Blog Foroenergías

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Endesa anuncia su ingreso al negocio de la comercialización de gas en Chile

>> 13 de marzo de 2013


Fuente: Diario Financiero

La operación Eastern, como se denomina al interior del grupo Enel el aumento de capital en Enersis -actualmente en proceso de road show- fue parte esencial de la exposición que realizó el CEO de Enel, Fulvio Conti, en el marco de la presentación a inversionistas del plan estratégico del grupo eléctrico para los años 2013-2017 y donde explico los resultados de sus filiales en 2012.

Pero sin duda, el tema que llamo más la atención fue la materialización de un importante anuncio para Chile: la decisión de ingresar de lleno y con fuerza al negocio de comercialización de gas, tal como lo hace Endesa en España. Hoy Endesa chile participa como accionista de proyectos de GNL para suministrar sus propias centrales a través de Quintero y GasAtacama. Sin embargo y dado que se ha detectado una nueva oportunidad de crecimiento del gas en Chile, el grupo decidió ingresar de lleno al negocio para proveer a terceros de suministro de gas. Asimismo, dentro del plan está contemplado ingresar a este nuevo negocio en Colombia.

Minutos antes de que Conti hiciera su presentación a inversionistas, Endesa España comunicaba a la Comisión de Mercado de Valores de España (la símil de la SVS en Chile) el plan estratégico para España y Latinoamérica. En el documento, la española confirmaba que dentro de este plan para 2013-2017 se esperaba aumentar la capacidad instalada en Latinoamérica en 11 mil MW.

Asimismo, dentro del plan estratégico se menciona el mejoramiento de factores de carga en las centrales del grupo en Latinoamérica, con el fin de incrementar la eficiencia de las plantas

Fuente: Diario Financiero

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HidroAysén pone fecha límite para que Comité de Ministros aborde proyecto

>> 8 de marzo de 2013

Fuente: Diario Financiero

Tras casi dos años de espera, la paciencia comienza a agotarse en HidroAysén.

Esto porque luego de que se conociera que el Comité de Ministros, que debe pronunciarse acerca de las reclamaciones - realizadas por la compañía y terceros- en contra de la Resolución de Calificación Ambiental (RCA), no se va a reunir este mes para abordar el proyecto, lo cierto es que ya existe una fecha límite para que se tome una decisión: el mes de abril. Si el Comité no ha visto la iniciativa hasta ese día, en la compañía se tomó la decisión de analizar los recursos legales que correspondan para que haya un pronunciamiento final.

Según la ley que regula al Consejo de Ministros, la entidad tiene 60 días hábiles como plazo para pronunciarse. Sin embargo, según comentaron fuentes del sector eléctrico, este plazo no es efectivo, y  la ley no establece ninguna medida adicional para que estos más de dos meses sean finalmente respetados.

Lo que sí contempla la norma es una medida a la que se puede acudir, que es el presentar una denuncia por "silencio administrativo". Sin embargo, esta es una herramienta que al menos por las eléctricas, no ha sido usada nunca.

Qué es

Al final, el silencio administrativo puede ser considerado como un arma de doble filo. Porque si bien establece un plazo máximo de cinco días para que la autoridad se pronuncie, según altas fuentes del sector eléctrico, esos cinco días son un periodo de tiempo muy corto para tomar una decisión sobre proyectos de gran envergadura, como lo es HidroAysén.Según la ley, el silencio administrativo establece que si se presenta que la administración del Estado no ha cumplido con el deber de resolver en cierto plazo, "se tiene por dictada una resolución administrativa a efectos de imponer, determinados efectos jurídicos propios de esa clase de actos jurídicos administrativos". Es decir, obliga a resolver. Y si nuevamente no se pronuncia, el proyecto en cuestión se daría por aprobado.
En el caso de HidroAysén, se trataría de una denuncia por silencio administrativo positivo (porque con una RCA aprobada, no hay pronunciamiento del Comité de Ministros).

El Comité de Ministros está integrado por la titular de Medioambiente, María Ignacia Benítez, quien lo preside, y los ministros de Salud, Jaime Mañalich; de Economía, Pablo Longueira; de Agricultura, Luis Mayol; de Energía, Jorge Bunster y de Minería, Hernán de Solminihac.HidroAysén, que es controlado en un 51% por Endesa Chile y un 49% por Colbún, y comprende la construcción de cinco centrales en los ríos Baker y Pascua, con una capacidad de 2.750 MW y una inversión de unos US$ 10.000 millones, considerando las centrales y línea de transmisión.

Fuente: Diario Financiero

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Presidente de Aguas Andinas: "El convenio con Gener le da garantías al suministro de agua potable para el consumo humano"

>> 5 de marzo de 2013


Fuente: La Tercera

Una férrea defensa al convenio firmando entre Aguas Andinas (AA) y la eléctrica AES Gener hace el presidente de la mayor sanitaria del país, Felipe Larraín. El ejecutivo aclara que en el acuerdo suscrito en junio de 2011, AA no cedió derechos de agua en la cuenca del Río Maipo a favor de la eléctrica, que pretende construir las centrales Alfalfal II y Las Lajas, con una capacidad de 531 MW. Explica que, al contrario, AA logró que Gener reconociera la prioridad de la producción de agua potable por sobre la generación eléctrica, lo que estaba en riesgo.

El pacto regula la convivencia de ambos en el Río Maipo, la principal fuente de agua de la Región Metropolitana. La cuenca tiene un promedio histórico de 109 metros cúbicos por segundo (m3/s). Aguas Andinas tiene derechos consuntivos (permite el consumo total del agua) sobre el 18% del caudal del río. Gener, en cambio, tiene derechos no consuntivos (deben ser restituidos al río después de utilizarlos) que ocasionaron controversias con AA.

El pacto de 2011 fijó varios criterios. Primero: Gener acepta que AA gestione el embalse El Yeso según sus directrices y la sanitaria acepta que, una vez que descargue aguas del embalse al río, Gener conduzca hasta 15,82 m3/s hacia sus generadoras.

Segundo: AA permite a Gener desviar hacia sus plantas hasta 2,5 m3/s de derechos de agua que la sanitaria tiene en el estero Manzanillo.

Tercero: Se regula el uso del ducto que AA construye para dirigir hasta 4 m3/s desde El Yeso al acueducto Laguna Negra. Esta obra permite, en caso de turbiedades como las que ocasionaron los cortes de enero y febrero, enviar agua limpia a los centros de consumo, sin pasar por la cuenca. Según el convenio, AA no podrá hacer otro ducto. Y si decide ampliar el actual, requiere la venia de Gener. AA podrá usarlo sólo en casos de turbiedad y contaminación.

Cuarto: Gener pagará una renta mensual a AA, compuesta por el 50% de la energía neta generada por los 2,5 m3/s de Manzanillo; un valor equivalente a 70 GWh por los caudales aportados por el Yeso, y un pago por potencia a firme.

¿Por qué Aguas Andinas no hizo público antes el acuerdo con Gener?

El convenio se lo entregamos a la autoridad cuando lo firmamos. La Superintendencia de Servicios Sanitarios lo ha tenido siempre. No obstante eso, nuestro convencimiento es que era un acuerdo entre privados y no público, pero bajo ningún precepto un acuerdo secreto. Ahora, con la contingencia y el revuelo que ha tenido, consideramos que había que hacerlo público, porque se estaban generando demasiados mitos al respecto. A partir de hoy, el documento estará en nuestra página web.

¿La SISS les ha hecho alguna objeción por los alcances del acuerdo?

Nada. Pero hay que pensar que este es un proyecto (Alto Maipo) para operar desde 2016 en adelante. Pero no ha habido consulta. Soy un convencido de que este convenio le da garantías al suministro de agua potable para el consumo humano.

¿Por qué cambiaron su postura de rechazo sobre el proyecto?

