febrero 18, 2016 | Industria
(El Mercurio) Un alentador mensaje a los inversionistas entregó China tras culminar la celebración de su Año Nuevo lunar. Beijing anunció -sin dar cifras- que fijará un piso a la desaceleración económica que afecta al gigante asiático, mantendrá el yuan estable y evitará el debilitamiento del empleo en medio del escenario de inquietud que genera la reforma a las industrias que impulsa el Gobierno.
“Los fundamentos económicos de China no han cambiado”, aseguró ayer el portavoz de la Comisión Nacional de Desarrollo y Reforma de China (NDRC, por sus siglas en inglés), máximo órgano de planificación económica del país, Zhao Chenxin. Además, afirmó que “el estatus de China como el mayor tenedor mundial de reservas de divisas no ha cambiado, el superávit comercial a gran escala no ha cambiado y el progreso constante en la internacionalización del yuan se mantiene”.
Pese a que el Producto Interno Bruto (PIB) se expandió un 6,9% en 2015 -su ritmo más lento en 25 años- y a las pesimistas proyecciones de los analistas para este año, Chenxin sostuvo que “la economía mantendrá un crecimiento de mediano a alto nivel”.
El anuncio chino tuvo un impacto favorable en la mayoría de las bolsas mundiales. Además de esto, el alza en el precio del petróleo, en medio de las negociaciones entre grandes productores que buscan aliviar el exceso global de la oferta de crudo, también generó consecuencias positivas en el comportamiento de los principales mercados, sobre todo en las bolsas europeas y estadounidenses. El FTSE-100 de Londres avanzó 2,87%, el Ibex español creció 2,79%, el Euro Stoxx 50 -que agrupa a las 50 compañías más grandes de la Eurozona- aumentó 2,71% y el DAX de Frankfurt subió 2,65%.
Sin embargo, el influjo chino también empujó los resultados de las bolsas en América. Los índices estadounidenses S&P 500 y Dow Jones progresaron 1,65% y 1,59%, respectivamente. En tanto, en América del Sur, el Bovespa brasileño avanzó 1,67%, mientras que el IPC mexicano creció 1,05%. En Chile, el IPSA cerró con una leve ganancia de 0,65%.
Los anuncios se informaron pocos días antes de dos eventos relevantes para China: una reunión de ministros de Finanzas del G-20 en Shanghai a fines de este mes y la cita anual de su Parlamento en marzo, donde se decidirá el nuevo plan quinquenal de desarrollo económico.
febrero 16, 2016 | Industria y Negocios
(El Mercurio) En un escenario de menor precio del cobre, pero también de bajas en los valores de los combustibles y de la energía, los costos directos de operación de las mineras están registrando alzas.
El último «Observatorio de Costos de la Minería del Cobre» elaborado por la Comisión Chilena del Cobre (Cochilco), que mide el desempeño de la gran minería -analiza a 19 empresas que representan 90% de producción nacional- reveló que al tercer trimestre de 2015 se observó un alza en los costos promedio directos de operación ( cash cost C1) de 1,3 centavos de dólar la libra, respecto de igual lapso de 2014, llegando a 155,7 centavos de dólar la libra.
El vicepresidente ejecutivo de Cochilco, Sergio Hernández, explicó de todos modos que esa variación responde «principalmente por el aumento de los costos de dos empresas cuya producción de cobre es relevante en términos de participación de mercado». Añadió que al no incluir dichas operaciones el » cash cost Cochilco» -como se denomina este seguimiento trimestral a la industria- disminuye de 155,3 en 2014 a 150,1 centavos de dólar la libra en 2015. A la vez, destacó que de las 19 operaciones analizadas, 11 de ellas disminuyeron sus costos.
El informe de Cochilco se realiza sin identificar en específico los resultados de cada operación, aunque sí se conocen los nombres de las empresas que integran la muestra (ver gráfico). A la vez, se consideran variables como energía eléctrica, combustibles, remuneraciones y servicios. Se utiliza información pública, bases de datos especializadas y datos a los que accede Cochilco.
El informe de Cochilco señala que al analizar las variaciones por elemento de gastos, el alza en el costo acumulado a septiembre se debe por aumentos en servicios y otros gastos, unido a menor crédito por subproductos.
Los servicios en la minería incluyen ítems como arriendos de equipos y maquinarias, gastos de mantención y reparación, transporte y comunicaciones, inspecciones, sondajes, alimentación, estudios de ingeniería, construcción y montajes, entre otros.
Ese incremento fue, en parte, contrarrestado por menores costos de energía y combustibles, además de remuneraciones del personal propio.
