de un proceso de reorganización de activos de transmisión de energía eléctrica de la sociedad y de alguna de sus filiales”.

La nueva sociedad, como dice el documento, se constituirá con un capital inicial de US$ 2 mil ($ 1.017.680) entre Colbún y su filial Energía Eléctrica Industrial, en las proporciones de un 99,9% y un 0,1%, respectivamente.

En una primera etapa Colbún aportará a la filial su línea Ancoa-Colbún de la VII región y los activos que la componen.

Fuente: Diario Financiero

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Mapa de las termoeléctricas a carbón en Chile: Las que ya operan y las que vienen

>> 26 de junio de 2012


Fuente: Radio Bío Bío

Los conflictos ambientales por la generación de energía a través de la combustión del carbón están lejos de terminar, cuando hay varios proyectos en carpeta y las plantas en operación se enfrentan al rechazo de las comunidades.

El impacto de este tipo de centrales es evidente, con la emanación de material particulado, el desecho de cenizas y la utilización de enormes cantidades de agua, que como han denunciado detractores, arrastra consigo la vida del borde costero.

Sin embargo, para los impulsores de estas iniciativas, son consecuencias de un bien mayor, que es el inyectar electricidad al país, junto a las demás generadoras térmicas que usan otros combustibles, las hidroeléctricas y las fuentes no convencionales.

Las termoeléctricas se clasifican según su fuente calórica. Las hay en base a gas natural, petróleo diesel o fuel oil, petcoke (residuo sólido de petróleo) y el carbón. Éstas últimas son las que han protagonizado recientes conflictos ambientales, desde su proliferación en los últimos dos gobiernos, debido a su mayor impacto ambiental.

Es por ello que ofrecemos un recuento de las generadoras a carbón que alimentan de energía a los chilenos y a las grandes empresas, principalmente mineras del norte del país, en base a los datos de la Revista Energética de Chile y el Servicio de Evaluación Ambiental:

Fuente: Radio Bío Bío

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Un 38% de la nueva capacidad eléctrica está en riesgo de no concretarse

>> 25 de junio de 2012



Fuente: El Mercurio

Más de un tercio (38%) de la capacidad de generación involucrada en la cartera de proyectos de energía en Chile enfrenta algún tipo de problema judicial, ambiental o con la comunidad, según el catastro que elabora la Corporación de Bienes de Capital (CBC).

Según precisa la CBC, se trata de un total de 24 iniciativas que totalizan una capacidad equivalente a unos 12.426 MW y que representan una inversión por US$ 21.857 millones, de una cartera total de proyectos que suman unos 32.924 MW en el país.

De las 24 iniciativas, 15 proyectos que totalizan una capacidad de 7.616 MW y una inversión por US$ 12.000 millones no tienen cronograma. Esto implica que no forman parte de las inversiones consideradas por la corporación para el quinquenio 2012-2016.

Los otros nueve proyectos, equivalentes a 4.810 MW y a US$ 9.857 millones de inversión tienen cronogramas definidos y forman parte del catastro de inversión del quinquenio 2012-2016 de la CBC al primer trimestre de este año. No obstante, algunos de ellos eventualmente podrían salir del quinquenio si, por ejemplo, un fallo judicial los paraliza.

Al respecto, Orlando Castillo, gerente general de la Corporación de Bienes de Capital (CBC) destaca que "el retraso y/o suspensión en los cronogramas de muchos proyectos de la cartera, ya no constituye una situación aislada, por lo que el desarrollo de nuestra capacidad eléctrica en el corto y mediano plazo se puede ver afectada considerablemente, más aún teniendo en cuenta que la capacidad (de generación) en construcción actual es relativamente baja (2.324 MW) si se consideran las metas esperadas para el año 2020 (el Gobierno se puso el objetivo de duplicar la disponibilidad energética a un total de 29.000 MW a esa fecha, según la CBC)". Agrega que "esta situación también podría impactar en la cartera de proyectos mineros".

Un ejemplo de esto último, según indican en la industria eléctrica, es Central Castilla, iniciativa que aunque es parte del catastro de la CBC en el quinquenio señalado (2012-2016), enfrenta un proceso de conciliación con opositores ante la Corte Suprema. La construcción de este proyecto por US$ 5.000 millones apunta a generar contratos de suministro eléctrico con la minería de Atacama.
Castillo agrega que por los efectos sobre la demanda de empleo y su potencial impacto sobre otros sectores económicos "creemos que esta situación debe ser abordada como un problema país y no solamente como un problema de algún proyecto en particular o de sólo el sector energético".