Claramente acá hay un cambio radical. Nosotros dijimos que el embalse El Yeso tenía que operar en función de la demanda de agua potable y no de la demanda eléctrica. Esa postura costó y significó muchas reuniones para que Gener aceptara estos términos. Obviamente, una vez que Gener aceptó que el embalse El Yeso y todos nuestros acuerdos históricos que tenemos con los usuarios del río puedan seguir manteniéndose, nuestra posición fue distinta. Superamos un tema que va más allá de la ley, porque la norma no establece el uso preferente del agua para ninguna actividad y aquí logramos que, en este convenio, se asegurara la preferencia para el uso del agua para el consumo humano versus la energía eléctrica. Esa es la única razón de este cambio.

¿Y antes se afectaba el abastecimiento de El Yeso?

Claro, porque los derechos que Gener tiene aguas abajo del embalse El Yeso -que son del orden de 15 m3 por segundo-, les permitía exigir desembalses cuando no fuera necesario o podría haber impedido todos los acuerdos logrados (para agregar agua al embalse). Y esto es relevante, porque por esos acuerdos, tenemos el embalse rebalsando agua por el vertedero, pese a que los últimos tres años fueron secos. Gener se podría haber opuesto y eso queda resguardado en el convenio.

¿Aguas Andinas cede derechos?

No hay cesión de derechos. Aquí los derechos los otorga el Estado y existen derechos consuntivos y no consuntivos. Lo que hemos permitido es que haya un transporte de nuestras aguas consuntivas por el ducto de Gener para un uso no consuntivo, es decir, de pasada. Las aguas van a pasar por el tubo en vez de irse por el curso del río y eso va a permitir que Gener genere energía eléctrica.

¿Por qué no se puede entender eso como una cesión de derechos? 

Cesión de derecho es, desde todo punto de vista, una venta de derechos. Aquí lo que hubo es que el agua, que por una cosa geográfica está más arriba y se toma más abajo y tiene un tránsito, por eficiencia económica se puede utilizar para otra cosa y eso es lo que se permitió.

Si no hay cesión, ¿por qué Gener les pagará todos los meses?

Gener paga por una autorización para el uso del caudal. Nosotros los vamos a transportar en función del agua potable, porque esa misma agua es nuestra. Tampoco le estamos garantizando una cantidad de agua a Gener. Estamos diciendo que se les pasará en la medida en que desembalsemos el agua y no en la medida que lo pidan. Eso ha quedado claro. El pago es permitir usar los 2,5 m3 y que los transportemos por su ducto en vez de que los llevemos por el río o por el acueducto Laguna Negra.

¿Esto en qué los beneficia?

Hoy no está conectado el embalse El Yeso con el acueducto Laguna Negra. Lo que estamos haciendo es unir El Yeso con el acueducto y llevar 4 m3 de forma directa. Esta agua siempre está limpia y esto nos permitirá que en un evento de turbiedad podamos mantener e incluso, mezclar con agua sucia y poder producir una mayor cantidad de agua potable. Eso es lo que logramos asegurar.

¿Sin el acuerdo con Gener, ese ducto no se podía hacer?

Sin esto, Gener se podría haber opuesto y habrían dicho que en función de los derechos no consuntivos que tiene desde el año 80, el agua hay que llevarla por el río. Con esto, ante cualquier eventualidad del río, ya sea aumento de turbiedad o contaminación por un tercero, nosotros podemos sacar 4 m3 por segundo.

¿Cuándo comienza a operar esa obra?

El ducto está en construcción y tiene que estar operando en el verano de 2014.

Si Aguas Andinas es dueña de ese ducto, ¿por qué aceptan usarlo sólo para eventualidades?

Tenemos los derechos, pero no podríamos haber tomado el agua, porque ellos están aguas debajo de nuestra presa. En ese caso, aunque tengamos los derechos y descarguemos, el agua se tendría que ir por el río.

¿Se puede ampliar el ducto?

Todo ducto se puede ampliar. Lo máximo es hacer un ducto de 20 metros cúbicos y costará US$ 400 millones y habrá que pagarlo. Esa es la única diferencia.

Pero el contrato exige el consentimiento de Gener para ampliarlo.

Siempre hemos requerido la venia de Gener, dada la existencia de sus derechos no consuntivos bajo la presa. Incluso con el acuerdo queda más claro qué preceptos hay que conversar.

Dados los cortes de enero y febrero por el exceso de turbiedad, la SISS les pidió presentar soluciones. ¿Han analizado ampliar este ducto de 4 m3? 

Está dentro de las alternativas que vamos a analizar. Tenemos un gran abanico de opciones y una de ellas es esa, y otra podría ser tomar las aguas después de la primera central de Gener (Alfalfal II). Queremos analizar todas las alternativas, sentarnos con la autoridad el 30 de marzo y ver cuál es la más razonable.

¿Han conversando con Gener sobre esa opción?

Hemos conversado de manera informal.

¿No cree que esta limitación puede ser objeto de críticas?

Más que una limitación, con el acuerdo se está transparentando una restricción que ha existido siempre. Es más, estamos asegurando los cuatro metros cúbicos y ahora, si decidimos llevarlo a ocho metros cúbicos, habrá que conversar con Gener.

¿Qué se hubiese evitado con esos 4 m3 y el ducto funcionando en los cortes de enero y febrero?

No puedo asegurar que habrían evitado el corte total de agua, pero sí hubieran mejorado sustancialmente la situación, ya que se habría reducido de manera considerable el número de clientes afectados con los cortes. Pero no sólo están esos 4 m3. Hay 225 mil m3 más de agua en estanques que se están construyendo y 400 litros más en pozos que ayudaron en esos eventos.

¿Cómo fijaron los 2,5 m3 de agua del estero Manzanillo que entregarán a Gener para su uso eléctrico?

Ese es el caudal que escurre normalmente por el estero. Quiero aclarar también que este es un caudal que circula libremente y que viene de Laguna Negra, cauces que hemos definido como aguas fósiles. Es decir, es la reserva estratégica de Santiago.

¿Por qué son tan necesarios para el proyecto de Gener?

Porque aumenta su capacidad. Su caudal es de 27 m3 y con estas aguas adicionales estamos hablando de un 10% de su caudal.

¿Aguas Andinas está obligado a entregar hasta 15 m3 por segundo desde el embalse El Yeso?

No estamos obligados a entregarle nada a Gener, sino que solamente Gener va a recibir lo que desembalsemos. Y lo que desembalsemos será en función de la demanda de agua potable.

¿Cómo se garantizará que privilegiarán la demanda de agua potable y no un criterio económico? El pago que les hará Gener está asociado al agua que le proporcionen...

Esta es una empresa responsable,  que es regulada y el regulador estará viendo lo que estemos haciendo. No me pongo en un escenario de que vamos a desembalsar el agua con criterios  económicos. Por eso podrían caducarnos la concesión.

Además, la demanda diaria de agua potable es un número muy transparente y el caudal que trae el embalse también es público. Para desembalsar hay que hablar con la junta de vigilancia y alguien puede hacer ese juego entre el caudal del río, la demanda y cómo la cubrimos. Si estamos desembalsando por alguna razón injustificada es muy fácil de detectar.

¿Cuál es el valor económico del contrato?

No tengo un número. Va a depender de lo que cueste la energía eléctrica en su minuto.

¿Pueden recibir más que los US$14 millones pactados en la boleta de garantía?

Ese fue un número considerado como suficiente al que se llegó en las conversaciones. Inicialmente, le habíamos pedido a Gener US$ 50 millones.

¿La renta que obtengan la van a descontar de la tarifa?

La ley es clara en eso y si se dan los supuestos que establece la ley, los vamos a descontar. No vamos a rentar dos veces sobre un mismo activo y es obvio que el regulador estará muy pendiente de eso.

¿Eso quedará regulado en el proceso tarifario de 2015?

Probablemente se tenga que establecer en ese proceso, en el supuesto que la central entre a operar en el plazo establecido (2016). Está supeditado a eso.