El informe señala que el valor del petróleo cayó 50% -en el período-, mientras que el precio promedio en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) en contratos no regulados bajó 11%.
El estudio añadió que la leve alza en el costo fue contrarrestada también por el efecto de tipo de cambio. Indicó que el dólar aumentó 14% ($79,2).
En el tercer trimestre el precio promedio del cobre fue de US$ 2,39 la libra, cayendo 24,81% anual. «El actual escenario de precios bajos es preocupante para aquellas operaciones que han visto aumentar sus costos, ya que se ve amenazada su competitividad y deben redoblar sus esfuerzos para disminuir los costos y generar utilidades. En algunos casos también podría verse afectada su sustentabilidad, aunque este aspecto se analiza desde una perspectiva de más largo plazo», comentó Sergio Hernández.
Al realizar una mirada histórica, los costos de operación pasaron de 90 centavos de dólar la libra en 2005 a 217 centavos en 2014 por alza en costos de servicios y otros gastos, según datos de Cochilco.
Toneladas caen
La producción en el tercer trimestre bajó 62 mil toneladas métricas finas. Dotaciones de contratistas caen más fuerte que personal propio
Los costos de remuneraciones cayeron 2 centavos de dólar al tercer trimestre de 2015 frente a igual lapso de 2014, según el análisis de Cochilco. Esto refleja las desvinculaciones de personal propio, cuyas dotaciones disminuyeron 5% en el período estudiado, comentó el vicepresidente ejecutivo de la entidad, Sergio Hernández. Agregó que en el caso de los contratistas las planillas retrocedieron 11% a septiembre pasado, viéndose más afectada esta área por los despidos en el sector.
Uno de los últimos recortes de empleo -por condiciones de mercado- son los que informó la minera Anglo American el pasado viernes, en su operación El Soldado, en la Quinta Región. La medida involucró una reducción de 150 puestos de trabajo, entre personal propio y contratistas.
El menor dinamismo de la minería produjo que entre octubre y diciembre pasado se destruyeron 23.050 puestos en ese rubro, según datos del Instituto Nacional de Estadísticas (INE).
En el caso de la pequeña minería la situación también es complicada. Entre diciembre de 2014 e igual mes de 2015 los proveedores de Enami disminuyeron de 1.131 a 928, una caída de 203 productores.
febrero 15, 2016 | Industria y Negocios, Mundo
(El Mercurio) Por años parecieron intocables, anunciando el descubrimiento de nuevos yacimientos, nuevos mega proyectos y nuevas tecnologías, como el fracking . Pero con el precio del petróleo en su menor nivel en doce años, las gigantes petroleras del mundo ya no parecen tan invulnerables. La semana pasada la agencia Standard& Poor’s redujo la clasificación de 10 grandes petroleras privadas, incluyendo la poderosa Chevron, que sufrió su primer recorte de rating desde 1987.
«Hasta ahora las empresas han sido bastante resistentes a la caída del precio del petróleo, manteniendo sus niveles de producción, gracias en parte a ajustes que comenzaron a hacer desde 2014. Pero ahora comenzaremos a ver cambios», explica Thomas Watters, director de S&P para Estados Unidos, quien anticipa una reducción de la producción, así como un aumento de quiebras entre las petroleras más débiles.
El escenario base de S&P incluye que el precio del barril de crudo Brent se estabilice en US$ 40 para lo que queda del año, llegue a US$ 45 el próximo, y alcance los US$ 50 en 2018. Pero con el barril más bien tratando de resistir en torno a los US$ 30, el panorama se ve aún más difícil. Bancos de inversión estiman que un tercio de las empresas productoras pueden caer en default o declararse directamente en quiebra. Una oportunidad, agrega Watters, para que las petroleras en mejor pie salgan de compras.
Sin embargo, las grandes empresas, al menos no las privadas, no parecen estar de ánimo para adquisiciones. Barclays anticipa que la industria aplicará recortes masivos de gastos hasta reducirlos a la mitad de lo registrado el año pasado. Eso incluye despidos. Desde mediados de 2014, cuando comenzó la baja del precio, las petroleras han anunciado unos 280.000 despidos.
Habrá más. «Estamos preparados para afrontar los precios cualquiera sea su nivel»; «tomaremos las medidas necesarias para enfrentar la baja de precios», han prometido en entrevistas separadas los CEO de Chevron y Shell. Ambas consideradas entre las empresas más rentables del mundo hasta ahora, esta semana reportaron una caída de 80% en sus utilidades de 2015 respecto al año anterior. Se trata de las caídas más severas en la industria, donde solo la francesa Total parece permanecer a flote con una caída de apenas 26%. Para Chevron y BP (British Petroleum) el último trimestre de 2015 trajo los primeros balances en rojo en más de una década.