Efecto empleo

En la CBC destacan que de los más de 12.000 MW de capacidad que suman los proyectos afectados, unos 5.002 MW han sido diferidos por contingencias judiciales, ambientales o problemas con la comunidad. Otras iniciativas se han quedado sin cronograma por diversas razones, como la falta de financiamiento, las condiciones de mercado, o la priorización de otras inversiones. El atraso en los proyectos retrasó también el peak de mano de obra ocupada, que inicialmente se estimaba para diciembre de 2013, con 19.497 personas empleadas. Sin embargo, actualmente las mediciones indican que el peak se produciría en marzo de 2014.

Fuente: El Mercurio

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Gobierno no acoge petición de la industria y carretera eléctrica no incluirá concesiones


Fuente: Revista Electricidad - Diario Financiero

Trabajando a toda máquina y completamente concentrados en la fecha que les impuso el Presidente Sebastián Piñera, el ministerio de Energía avanza en las definiciones que tendrá la carretera eléctrica, con el fin de resolver los problemas en el área de transmisión.

Y aunque hay varios aspectos que aún no se definen, hay otros que están prácticamente cerrados. Uno de ellos es que el proyecto, finalmente, no considerará una franja delimitada de terreno, sino que serán orientaciones de ordenamiento territorial, como le llaman en el gobierno. Esto quiere decir, que se señalarán qué terrenos deberán evitarse –como parques nacionales o zonas de conservación- y cuáles podrán utilizarse. Donde se pondrá especial énfasis, con aspectos más específicos, será en la zona de Puerto Montt al norte, que enfrenta mayor oposición.

En todo caso, y por causa de que no habrá una franja definida, uno de los aspectos que más demanda la industria no será considerado: que el gobierno llame a licitación de la red con las concesiones y servidumbres ya resultas, las que deberán ser solicitadas por el privado que se adjudique el proyecto.

Según fuentes de gobierno, ello se debe a que el proyecto que está en el Congreso, enviado a comienzos de mayo, sobre concesiones y servidumbres, resolverá muchos de los problemas actuales que enfrenta el sector y será más fácil en el futuro desarrollar estos proyectos (ver recuadro).

Otra de las definiciones prácticamente lista es que será una línea de doble circuito de 750 kV de corriente alterna. Esto porque el gobierno busca que la línea tenga holguras para soportar el crecimiento de la demanda de los próximos 20 años, dicen en el ejecutivo. Las líneas paralelas, serán algo menores, pero igualmente tendrán holgura, para permitir la conexión de proyectos renovables en las zonas ubicadas al sur.

Otro de los temas zanjados será el cobro de la inversión, que cambiará el modelo actual de pago por uso, por un sistema de estampillado, que permitirá recuperar la inversión de una línea de mucha mayor capacidad que, por lo tanto, no será usada a su total potencial en los primeros años.

La extensión de la carretera aún no está decidida, pues primero deberá determinarse si se dará el vamos al proyecto de interconexión eléctrica que pretende llevar adelante el gobierno. Para ello, la Comisión Nacional de Energía durante julio deberá tener listos los estudios que permitirían ver si existe sustento económico para justificar el proyecto. Entonces aún no se ha determinado si sólo servirá para el SIC, sólo hasta Santiago, o si llegará más allá, incluyendo el SING.

El plan sería enviar el proyecto al Congreso los primeros días de agosto y así tramitarse como un paquete con la modificación a la ley de concesiones ya enviada.

Otras modificaciones


El gobierno también ha comprometido el envío de otros proyectos que forman parte de la Estrategia Nacional de Energía (ENE). Uno de ellos es de la ley de geotermia, con el fin de impulsar otras fuentes renovables. En esto, el ministerio de Energía ha identificado algunas mejoras que puede hacer del actual reglamento sin necesidad de pasar por el Congreso, lo que daría mayor seguridad a los inversionistas.

Uno de ellos es que extiende el plazo para las concesiones de exploración de 2 a 4 años, una etapa compleja dicen en el gobierno, que demanda entre US$ 3 millones a 
US$ 10 millones de inversión por pozo de exploración. Otro punto que se incluiría es que se cobrarían patentes incrementales en el tiempo para las concesiones de explotación, lo que fomentaría la concreción de los proyectos. Fuentes de Energía dicen que el plan es tener listo en unos tres meses, alrededor de septiembre, las modificaciones al reglamento para luego modificar algunos aspectos de la ley vigente.

Fuente: Revista Electricidad - Diario Financiero

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Presentan estudio de primer parque fotovoltaico para la Región del Maule | Sustentable

>> 22 de junio de 2012


Fuente: Sustentable

La poca factibilidad de energía y los altos costos para el funcionamiento de cualquier sistema, hicieron por años inviable y poco rentable que la zona del secano, especialmente de la comuna de San Javier, pudiera contar con un proyecto de riego para favorecer su desarrollo.