¿Cómo se están preparando para el rechazo que pueda tener el convenio?

Todo está hecho dentro de los marcos legales y estamos dejando claro cuáles son los alcances del convenio. Hay gente en contra, pero creemos en el uso sustentable y ambiental de la cuenca.

Fuente: La Tercera

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Opositores a Alto Maipo esperan impugnar acuerdo entre Aguas Andinas y AES Gener a fines de marzo


Fuente: Radio Universidad de Chile
Imagen: Plataforma

Este domingo Aguas Andinas reveló en su sitio web el convenio que suscribió en junio de 2011 con la eléctrica AES Gener, sobre la utilización de recursos de la cuenca del río Maipo para el proyecto hidroeléctrico Alto Maipo.

La iniciativa ya cuenta con autorización ambiental y contempla construir dos centrales hidroeléctricas de pasada, El Alfalfal II y Las Lajas, lo que permitirá generar 531 megawatts a partir de 2016.

La difusión del convenio se produjo luego que la quinta sala de la Corte de Apelaciones determinara a fines de enero que el contrato es de interés público y debía ser divulgado por la Superintendencia de Servicios Sanitarios. No obstante, Aguas Andinas se adelantó y puso el documento en su sitio.

Consultada por Radio Universidad de Chile, la empresa no quiso referirse al contrato y sostuvo que la publicación es suficiente. Aun así, su presidente, Felipe Larraín, otorgó una entrevista a La Tercera en que definió los términos del acuerdo y aseguró que éste garantiza la prioridad del suministro de agua potable por sobre la generación de energía.

Asimismo, el ejecutivo afirmó que el acuerdo no significa una cesión de derechos y sostuvo que, de no existir el convenio, podría haber sido imposible la construcción del ducto que conectará el embalse El Yeso con el acueducto Laguna Negra, la cual se encuentra en desarrollo.

Sin embargo, en la Coordinadora Ciudadana Ríos del Maipo recibieron la difusión del acuerdo con críticas. El abogado de la organización, Rodrigo Weisner, sostuvo que el contrato tiene falencias de redacción y no asegura el agua para gran parte de la región Metropolitana: “Los temores que teníamos antes de conocerlo no solo se confirman, sino que también aumentan. Aguas Andinas no veló por el suministro de agua sino que por privilegiar un ingreso por el contrato que tuvieron con Gener y la Superintendencia de Servicios Sanitarios no objetó los reparos que estamos evidenciando. Hay un negocio entre dos empresas privadas que se está rentando sobre un bien que afecta la concesión sanitaria de una fuente de agua que abastece al 70 por ciento de la región Metropolitana. Por lo tanto, es una situación bastante delicada y no menor”, indicó.

Por su parte, la vocera de la organización, Marcela Mella, adelantó que una vez estudiado en detalle el contenido del convenio, acudirán a tribunales para impugnarlo: “Aguas Andinas tiene un contrato con el Estado que es una concesión para servicios sanitarios y abastecimiento de agua potable para la región Metropolitana. El contrato y los derechos de agua que tienen a partir de esta concesión son para ese fin exclusivo y único, no son para entrar en un negocio nuevo, como la generación hidroeléctrica. Esa sigue siendo la base jurídica con la que vamos a volver a tribunales”, dijo.

Se espera que la Superintendencia de Servicios Sanitarios entregue oficialmente el convenio a las organizaciones que lo solicitaron a más tardar la próxima semana.

De este modo, los opositores a Alto Maipo esperan estudiarlo y recurrir a a fin de mes a tribunales u otra instancia, como el MOP, la Contraloría o la misma Superintendencia, con el objetivo de impugnarlo.

Fuente: Radio Universidad de Chile

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UA y Enermine generan convenio en torno a planta termosolar

>> 1 de febrero de 2013


Fuente: Sustentare

La Universidad de Antofagasta (UA) y la empresa Enermine, generaron un convenio de colaboración, en torno a la planta solar “Pukará de Hatur”, que tiene una capacidad de producción de energía de 540 MWh/año y una vida útil de 25 años y se encuentra operando actualmente en las instalaciones de minera Constanza, faena de pequeña minería ubicada al norte de la ciudad de Antofagasta.

Sobre las principales características de esta planta, el gerente de proyecto de Enermine, Cesar Belaunde, destacó que “esta es una planta termosolar de placa plana, tiene un área colectora de 404 mts2 y una acumulación de 27.000 litros. Los colectores son de procedencia alemana, donde tenemos un convenio con la principal empresa desarrolladora de colectores de placa plana en el mundo. Sus colectores son de gran formato, tipo meandro de última generación, con los cuales se obtiene una muy alta eficiencia”.

Convenio
El reciente convenio alzado entre la UA y la compañía Enermine, desarrolladora de la planta termosolar, brindará la posibilidad de que alumnos, principalmente de las ramas de la ingeniería, puedan visitar esta instalación, como un gran laboratorio al aire libre, ofreciendo conocer en terreno el funcionamiento mismo del sistema de colectores solares, con propósitos productivos en la industria minera.

Así lo resaltó el decano de la Facultad de Ingeniería de la casa de estudios superiores, Marcos Crutchik, quien explicó que este convenio “va a permitir que nuestros alumnos de pre y posgrado puedan venir a ver una instalación como esta funcionando. Esto también es importante para demostrar que la tecnología chilena se puede desarrollar este tipo de iniciativa que es única en el mundo ya que esta es la primera planta desarrollada con placas planas para estos fines”.

El académico enfatizó que esto demuestra que la tecnología no es sólo tema de la gran minería. “Acá hay un claro ejemplo que la pequeña minería también puede apostar con energía solar para sus procesos operacionales”, recalcó.

Fuente: Sustentare

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CAP y SunEdison construirán en Chile planta solar más grande de América Latina


Fuente: Diario Financiero

Grupo CAP y la empresa norteamericana SunEdison firmaron un acuerdo para construir una planta de energía solar de 100MW en el Desierto de Atacama, el mayor proyecto de este tipo en América Latina y uno de los más grandes del mundo.

La planta, que inyectará su energía al Sistema Interconectado Central (SIC), abastecerá el equivalente al 15% de la demanda de energía del grupo.

SunEdison es filial del grupo MEMC Electronic Materials, y ha sido uno de los principales productores de energía solar en 2012. La compañía cuenta con más de 850MW en operación en todo el mundo.

Se estima que la primera etapa de este parque solar se inaugure a finales de 2013 y en su primer año de funcionamiento, la planta generará 270GWh de energía limpia anual, lo cual evitará la emisión de 135.000 toneladas de CO2 anuales, equivalente a retirar 30.000 automóviles de circulación.

Para la construcción de la planta se utilizará tecnología SunEdison. Se instalarán más de 300.000 módulos Silvantis de silicio monocristalino, un material que no es tóxico ni contaminante y que es reciclable al final de su vida útil. Además, se implementarán seguidores solares diseñados por SunEdison, para cuya fabricación se proyecta utilizar acero CAP.

Junto con esta iniciativa, el Grupo CAP se encuentra construyendo una planta desalinizadora de agua de mar, con una capacidad inicial de producción de 200 litros por segundo.

Emplazada junto al puerto Punta Totoralillo, en la Región de Atacama, está destinada a satisfacer las necesidades de este vital elemento del proyecto Cerro Negro Norte, sin recurrir a las fuentes hídricas del valle de Copiapó que hoy se encuentra enfrentando una situación de escasez aguda.

La planta –cuya primera fase también sería inaugurada a fines de 2013- tiene la posibilidad de ampliarse hasta producir 600 litros por segundo, pudiendo así contribuir al desarrollo de otras operaciones mineras en la región.