Del grupo de las 10 petroleras más grandes del mundo, de acuerdo a sus ventas de 2014 publicadas por Rig Source, solo las campeonas nacionales de China, Arabia Saudita y Kuwait no han entregado aún sus resultados. Tampoco han anunciado grandes recortes de inversión o empleos, especialmente en el Golfo Árabe. Después de todo, la estrategia de Arabia y sus socios árabes en la OPEC es mantener los niveles de producción, para presionar los precios a la baja y sacar del mercado a la mayor competencia posible. Goldman Sachs y Citigroup calculan que si el barril cae a U$ 20, las empresas más pequeñas, especialmente las que explotan proyectos de petróleo shale , se verían obligadas a suspender su producción. La estrategia de las grandes petroleras es clara, e incluso han anunciado nuevos proyectos de exploración y refinamiento.
Por el contrario, la consultora Wood Mackenzie calcula que el resto de la industria ha postergado unos US$ 380.000 millones en proyectos de inversión para la próxima década. La consultora IHS maneja cifras aún mayores y estima que las inversiones petroleras se han reducido en US$ 1,7 billones (millones de millones) desde mediados de 2014. El recorte es de tal magnitud que la Agencia Internacional de Energía (IEA) ha alertado ante el peligro de que, una vez recuperado el mercado, el mundo entre a una nueva crisis energética en el futuro debido a la falta de inversiones.
La alerta de la IEA incluye una buena noticia y es la perspectiva de que habrá un repunte de los precios, aunque estos no vuelvan a los US$ 100 de la época del boom . Las grandes empresas se preparan para resistir hasta que ocurra el repunte. La pregunta es cuántas sobrevivirán y a qué precio.
Desempeño de las 10 productoras más grandes
Sinopec
Utilidades hasta el 3T 2015: -34,6%
Retorno de la acción en un año: -33,01% *
Medidas de ajuste: La empresa petrolera más grande del mundo es propiedad del estado chino y como tal se espera que reciba financiamiento público. Esto ha impedido que sufra la suerte de otras empresas y mantenga intacta sus calificaciones crediticias. Sin embargo, por primera vez en 16 años, la empresa redujo en 3,1% su producción de petróleo y gas el año pasado.
Saudi Aramco
Utilidades 2015: No reportadas.
Retorno de la acción en un año: Empresa cerrada.
Medidas de ajuste: Es considerada la empresa más valiosa del mundo, por manejar las ingentes reservas petroleras árabes. De acuerdo con la estrategia del califato, Saudi Aramco ha anunciado, contrario a sus competidoras, que mantendrá su programa de inversiones, así como su nivel de producción. Sin embargo, también es víctima del ajuste. Reuters y Bloomberg reportan que Saudi Aramco negoció el año pasado un crédito por US$ 10.000 millones y que estaría en negociaciones para levantar otros US$ 4.700 millones. Además, se estaría preparando una emisión de bonos y, posiblemente, la apertura a bolsa de una sus filiales.
Petrochina
Utilidades hasta el 3T 2015: -81%
Retorno de la acción en un año: -47,61% *
Medidas de ajuste: Como parte de las reformas del gobierno chino a las empresas estatales y ante la caída de las utilidades, la firma vendió el 50% del oleoducto Trans-Asia Gas Pipeline. Es la primera venta de activos de los últimos tres años. La empresa proyectó que sus utilidades para todo 2015 caerían en 70%.
Total SA
Utilidades 2015: -26%
Retorno de la acción en un año: -19,75% *
Medidas de ajuste: La petrolera francesa planea el despido de 2.000 trabajadores. También ha anunciado que reducirá su plan de inversiones desde los US$24.000 millones en 2015 a US$20.000 millones este año y a US$ 17.000 millones en 2017. Además, prepara la venta de activos por hasta US$ 10.000 millones.
BP
Utilidades 2015: -51%
Retorno de la acción en un año: -25,16% *
Medidas de ajuste: Las perspectivas para BP no son buenas. Su CEO, Bob Dudley, reconoció que el precio del petróleo podría no haber tocado fondo, aunque espera una mejora hacia el segundo semestre del año. Por lo pronto, la empresa anunció que eliminará 7.000 puestos de trabajo. Además, Dudley dijo que la inversión estará en la parte baja del rango de US$ 70.000 millones a US$ 90.000 millones anunciado previamente, o quizás incluso menos.