No obstante, adosado a una iniciativa de este tipo en el río Loncomilla, se encargó a la Universidad de Talca el impulso de un estudio para que el sistema de riego cuente con energía renovable no convencional a través del desarrollo del primer parque fotovoltaico de la región.

De esta manera, el Centro de Sistema de Ingeniería de la casa de estudios superiores, en conjunto con la empresa Cubic Estudi Tecnic, elaboraron el estudio del parque, el que consistirá en una planta de 2 Megawatt (MW), destinada a abastecer el sistema de riego para tres mil 500 hectáreas en el sector de Melozal Marimaura, en la comuna de San Javier, beneficiando a 76 agricultores.

El ingeniero a cargo del proyecto en la universidad, Carlos Torres, presentó ante profesionales y representantes de asociaciones de canalistas los alcances de dicho estudio.

“Surge de una idea del intendente de poder alimentar un proyecto de riego de tres mil 500 hectáreas con energía solar. Actuamos como un ente técnico, a través de un financiamiento FIC (Fondos de Innovación y Competitividad) del Gobierno Regional y la idea era desarrollar la ingeniería que ya está lista, de manera que en el momento que se construya el proyecto de riego se pueda hacer la inversión del proyecto de generación eléctrica fotovoltaica, que por el hecho de ser una iniciativa de riego tiene un consumo en verano y la energía fotovoltaica tiene una mayor producción en esa estación y se condice con la demanda de las bombas, por lo tanto, tiene una sinergia que repercute en unos ahorros que justifica la inversión”, señaló al término de la exposición hecha en la casa central del plantel universitario.

Rentabilidad

Torres explicó que los ahorros en concepto de energía por no consumir de la red misma, sumado a la generación de excedentes de generación propia que puede ser aportada al sistema interconectado con una retribución económica, hacen que la rentablidad del proyecto sea alta.

El profesional agregó que se calculó un retorno de la inversión hecha entre 17 y 22 años, considerando además que la vida útil del mismo proyecto es de 30 años como mínimo.

En tanto, el intendente Rodrigo Galilea indicó que es la única alternativa que hace posible la implementación del sistema de riego y la reconversión de más de tres mil hectáreas de rulo en superficie de riego en dicha zona.

“En principio, lo que demuestran los cálculos es que se puede. Está definida la superficie, orientación y condiciones que debe tener el parque para elevar la cantidad de agua y cómo se distribuiría. Da la impresión que el proyecto es rentable desde el punto de vista social, es decir, que puede pasar por el Ministerio de Desarrollo Social (MDS)”, dijo.

Galilea indicó que, de materializarse, abre una posibilidad para otros valles cercanos a los ríos de la región, donde elevar agua es muy costoso con el uso de energías combustibles.

La autoridad indicó que se espera que dentro de este año sea ingresado al MDS para la obtención de la Rentabilidad Social Favorable (RS) y postular de esa forma su financiamiento.

Regantes a la expectativa

Cristian Abraham es el presidente del Canal Melozal, agrupación que por años ha estado solicitando contar con un sistema de riego, pero que al no ser considerada rentable socialmente quedaba descartada. “Llevamos 20 años peleando por este proyecto y el problema mayor eran los costos de energía en línea que lo hacían inviable, pero con la energía fotovoltaica creo que sacamos adelante el proyecto. Lo que van a dar las cuatro mil hectáreas produciendo para el Estado, lo hacen socialmente rentable”, dijo el regante.

Fuente: Sustentable

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Hidroelectricidad llega al 49% de la matriz tras cinco meses de caída

>> 20 de junio de 2012


Fuente: El Mercurio

En los últimos cinco meses la generación hidroeléctrica en el Sistema Interconectado Central (SIC) anotó caídas consecutivas dentro de la matriz energética.

Sin embargo, dicha tendencia se quebró en junio, gracias a la serie de precipitaciones que se han producido desde el 25 de mayo en la zona centro sur del país. Según datos de Electroconsultores, hasta el 17 de junio la generación eléctrica a partir de centrales de embalse y pasada representó, en promedio, el 49% del total de la energía despachada en el SIC.

A esto se suma que tras las lluvias del fin de semana su participación en el mix de generación eléctrica diaria superó el 50%, desplazando a las fuentes térmicas que habían dominado el SIC en los últimos seis meses.
El alza a 49% contrasta con el mes pasado, cuando la hidroelectricidad representó el 29% del SIC. Además, la última vez que las centrales de pasada y embalses superaron a las térmicas fue en diciembre del año pasado, cuando registraron el 53% de la matriz.