Fuente: Diario Financiero

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En declaraciones de impacto ambiental: Diputados presentaron moción que ampliaría plazo para solicitar participación ciudadana

>> 31 de enero de 2013


Fuente: Sustentare

Los diputados Andrea Molina (UDI), Marisol Turres (UDI), Enrique Accorsi (PPD), Alfonso De Urresti (PS), Edmundo Eluchans (UDI), Javier Hernández (UDI), Leopoldo Pérez (RN) y Patricio Vallespín (DC) presentaron una iniciativa que modifica el artículo 30 bis de la ley N° 19.300, sobre Bases Generales del Medio Ambiente, en lo relativo a declaración de impacto ambiental.

La propuesta legal, enviada para su estudio a la Comisión de Recursos Naturales, amplía de 10 a 20 días el plazo otorgado para solicitar participación ciudadana en las Declaraciones de Impacto Ambiental.

De acuerdo con lo publicado en la página oficial de la Cámara de Diputados (www.camara.cl), los legisladores señalan que la ley 19.300 de Bases Generales del Medio Ambiente distingue entre la Declaración de Impacto Ambiental (DIA) y el Estudio de Impacto Ambiental (EIA) según las características, efectos y circunstancias que presente el proyecto que se ingresará al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental.

Una de las diferencias entre la declaración y el estudio de impacto ambiental, es la participación ciudadana. Mientras que en el EIA se establece la obligación de consultar a la comunidad, en el caso de las DIA que se presenten a evaluación y se refieran a proyectos que generan cargas ambientales para las comunidades próximas, la ley expresa que, las Direcciones Regionales o el director ejecutivo, según corresponda, podrán decretar la realización de un proceso de participación ciudadana por un plazo de veinte días siempre que lo soliciten a lo menos dos organizaciones ciudadanas con personalidad jurídica, a través de sus representantes, o como mínimo diez personas naturales directamente afectadas.

El plazo que contempla la ley para la realizar la solicitud es de diez días contados desde la publicación en el Diario Oficial del proyecto sometido a Declaración de Impacto Ambienta.

"Este plazo se considera muy breve, ya que dentro de este plazo las personas interesadas en la solicitud deben organizarse para realizar la solicitud y la práctica ha demostrado que los interesados, muchas veces no se informan de la Declaración de Impacto Ambiental, desde el momento en que se publica en el Diario Oficial, sino después de unos días transcurridos desde la publicación, disminuyéndose aún más el plazo con que cuentan para formular sus solicitudes", manifestaron los autores.

De esta forma, si transcurre el plazo sin haber solicitado la participación ciudadana, se pierde oportunidad de presentar observaciones por escrito al proyecto.

"En consecuencia, el plazo que se otorgue para solicitar participación ciudadana en las Declaraciones de Impacto Ambiental, debiera ser más extenso", concluyeron los diputados.

Fuente: Sustentare

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Proyecto europeo ‘SolarRok’ sobre energía solar


Fuente: Revista Electricidad

Técnicos de la dirección general de Industria, Energía e Innovación del Gobierno de Navarra, de la Fundación Moderna y del Centro Nacional de Energías Renovables, CENER, han participado recientemente en la apertura del Proyecto SolarRok en Erfurt (Alemania), sobre energía fotovoltaica.

El objetivo de SolarRok es aumentar la cooperación entre las principales agrupaciones (clusters) europeas del sector de la energía fotovoltaica con el fin de aumentar la competitividad frente a los competidores asiáticos, según ha informado el Ejecutivo foral en una nota. El proyecto está financiado con 2,27 millones de euros a través del VII Programa Marco de Investigación de la Unión Europea del área Regiones del Conocimiento.

En concreto, el Gobierno navarro ha explicado que se pretende fomentar la innovación, el trabajo en red y la internacionalización de las empresas del sector implantando un Plan de Acción Conjunto, así como una serie de medidas de acompañamiento para su puesta en marcha.

Para ello, se trabajará en colaboración con los actores interesados de los ámbitos de la empresa, la investigación y las administraciones públicas. Esta estrategia de "especialización inteligente" se concreta en Navarra con el Plan Moderna, en el que la energía social fotovoltaica tiene un importante peso específico dentro del sector de la Economía Verde, ha destacado el Ejecutivo foral.

Además de Navarra, los participantes en el proyecto SolarRok provienen de las regiones de Alemania Central (Sajonia, Baja-Sajonia y Turingia), que ejerce de coordinadora; el conocido como triangulo ELAT, formado por las regiones de Eindhoven (Holanda), Lovaina (Bélgica) y Aquisgrán (Alemania); Ródano-Alpes (Francia); Viena (Austria); Liubliana (Eslovenia); Lituania y Noruega.

Fuente: Revista Electricidad

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La arremetida de Besalco en energía. Dan luz verde a central Hierros II en Maule

>> 30 de enero de 2013


Fuente: Pulso

La institucionalidad ambiental de la Región del Maule dio luz verde al proyecto Hierros II, una central hidroeléctrica de 5,1 MW  y cuya inversión asciende a los US$16 millones. ¿El titular? Nada menos que la empresa Besalco.

Este es otro paso del grupo Bezanilla en el campo de la Energía Renovable No Convencional (ERNC), tras la creación de su filial en septiembre del año pasado y tras la obtención de la Resolución de Calificación Ambiental (RCA) del proyecto Hierros I, en la comuna de Colbún, iniciativa que contará con una potencia máxima de 23,6 MW.

Según precisan los estados financieros de la empresa a fines de 2012,  el primer paso de Besalco Energía involucró una inversión cercana a los US$75 millones, y está siendo financiada por el Banco BCI mediante un crédito estructurado a 14 años más el periodo de construcción.

Avances

El último proyecto de Besalco es similar al primero y de cierta forma se complementan. Según establece el RCA, Hierro II contempla una potencia instalada de 5,1 MW, una altura neta de caída de 24,57 m y una energía generable estimada de 29,9 GWh/año, para ser entregada al Sistema Interconectado Central (SIC).

La iniciativa producirá energía mediante el uso no consuntivo de recursos hídricos provenientes del río Melado, para lo cual se aprovecharán los caudales derivados de la restitución de las aguas de la Central Hidroeléctrica Los Hierros.

Las obras de transmisión permitirán que la energía generada por la Central Los Hierros II sea inyectada al SIC, mediante la construcción de una subestación eléctrica  que elevará el voltaje desde el nivel de generación hasta los 110 Kv de transmisión, y una Línea de transmisión de 110 kV de 400 metros de extensión, aproximadamente.

Proyectos en carpeta

Según lo establecido por la empresa, las inversiones en proyectos de energía renovable no convencional, han seguido avanzando conforme a lo previsto en términos de costo y plazo, de acuerdo a lo cual, en el segundo trimestre de 2013 debiera estar produciendo la primera de las centrales en desarrollo.

“A la fecha, se trabaja activamente en distintas etapas de 13 proyectos hidroeléctricos que suministraran energía al Sistema Interconectado Central (SIC), que totalizan 176 MW de capacidad, encontrándose en distintas etapas de avance, desde ingeniería básica hasta construcción o cercanos a iniciar las obras”, manifiesta un reporte a inversionistas de la compañía.

Otro antecedente. Dentro del backlog total de Besalco a septiembre de 2012 (US$975 millones), la empresa informó que de todos los proyectos por desarrollar, un 12% corresponder al rubro eléctrico, con un monto total de US$121 millones.

Otro de los focos de crecimiento para la firma es el de la construcción de líneas de transmisión, luego que tomara el control de la empresa especializada en este rubro Kipreos. Allí, Besalco construirá la subestación Encuentro-Collahuasi, además de una línea de transmisión para el proyecto Caserones, en consorcio con los peruanos de Graña y Montero.

Fuente: Pulso

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SEIA aprobó 183 MW de potencia en dos nuevos proyectos ERNC


Fuente: Chile Sustentable

Durante el mes de enero el SEIA dio luz verde a dos nuevos proyectos ERNC, los que juntos contemplan agregar unos 183 MW de capacidad instalada al Sistema Interconectado del Norte Grande (SING). Uno es el Parque Eólico Calama A, de la filial de Suez, E-CL, el otro es la planta solar fotovoltaica Almonte, de Mainstream Renewable Power.