Royal Dutch Shell
Utilidades 2015: -80%
Retorno de la acción en un año: -27,79% *
Medidas de ajuste: La petrolera privada más grande del mundo anunció el recorte de 10.000 puestos de trabajo. Esta semana, su CEO, Ben van Beurden, aseguró en conferencia con los inversionistas, que la empresa estaba preparada para tomar «importantes medidas adicionales» de ser necesario. Shell postergó hasta fin de año la decisión final de inversión de un megaproyecto de GNL en Canadá y canceló un proyecto de gas natural en Abu Dabi.
Kuwait Petroleum Corporation
Utilidades 2015: No reportadas.
Retorno de la acción en un año: Cerrada.
Medidas de ajuste: Otra de las campeonas nacionales árabes, la petrolera kuwaití mantiene su ritmo de producción y asegura que no reducirá su inversión. Pero su presidente ejecutivo, Nizar al-Adsani, anunció que buscan vender activos poco rentables, como una refinería en Holanda. Sus filiales han reducido sus costos hasta en 20% en el último año. La firma negocia un préstamo por US$ 10.000 millones y estaría analizando una emisión de deuda para financiar su plan de inversión que alcanza los US$ 100.000 millones para los próximos cinco años.
Exxon Mobil
Utilidades 2015: -50%
Retorno de la acción en un año: -12,28% *
Medidas de ajuste: La diversidad en el negocio de Exxon -con buen rendimiento en el área de refinación- hace que sea una de las empresas con mejores perspectivas, según los analistas. De todas formas, la firma anunció que reducirá su presupuesto en 25% este año, después del recorte de 19% aplicado ya el año anterior. La inversión en exploración cayó a su mínimo en una década.
Chevron Corporation
Utilidades 2015: -76%
Retorno de la acción en un año: -22,94% *
Medidas de ajuste: «Nos estamos preparando para soportar cualquier precio del petróleo», aseguró el mes pasado el CEO de Chevron, John Watson. Como parte del plan, la petrolera anunció el despido del 10% de su planta o unos 7.000 empleados, así como un recorte de 25% en sus costos. El mismo Watson anunció que los recortes de gastos para 2017 y 2018 podrían ser aún más severos.
Lukoil
Utilidades hasta el 3T 2015: -62%
Retorno de la acción en un año: -23,21% *
Medidas de ajuste: La petrolera rusa no quiere ceder participación de mercado, por lo que hasta ahora no ha anunciado grandes cambios en sus planes de inversión. Sin embargo, su presidente ejecutivo, Vagit Alekperov, advirtió que si el petróleo no logra superar los US$ 30 por barril, reducirán su plan de inversión en US$ 1.500 millones desde los US$ 8.500 millones planificados para este año.
febrero 8, 2016 | Industria
(La Tercera) Si bien la fuerte caída en los precios de los commodities desde inicios de 2015 ha impactado a la industria ligada al cobre, también ha dejado fuertes efectos en el sector dedicado a la explotación del carbón.
Así, las compañías ligadas a la producción de esta materia prima han venido operando bajo gran presión. En el plano local, una de las firmas que más ha sentido el impacto es Mina Invierno, controlada en partes iguales por los grupos Copec (Angelini) y Ultramar (Von Appen).
De hecho, Copec informó el 29 de enero, a través de un hecho esencial enviado a la Superintendencia de Valores y Seguros (SVS), que realizó un test de deterioro de Mina Invierno que arrojó una pérdida financiera de US$ 290 millones para su filial, por efectos del deterioro de los precios del carbón. Esto, explicó, tendrá un efecto negativo de US$ 145 millones en los resultados de Copec de 2015.
De acuerdo al API 2, principal indicador de este mineral, el carbón ha caído 39,3% en 12 meses, llegando a US$ 37,9 la tonelada métrica.
La delicada situación ha provocado que en la industria incluso se rumoree de un posible cierre de la operación. Sin embargo, fuentes del sector dijeron que Copec y Ultramar han tomado medidas para enfrentar este complejo escenario e intentar salvar la operación de la faena.
Por un lado, están trabajando con menores niveles de producción (cuatro millones de toneladas al año) respecto de su capacidad instalada (seis millones de toneladas anuales), con el fin de intentar minimizar los impactos financieros producto de los bajos precios del carbón.
También están realizando esfuerzos para ganar eficiencia, elevar la productividad y reducir los costos.Además, están internalizando algunos servicios y otros los están renegociando.