Francisco Aguirre, director ejecutivo de Electroconsultores, afirma que en lo que queda del mes se mantendría esta tendencia al alza, gracias a las lluvias que están pronosticadas para mediados de esta semana y el mayor afluente que tendrán los ríos por los deshielos tras las precipitaciones.
"Si bien esto no puede ser tomado como una constante para esta temporada, deberíamos observar en las próximas semanas que la hidroelectricidad sobrepasa a la generación térmica", afirma Aguirre.

Este fenómeno traería consigo una reducción de 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-, dice la ex secretaria ejecutiva de la CNE, María Isabel González.
Es más, tras las lluvias del fin de semana dicho precio de la energía anotó una reducción de 41%, cayendo a los US$ 118 por MW/h en el nudo de Quillota.

La buena hidrología pronosticada para este año abrió el debate respecto de la necesidad de seguir adelante con el decreto preventivo de racionamiento eléctrico que aplicó el Gobierno y que tiene como uno de sus objetivos que los embalses mantengan reservas que aseguren la operación de las centrales por cerca de diez días.
Según la ex CNE, dicho criterio debe ser revisado, pues hoy las condiciones no hacen necesaria su implementación.

Aguirre es más cauteloso, pues en su opinión la hidrología que se produzca en julio y agosto será decisiva a la hora de tomar una decisión en torno al decreto.

Fuente: El Mercurio

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Expertos: carretera eléctrica deben pagarla directamente los consumidores


Fuente: La Tercera

Si bien la creación de una carretera eléctrica pública desde Puerto Montt a la zona central es la solución que estudia el gobierno para superar los problemas de transmisión, aún la autoridad no se refiere al modelo que definirá si esa inversión será pagada por las generadoras o los clientes.

Según expertos del sector, la carretera eléctrica debe ser financiada en su totalidad por los usuarios finales del sistema; es decir, grandes clientes (empresas) y hogares, porque son los que saldrán beneficiados.

El subsecretario de Energía, Sergio del Campo, señaló la semana pasada que se debe estudiar la forma en que se pagarán los costos de la carretera eléctrica, porque implica una ampliación de la red para un período de 20 años, que “es más holgada” respecto de los cuatro años que consideran las expansiones del sistema de transmisión troncal, que actualmente se realizan.

Hugh Rudnick, consultor eléctrico, indicó que los costos en que se incurrirá para expandir el sistema deben ser cubiertos en su totalidad por los usuarios finales; es decir, los hogares.

Agregó que la autoridad también debe preocuparse de los sistemas de transporte de energía transversales.

“Como va a beneficiar a la población, finalmente debe ser pagado por la población. Hoy, el sistema de transmisión es pagado por generadores y consumidores. En un sistema más robusto, donde hay agregados y mayor inversión, ésta debe ser pagada directamente por los consumidores”, dijo.

Por su parte, Alejandro Jadresic, ex ministro de Energía, coincide en que las expansiones deben pagarlas los usuarios y que éstos estarían dispuestos a que se incremente su aporte para lograr una mayor seguridad en el suministro.

“Creo que todo el mundo, las empresas y las personas, estarían dispuestos a pagar más si hay un sistema mucho más seguro, y este es un costo relativamente menor. Con lo que se paga hoy en los precios eléctricos, podríamos tener un sistema de transmisión más robusto y eficiente”, dijo.

Francisco Aguirre, socio de Electroconsultores, explicó que hoy las inversiones en expandir el sistema de transmisión troncal son cubiertas en 80% por las generadoras y 20% por los clientes. El pago de transmisión, dice Aguirre, corresponde entre 1% y 2% de la tarifa eléctrica.

No obstante, agregó que al final todo el costo de alguna forma se termina traspasando al cliente final.

El proyecto de ley de carretera eléctrica será presentado por el Ministerio de Energía durante agosto.

Fuente: La Tercera

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Bencinas volverán a bajar la próxima semana y acumularían caída cercana a $ 40


Fuente: La Tercera

Una caída cercana a $ 40 en tres semanas. Esa es la estimación que hacen analistas del sector sobre la evolución que muestran los combustibles en el país.

La semana pasada, los precios de las bencinas bajaron en todo el país, en promedio, unos $ 17 por litro.

Los analistas explican que a ese valor se sumarán esta semana unos $ 15 y la siguiente, otros $ 7. Esto, gracias al retroceso del petróleo y los combustibles en el mercado internacional.

La caída de los combustibles tendrá un impacto en el IPC de junio. Hasta ahora, los economistas están previendo que habrá una inflación cercana a 0%. Esto, considerando que el efecto de la caída de las bencinas y otros combustibles tendrá una incidencia del orden de 0,2% en la inflación.

Fuente: La Tercera

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