El Parque Eólico Calama A contempla la instalación de 36 aerogeneradores con una capacidad instalada de hasta 108 MW de potencia, y una subestación eléctrica, por US$240 millones. Su gestor, E-CL del Grupo GDF Suez, proyecta el emplazamiento de la central en las cercanías de la ciudad de Calama. La ejecución de las obras se estiman para mediados de 2013 y, de acuerdo al programa de la empresa, la planta podría estar operativa a fines de 2014.

Por su parte, el Parque Solar Fotovoltaico Almonte, significará la incorporación de 75 MW en base a 270.000 paneles solares fotovoltaicos por un monto de US$250 millones. La iniciativa de la chileno-irlandesa Mainstream Renewable Power estará ubicada en la Región de Tarapacá, cerca de la comuna de Pozo Almonte. Actualmente Mainstream se encuentra en la etapa de pre-construcción del Parque Eólico CUEL ubicado en la Octava Región y que contará con una potencia de 33 MW.

Fuente: Chile Sustentable

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Las renovables de España invaden Estados Unidos


Fuente: Innovación Medioambiental

La energía renovable española ha encontrado su sitio en Estados Unidos. Son varios ya los fabricantes o promotores que surgieron del boom de las renovables en España, que, ante el estancamiento del sector, se han lanzado al mercado norteamericano. La elección de este mercado no fue casual, ya que Barak Obama llegó a la Casa Blanca en 2008 prometiendo fuertes medidas de apoyo a las nuevas energías, justo en el momento en que el Gobierno español decidía frenar las inversiones en el sector.

Iberdrola, Acciona, Gamesa, Abengoa, Gestamp, T Solar, Isofoton, Sener, Elecnor, Enertis, Quantum, entre otras, se han hecho un buen sitio en los mercados exteriores. “Estaba claro que había un cambio de ciclo y había que buscar otros sitios”, apunta Lars Peter, de T Solar, que construye dos parques, en California y Puerto Rico, con 55 megavatios y un coste de 160 millones de dólares.

Y es que la presencia de dichas firmas españolas en otros mercados no es testimonial. Iberdrola, con unos 30 parques eólicos, es el segundo operador del país norteamericano. Y aún hay más datos destacables: de las cinco plantas termosolares más grandes en construcción, tres son españolas, de Abengoa y ACS.

Pese a las expectativas, el recorrido de las renovables ahí no ha estado exento de sobresaltos. Sin embargo, el discurso que el propio Obama realizó el pasado 21 de enero en la celebración del inicio de su segunda legislatura fue claro: las renovables jugarán un papel importante en el futuro inmediato de Estados Unidos. Las empresas españolas ya están allí para ser protagonistas del proceso hacía una energía verde.

Fuente: Innovación Medioambiental

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Audi producirá combustible utilizando energía solar

>> 29 de enero de 2013


Fuente: MIT Technology Review
Imagen: MIT Technology Review

Audi está construyendo una planta que utilizará energía solar y eólica para producir metano a partir de agua y dióxido de carbono. La planta, que utilizará tecnología desarrollada por SolarFuel, con sede en Stuttgart, Alemania, está programada para empezar a funcionar a finales de este año. Producirá suficiente metano para hacer funcionar 1.500 de los nuevos vehículos de gas natural de Audi, que también saldrán a la venta este año.

El proceso de SolarFuel utiliza el exceso de energía renovable generada como resultado de las iniciativas de Alemania por reducir las emisiones de gas de efecto invernadero. Ahora hay tanta energía renovable en Alemania que a veces la oferta supera a la demanda, como cuando el viento sopla a altas horas de la noche. Esa energía podría ser lo suficientemente barata para generar metano a partir de agua y dióxido de carbono, aunque el proceso para generarla resulta ineficiente.

SolarFuel señala que su enfoque podría solucionar uno de los mayores retos relacionados con la energía renovable: su variabilidad. El metano, que puede ser almacenado en las instalaciones de almacenamiento de gas natural actuales, ofrece una opción conveniente y a largo plazo para almacenar la energía.

Para generar el metano, SolarFuel combina dos tecnologías ya existentes. Una de ellas es la electrólisis, que divide el agua para producir hidrógeno y oxígeno. La otra es la metanización, que combina hidrógeno con carbono del dióxido de carbono para producir metano. La compañía señala que su innovación radica en la forma en que se combinan los dos procesos.

El director de servicio al cliente de SolarFuel, Stephan Rieke, indica que la cantidad de energía renovable en exceso en Alemania ha crecido, en dos años, desde 150 gigavatios/hora por año a 1.000 gigavatios/hora. "Podríamos acabar desperdiciando toda esa energía", señala. Se espera que la cantidad continúe creciendo a medida que Alemania persiga sus ambiciosos objetivos para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero un 80 por ciento de aquí al año 2050 utilizando en gran parte energía renovable.

SolarFuel no puede competir directamente con el precio al por mayor del gas natural. Pero espera competir con el biogás, es decir, el metano producido a partir de fuentes orgánicas, una industria relativamente grande en Alemania. También podría competir con los precios que marcan los minoristas del gas natural mediante la construcción de sus plantas cerca de los consumidores.

Los usos de la tecnología fuera de Alemania, con su exceso de oferta de energía renovable barata, estarán limitados. La compañía está en conversaciones con empresas mineras en Chile que actualmente usan energía procedente de caros generadores de diesel, y el sistema podría ayudar a reducir los costes de tales operaciones. La tecnología también podría ser atractiva para comunidades rurales sin red eléctrica.

Un inconveniente principal del proceso es su ineficiencia. Sus pequeños sistemas de demostración solo han conseguido un 40 por ciento de eficiencia en la conversión de electricidad en metano. Se espera mejorar esa cifra hasta alcanzar el 60 por ciento de eficiencia en sus plantas comerciales. Incluso entonces, cuando se toman en cuenta las pérdidas de la quema de metano para generar electricidad una vez más, el proceso global llega, en el mejor de los casos, a un 30 por ciento de eficiencia. SolarFuel espera recuperar gran parte de esa energía perdida para su uso en la generación de vapor, aunque eso se ve limitado por la demanda del vapor y la infraestructura para su distribución.


Fuente: MIT Technology Review
Imagen: MIT Technology Review


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Alemania ofreció transferencia de tecnológica eólica a Bolivia


Fuente: Prensa Latina

El presidente Evo Morales adelantó que la canciller de Alemania, Angela Merkel ofreció a Bolivia la transferencia de tecnología para sistemas eólicos, destacan hoy medios de prensa locales.

Se trata de tecnología para la generación de energía eólica, confirmó el mandatario en declaraciones a la Agencia Boliviana de Información (ABI).

Destacó además que la jefa del gobierno alemán lo invitó a visitar el país, el más industrializado de Europa, durante 2013, en fecha que será definida a voluntad.

Merkel y Morales se entrevistaron el sábado durante unos minutos en el marco de la I Cumbre de la Comunidad de Estados Latinoamericanos y del Caribe y la Unión Europea, celebrada en Santiago de Chile.

De acuerdo con ABI, el jefe de Estado boliviano asistió a la entrevista acompañado del canciller David Choquehuanca.

Según la Política de Energías Alternativas para el Sector Eléctrico en Bolivia, el país tiene un gran potencial para la generación de electricidad mediante fuentes de energía alternativas como eólica, solar, geotérmica, hídrica, biomasa y otras.

Bolivia es un país privilegiado porque cuenta con al menos ocho fuentes de energía renovables, aseguró el experto en geotermia de la Escuela de Minas de la Universidad de Colorado Masami Nakagawa, en un seminario auspiciado por la Facultad de Ciencias Exactas e Ingeniería de la Universidad Católica Boliviana.

Una investigación señala que el 97 por ciento del territorio boliviano es apto para aprovechar la energía del sol, mientras que el potencial hídrico y eólico es considerable.

En 2011 el Estado boliviano delineó las Políticas de Energías Alternativas para el Sector Eléctrico con el objetivo de promover y fortalecer el desarrollo de fuentes alternativas e invirtió más de 62 millones de bolivianos en proyectos específicos.

Fuente: Prensa Latina

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Tribunal ordenó revelar contrato entre Aguas Andinas y Gener


Fuente: La Tercera
Imagen: Plataforma Urbana

La Corte de Apelaciones de Santiago determinó que la Superintendencia de Servicios Sanitarios (SISS) deberá revelar antecedentes e del contrato suscrito entre Aguas Andinas y Gener para el desarrollo del proyecto hidroeléctrico Alto Maipo. El tribunal determinó que no existen motivos para mantener en reserva aspectos del acuerdo relacionados con el uso de aguas de la laguna Negra y laguna Lo Encañado, dado la trascendencia económica y social que reviste el recurso hidrológico para la Región Metropolitana.

Con esto, la SISS tendrá que revelar “la promesa de venta, cesión y transferencia de los derechos de agua que se indican en el convenio” y “la conducción y utilización por parte de Gener de aguas captadas provenientes de las cuencas”. También deberá divulgar los pagos que recibirá Aguas Andinas.

Tras el fallo, Aguas Andinas defendió la privacidad del contrato. “Dicho convenio representa un contrato de carácter privado, no secreto; prueba de ello es que este se encuentra en absoluto conocimiento de la SISS”.

Explicó que el contrato “no contempla promesas de venta, cesiones o transferencias de derechos de agua, sino que sólo el uso de caudales determinados por parte de AES Gener y la posterior restitución de los mismos a Aguas Andinas”. El pacto, agregó no “compromete el abastecimiento de Santiago, ya que este depende de otros factores”.

Fuente: La Tercera

Imagen: Plataforma Urbana

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Proyecto Octopus presentará EIA este trimestre sin tener asegurado el suministro de shale gas


Fuente: Diario Financiero
Imagen: Vitaminsforfotures.com

Hasta hace pocos días, el arribo del shale gas a Chile parecía estar asegurado. El anuncio del proyecto Octopus en la VIII Región y la participación de la gigante estadounidense Cheniere Energy en el mismo, convertían a esta iniciativa en una de las primeras que comenzaría a operar con gas de esquisto en el país.

Sin embargo, desde la compañía con sede en Houston su director de Asuntos Corporativos y Comunicaciones, Andrew Ware, señala claramente que la empresa “no ha confirmado” su participación en el proyecto Octopus., agregando que tampoco hay compromisos en curso para vender GNL a sus socios.

Y no sólo eso. Los contratos de su proyecto Sabine Pass ya están todos cerrados. “Tenemos cuatro entidades bajo contrato para los servicios de licuefacción en Sabine Pass: BG Group, Gas Natural Fenosa, Gail (India) y Gas Corea. Los cuatro trenes de GNL que están permitidos y planeados para ser construidos en Sabine Pass se encuentran totalmente suscritos (vendidos) a estas cuatro entidades”, sostiene Ware.

Por ello, la alternativa que surge para el proyecto Octopus es el terminal Corpus Christi, el cual está programado que comience su operación el cuarto trimestre del 2017. Esta iniciativa, aseguran desde la firma estadounidense, tendrá contratos de menor volumen y a menor plazo que los ya cerrados, lo que haría más fácil el acceso a un interesado chileno.

Además, otra característica que tendría es que no se firmarán contratos take or pay. Es decir, si una compañía no desea recibir un barco en un mes determinado, podrá cancelar el pedido sin estar obligada a pagar por el suministro, sino que sólo por la capacidad de uso del terminal, o sea unos 
US$ 3 por millón de BTU, dicen cercanos a la empresa estadounidense.

El problema con Corpus Christi es que todavía está en proceso de obtener los permisos para exportación, por lo que aún es una incógnita si logran las autorizaciones correspondientes.

Por ahora, Cheniere Energy es la única firma que tiene los permisos para exportar shale gas desde Estados Unidos, existiendo otras 16 compañías que están esperando la autorización para hacerlo.



Octopus sigue trabajando


De todos modos, desde Australis Power, empresa que participa también en el proyecto Octopus, aseguran que las conversaciones entre las partes están bastante avanzadas.

Según su gerente general, Alfonso Ardizoni, están en plenas las negociaciones con Cheniere, aunque declina indicar cuál será la participación de la estadounidense en el proyecto: si como proveedor de gas o con una participación accionaria.

Por mientras, agrega Ardizoni, “el primer trimestre ingresaremos el Estudio de Impacto Ambiental (EIA)”. Otras fuentes del proyecto aseguran que ello ocurriría en las próximas tres semanas, ya que el terreno para la instalación del terminal de regasificación y la central de dos unidades, ya estaría comprado y pagado.

Así, para una fecha cercana también se espera que se haga formal el acuerdo con Cheniere, lo que no habría ocurrido hasta ahora debido a las normas de información pública que rigen a la compañía por estar inscrita en la Bolsa norteamericana.

Mientras, Octopus trabaja en varios frentes, uno de ellos, buscando asegurar un contrato de suministro de energía con algunas de las firmas de la VIII Región.

Un segundo aspecto que trabaja, según cuenta el también gerente de Octopus, es en conseguir otros usuarios para el terminal. “La capacidad total de los terminales flotantes de regasificación es de unos 10 millones de m3 diarios, y las dos unidades –de 570 MW cada- tienen un consumo total de 4,4 millones de m3 diarios”.

Por ello, agrega: “Estamos en conversaciones con todos los actores presentes en la red en la que estamos conectando el terminal, (…) para ver quiénes van a contratar esa capacidad”, puntualiza.

Según Ardizoni, la firma tiene planeado iniciar el proyecto con la construcción de la primer unidad de la central y el terminal en 2014. Para 2019 ó 2020 deberían comenzar con la segunda unidad, concluye el ejecutivo.

Fuente: Diario Financiero
Imagen: Vitaminsforfotures.com

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Sky Solar amplía a US$ 1.360 millones la mayor inversión china en Chile


Fuente: Diario Financiero
Imagen: Pulso

La firma privada china de energía solar Sky Solar Holdings, con sede en Shanghai, prevé invertir hasta US$ 1.360 millones en Chile, según confirmó a Efe hoy, con lo que se amplía la que era ya la mayor inversión china en el país hasta la fecha.

La cifra supone un aumento desde los US$ 900 millones que Sky Solar ya había anunciado que invertiría en el país durante dos años y medio a partir de junio pasado, explicó hoy a Efe la presidenta ejecutiva de la compañía, Zhang Yi.

Estos US$ 1.360 millones "planeamos invertirlos en distintos proyectos de energías renovables en Chile durante los próximos tres años", precisó Zhang, cuya firma está presente en el país andino desde principios de 2010.

De hecho, la cantidad anunciada ahora, que supone la mayor inversión conjunta por parte de una compañía china en Chile, podría aumentar de nuevo dentro de un tiempo, vaticinó.

"A medida que desarrollamos nuevos proyectos y aumenta también el número de los que vamos planificando, yo esperaría que esta cifra de inversión total también siga aumentando", detalló.

Hasta ahora la compañía tenía previsto instalar al menos 300 megavatios de capacidad de generación fotovoltaica en el país sudamericano, aunque el número de proyectos sobre el terreno progresa cada año, señaló.

Durante el pasado viaje a Chile del primer ministro chino, Wen Jiabao, Sky Solar firmó en junio pasado un acuerdo para construir varios parques fotovoltaicos en el norte del país austral por al menos 300 megawatts, junto con la empresa chilena Ingeniería y Construcción Sigdo Koppers.

La operación estará financiada en parte por el Banco de Desarrollo de China (CDB).

El acuerdo supone también el primer proyecto que se impulsa en toda América Latina de energía fotovoltaica en modalidad de paridad de red (venta de energía al sistema interconectado sin subvención), con lo que se espera dar un fuerte empuje al desarrollo de esta energía renovable en el país.

Dentro de estas inversiones está el mayor parque de energía solar instalado sobre el suelo de toda América Latina, un proyecto de 18 megavatios en la región norteña de Arica, que comenzó a prepararse en noviembre y entrará en funcionamiento en junio próximo, con capital cien por ciento de Sky Solar, destacó hoy Zhang.

"Sky Solar le da una gran importancia a Chile dentro de su estrategia internacional, ya que es el primer mercado de paridad en red para el sector solar y eólico, lo que hace a la energía renovable comercialmente independiente de cualquier tipo de subsidio o programa de incentivación", explicó la directiva china.

La firma china vende su electricidad ecológica a los mismos precios que la electricidad convencional, y en ese sentido "Chile tiene todo lo que buscamos en un país como para invertir a largo plazo en la implementación de energía solar y eólica", dijo Zhang.

Además "Chile cuenta con uno de los mejores niveles de irradiación solar del mundo, así como con estabilidad política y de su ambiente de inversiones, y con una enorme demanda de energía, por lo que está situado como uno de los mercados más atractivos para el sector fotovoltaico", destacó.

Sky Solar tiene también inversiones en mercados latinoamericanos como Brasil, Ecuador y Argentina, aunque "muchos países de la región no están en la misma etapa que Chile, sobre todo en cuanto a la posibilidad de paridad de red", afirmó Zhang.

"Sin embargo, estoy segura de que, cuando lo estén, Sky Solar tendrá un papel activo también en esos mercados", aseguró, ya que la compañía ve a Latinoamérica como "una parte clave de nuestros planes no sólo a corto sino también a largo plazo".

De la misma forma, planea seguir muy activa en Chile "no sólo este año y el próximo, sino muy hacia el futuro", concluyó.

Fuente: Diario Financiero
Imagen: Pulso

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Felipe Cerón: "Hay que derribar los mitos sobre el impacto ambiental de las centrales a carbón"

>> 28 de enero de 2013


Fuente: Revista Electricidad

Defiende a brazo partido la generación termoeléctrica y dice que su impacto ambiental -luego de la norma que regula las emisiones- es muy poco. Felipe Cerón, gerente general de AES Gener -la tercera eléctrica del Sistema Interconectado Central (SIC)-, señala que es importante avanzar en temas como la ley de concesiones y carretera eléctrica, pero que la autoridad también debe poner énfasis en los problemas que enfrenta hoy la industria generadora. Plantea que es necesario lograr acuerdos entre las comunidades y el sector eléctrico para el desarrollo de proyectos, aunque duda respecto de que los nuevos tribunales ambientales ayudarán.

¿Cuál es su diagnóstico de la situación actual del sector energético? ¿Está muy complicado el sistema eléctrico chileno?

En el Sing (sistema eléctrico del norte) tenemos una situación bastante normalizada después de la crisis del gas. Han entrado nuevos proyectos en operación, tanto nuestros como de nuestra competencia, y la situación de precios se ha normalizado bastante. Sin embargo, esperamos que siga creciendo la demanda. En cuanto al SIC (que se extiende entre Taltal a Chiloé), también tiene una situación normalizada. Estamos en una coyuntura, considerando que 2012 fue el tercer año seco seguido, lo que afecta sin duda los costos marginales. El sistema tiene que estar preparado para ese tipo de hidrología, en que los precios son más altos. Pero en una situación normal, la oferta y la demanda están equilibradas.

Pero se habla de incertidumbre y judicialización de proyectos...

Está por verse el rol que puedan tener los tribunales ambientales. Hasta hora preocupa la demora en los permisos y pensamos que ahí se podría hacer algún esfuerzo.

La judicialización también es un tema de preocupación. Si bien en el SIC el sistema esta razonablemente bien servido hoy y se están desarrollando algunos proyectos, vemos que hacia adelante la situación de suministro empieza a estrecharse, y este es un sector que tiene bastante inercia respecto del plazo que toma el desarrollo.

En la judicialización, hay que ver la forma de acotar esos riesgos, de manera que se puedan desarrollar los proyectos en forma oportuna.

¿Y qué rol cree que jugarán los tribunales ambientales? ¿Serán sólo un escalón más antes de llegar a la Suprema?

Lo ideal sería que no fuera así, que más bien los tribunales especializados sean la vía a través de la cual se resuelvan estos temas. Es importante que todos los actores, empresas, autoridades y comunidades hagan un esfuerzo para buscar soluciones de antemano y evitar que se produzcan los conflictos judiciales.

¿Cuándo la estrechez de suministro eléctrico puede ser crítica?

Dado el tiempo que toma que se concreten los proyectos, es importante buscar las soluciones desde ya. No hay que esperar una situación de estrechez, porque toma mucho tiempo desarrollar, financiar y construir los proyectos de grandes centrales de generación.

En febrero se cumple un año del lanzamiento de la Estrategia Nacional de Energía (ENE). ¿Hay avances reales en la materia?

Hay iniciativas muy importantes que está tomando el gobierno. En mi opinión, una de las más importantes es la ley de concesiones, que ha tenido un avance en el Parlamento. Esperamos que pueda incorporarse los antes posible. Siempre se puede hacer más, en cuanto a reformas en el sector eléctrico. Aunque no vemos que se deban hacer reformas importantes, debe regularse mejor el tema de la licitación de distribuidoras, después de la experiencia que tuvimos con Campanario, que causó mucho daño al sector y lo sigue causando. Sin embargo, lo más relevante son los aspectos ambientales, porque ahí los proyectos están teniendo problemas.

¿Cómo ven el escenario para impulsar grandes proyectos Hidroeléctricos o a carbón?

Los tiempos están más largos, pero principalmente el mayor riesgo es la incertidumbre jurídica de los permisos otorgados. Es razonable, la justicia tiene que actuar, todos tenemos que tener acceso a la justicia, pero también hay que buscar formas que acoten los riesgos asociados. Con las comunidades tenemos que hacer todos un esfuerzo, la empresa y también las autoridades políticas.

Hoy, los proyectos a carbón están muy cuestionados...

Hay que derribar los mitos sobre la generación termoeléctrica y sobre el impacto ambiental de las centrales a carbón. Sobre todo ahora con la norma de emisiones. Esta es la única actividad industrial que tiene una norma de emisiones. De esta manera se hace con prácticamente ningún impacto ambiental, con normas tan exigentes como en Europa. Debiéramos sentirnos seguros de que es una generación muy amigable y que en muchos países es el pilar de la generación. Se debe hacer un esfuerzo en comunicar eso, en informar que con esta norma de emisiones, que requiere inversiones bastante mayores de las que había antes, la generación eléctrica tiene un impacto ambiental muy bajo.

¿Y cómo es posible llegar a eso?

Hay que lograr un acercamiento y también reflejar la importancia que tiene la energía y la generación convencional como fuente de suministro, que por lo demás, en todas partes del mundo es la fuente de generación que se usa: hidroeléctrica y termoeléctrica.

¿Por qué decidieron asociarse con Mitsubishi para la central Cochrane? ¿Cómo avanza el proyecto?

Los proyectos de generación eléctrica son muy intensivos en capital, requieren una gran cantidad de recursos financieros. Hemos tenido un modelo de desarrollo con proyect finance, pero a su vez está la parte del aporte de capital. En se esquema entra la asociación con Mitsubishi. Es una gran empresa, que conocemos hace muchos años como contratista. En Cochrane, la contratación de energía esta prácticamente lista y esperamos comenzar la construcción a principios de este año.

También buscan socio para la central Alto Maipo...

Estamos explorando la opción de tener un socio en Alto Maipo. Nos interesan socios que agreguen valor al desarrollo de los proyectos, y como Mitsubishi, nos gustaría encontrar un muy buen socio para el proyecto, si en definitiva tomamos ese camino. Hoy estamos en la parte de obras preliminares y esperamos comenzar la construcción hacia mediados de este año y entrar en operaciones en 2017.

¿Y el proyecto con Colbún para un terminal de GNL en Quintero?

Este es un proyecto muy interesante, que estamos evaluando con Colbún. Quintero es una de las posibilidades, pero no es la única. Estamos viendo otras alternativas. Es un proyecto más incipiente y que busca asegurar un suministro a nuestro ciclo combinado de Eléctrica Santiago (Nueva Renca). Hoy compramos GNL en el mercado spot y lo estamos usando en Nueva Renca. Sin embargo, la situación hoy es bastante diferente a la del 2011. Han ingresado dos nuevas centrales a carbón y está apunto de ingresar Campiche (a fines de febrero), lo que cambia sustancialmente la situación. El despacho que pueda tener la central Nueva Renca lo vemos más limitado.

Fuente: Revista Electricidad

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Borja Prado: existe una alta judicialización en los proyectos energéticos chilenos


Fuente: Diario Financiero

El presidente de Endesa España, Borja Prado, aseguró que la judicialización de los proyectos energéticos en Chile es alta, sin embargo aclaró que no es riesgoso invertir en el país.

"Creo que la judicialización está en un grado alto, que entorpece llevar proyectos adelante. Hay que entender que las necesidades de este país son grandes porque el país crece", sostuvo Prado.

Sin embargo, al ser consultado por los riesgos que existen para invertir en el país, el ejecutivo descartó esto, asegurando que una prueba de eso fue su aumento de capital.

"Yo creo que Chile es un gran país para invertir, pero tenemos que mejorar las situaciones puntuales y entiendo que el gobierno las está mejorando", dijo Prado agregando que Chile da "mucha fiabilidad para invertir y vamos a seguir apostando por él".

Hidroaysén

Respecto del emblemático proyecto que se desarrollara en la región de Aysén, el ejecutivo sostuvo que éste aún sigue en pie y que siguen comprometidos en llevarlo a cabo.

"Siempre he dicho que el proyecto Hidroaysén es un proyecto del gobierno. Nosotros estamos comprometidos, quiere decir que hemos invertido mucho dinero", dijo Prado.

En esa línea el presidente de Endesa reconoció que por ahora el proyecto debe sortear distintas etapas y que después de eso verán si el proyecto es rentable o no.

Fuente: Diario Financiero


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Sacando rendimiento al potencial solar chileno

>> 23 de enero de 2013


Fuente: Ecoticias

Con Chile, Brasil y México que prevén abarcar el 70 % del mercado solar latinoamericano, parece que brillará el sol en el caso de la solar y la concentración fotovoltaica en esta región.

Con pequeñas instalaciones de CPV de prueba operando en México y Brasil, y con la próxima construcción de una planta de CPV de 1 MW en Chile, es posible que los resultados del rendimiento de la CPV en las regiones con mayor radiación directa normal del mundo sean bastante importantes para demostrar las posibilidades de la CPV. El clima óptimo en estas zonas de la región ha impulsado un mercado de energía renovable menos incentivado y Chile ha demostrado un caso empresarial sólido rentable para sus clientes.

En México, Chile y Brasil está previsto que la demanda eléctrica aumente y es posible que el número de clientes en estos países sea mayor y más variado, con empresas mineras, instalaciones industriales, todos viendo a la solar como la energía suministradora de electricidad más económica que la que ofrecen sus actuales proveedores de energía no renovable.

Aunque aprovechar la ventaja de la demanda y los recursos no es tan fácil como en mercados solares y de CPV más asentados. Aquí es donde puede que las empresas de CPV luchen por aprovechar el mercado debido a la gran inversión que supone una operación conjunta en Latinoamérica. Las empresas y los desarrolladores de fotovoltaica más grandes con retornos financieros sólidos en otras regiones están mejor situados para realizar la inversión estratégica. Sin embargo, encontrar en el país empresas asociadas fiables y con buenas conexiones para los servicios de apoyo, desarrollo y construcción será el secreto para lograr el éxito en la región. Además, es posible que esto tenga poco que ver con el tamaño del negocio o con lo conocida que sea la tecnología.

Uno de los principales comentarios que han emitido los desarrolladores y los proveedores de tecnología ha sido que cuando los inversores y los bancos regionales empiecen a analizar de manera exhaustiva y seria la energía solar, el reto fundamental al que se enfrentarán las empresas de energía solar es el de la educación. Será básico educar correctamente a los encargados de tomar las decisiones relacionadas con la energía solar en los gobiernos y en los bancos, así como la adaptación y el patrocino para obtener una financiación con mejores condiciones. Con los últimos avances en la fiabilidad y el rendimiento del sistema, puede que en esta región del mundo las empresas de CPV estén bien educadas y creen una situación empresarial atractiva.

En CPV Internacional 2013 (21 y 22 de marzo, Madrid), se debatirá en profundidad sobre la oportunidad que existe para la CPV en Latinoamérica, sobre todo en Chile, con desarrolladores locales y fabricantes internacionales de sistemas que desarrollan proyectos en la región. Compartirán la experiencia que han adquirido así como algunas recomendaciones para aquellos que se estén planteando operar en la zona.

Fuente: Ecoticias

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Existen más de 40 proyectos de energía comprometidos hasta el 2016 en el Perú

>> 18 de enero de 2013


Fuente: América Economía

Existen más de 40 proyectos de energía comprometidos en Perú entre los años 2012 y 2016, lo que favorecerá el abastecimiento energético a nivel nacional, señaló este jueves la asesora de la presidencia del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin), Fiorella Molinelli.

Indicó que estos proyectos, ya concesionados, garantizan la producción de 4.405,96 megavatios (Mw) hasta el 2016 y aseguran abastecimiento energético a nivel nacional.

“Tenemos una lista de proyectos hidroeléctricos y centrales térmicas, así como proyectos de energía renovable que están en cartera y deben terminar de construirse entre los años 2013 y 2016, cuando se pondrán en firme las inversiones inherentes”, sostuvo.

Refirió que existen unos 24 proyectos asociados a la construcción de centrales hidroeléctricas y nueve a centrales térmicas, mientras que el resto son proyectos de energía renovable, pudiendo ser de tipo solar, eólica, etc.

“Si el país va a crecer 6,5% anual en los próximos años, la oferta eléctrica debería expandirse de manera similar o un poco más, entre 7% y 8% anual, para mantener un nivel importante de reservas”, dijo.

En ese sentido, anotó que será importante no demorar los permisos de los estudios de Impacto Ambiental (EIA) de agua y suelo, entre otros, y no postergar el reglamento para poner en práctica la consulta previa, porque la idea es que no haya retrasos en los permisos, ni restricciones burocráticas.

Molinelli también estimó que estos proyectos deberán terminar de construirse entre los años 2013 y 2016.

Asimismo, manifestó que existe un plan vinculante energético al 2018 que busca repotenciar la transmisión eléctrica en el país.

“Los costos de inversión para la transmisión eléctrica en el país, en el marco de este plan vinculante, ascienden a US$406 millones”, mencionó.

Propuso que las zonas rurales sean atendidas por la energía renovable, financiándolas con el programa Obras por Impuestos, a cargo del sector privado, y el canon, a cargo de los gobiernos regionales y distritales, para reducir la carencia de la gente que vive en el interior del país.

“En estas zonas hay una tarifa especial que está subsidiada en un 80%, por lo que hay que promover este tipo de energía, coordinando entre el sector privado y el gobierno distrital”, dijo.

Este jueves se presentaron los resultados de la investigación Mercado eléctrico en el Perú: Balance de corto plazo y agenda pendiente, elaborado por el economista de la PUCP, Rafael Vera Tudela, el investigador principal del Instituto del Perú de la Universidad San Martín de Porres (USMP), Carlos Paredes, y el profesor de la Escuela de Postgrado de la Universidad del Pacífico, Enzo Defilippi.

Fuente: América Economía

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