La administración también está abordando medidas estructurales, como la maximización del relleno interior de la mina, el control de las infiltraciones de agua y están tratando de incorporar las tronaduras como método complementario a la extracción de estéril, lo que les permitiría tener un menor deterioro de los equipos y abaratar costos.
En este sentido, Mina Invierno ingresó al Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) una Declaración de Impacto Ambiental para incorporar las tronaduras, pero en diciembre el SEA emitió un informe con cerca de 50 observaciones (Icsara). Ahora la firma prepara las respuestas, para lo que tiene plazo hasta el 31 de marzo.
Impacto regional
La mina de carbón se ubica en la Región de Magallanes y genera unos 1.000 empleos, de los cuales la mitad corresponde a trabajadores propios y el resto, a contratistas. Por ello, la situación de la compañía es observada con preocupación por las autoridades locales.
“El cierre de la operación es el peor de los escenarios. Por eso, esperamos que la situación del precio internacional del carbón se estabilice para que Mina Invierno pueda seguir operando. Por lo tanto, es una preocupación para la región”, dijo Paola Fernández, intendenta (s) de Magallanes.
Claudio Flores, alcalde (s) de Punta Arenas, complementó que “nuestra preocupación está principalmente en el aporte económico que hace la empresa, en términos de puestos de trabajo.
Por ello, estamos preocupados con lo que pueda pasar con las personas que trabajan ahí. A partir de esto, entre otras cosas, hemos estado en conversaciones permanentes con el gobierno regional para ver cómo podemos lograr una diversificación de la fuente laboral de la zona”.
El presidente regional de la CPC y consejero regional, Alejandro Kusanovic, por su parte, dijo que “es importante que no se le sigan poniendo trabas a la incorporación de las tronaduras, pues esto le permitirá a la mina reducir los costos y hacer más viable la faena. Es importante que siga operando; de lo contrario, subiría el desempleo en la región”.
[Mina Invierno sigue sin convencer a autoridad por impacto de tronaduras]
febrero 8, 2016 | Industria
(La Tercera) Más de 25 mil MW de potencia bruta en Energías Renovables No Convencionales (ERNC) se podrían inyectar al sistema eléctrico nacional hacia fines de la década. Esto, si logran avanzar los 279 proyectos eléctricos que impulsan la generación de energía sustentable y que se identificaron en 2015.
Según el Observatorio de la Inversión en su versión 14, informe elaborado por la gerencia de Estudios de la Sofofa, estas iniciativas suman inversiones por US$ 58.200 millones, un 76% de la cartera total de la industria de generación eléctrica del país.
“El gran dinamismo exhibido por el sector energético durante los últimos años ha significado transitar, en materia de inversión, de US$ 19.402 millones en 2011, a US$ 88.826 millones en 2015, esto sin considerar los proyectos en estado de “detención”. Este mayor desarrollo se ha visto impulsado, esencialmente, por el abultado stock de proyectos asociados a las Energías Renovables No Convencionales (ERNC), que al cierre de diciembre pasado sumaron 279 iniciativas y US$ 58.208 millones de inversión. Vale decir, concretan el 76% del total de la inversión en generación eléctrica”, destaca el informe de la Sofofa.
El objetivo de la entidad de destacar este tipo de inversiones va de la mano con la necesidad que está mostrando el país para avanzar en el desarrollo de nuevos proyectos de inversión para generar empleo e impulsar la economía. Así lo explica el presidente de Sofofa, Hermann von Mühlenbrock: “Este estudio nos muestra una gran cartera de proyectos en el área de las energías renovables que, de concretarse, podrían impulsar de manera importante el crecimiento económico y los empleos de calidad en nuestro país, lo que redundaría en contribuir a sacar de la pobreza al millón de chilenos que todavía sufre este flagelo”, afirma.
El auge de este tipo de iniciativas también es relevante para el sistema eléctrico, sobre todo, considerando que el propio gobierno ha sido un importante impulsor de este tipo de proyectos, con el fin de aprovechar las bondades naturales que tiene el país, como es el abundante viento y sol que se genera, especialmente en la zona norte del país.
“El desarrollo de fuentes de energía renovables se presenta como un motor importante para Chile. Nuestro país tiene condiciones naturales únicas que pueden impulsar la generación limpia y, de esta forma, hacer competitiva a nuestra economía y aportar a tener una matriz sustentable”, explica von Mühlenbrock.
Estado de los proyectos
De acuerdo con el catastro de Sofofa, en la cartera de generación de energía, durante 2015 se invirtieron US$ 12.995 millones en proyectos termoeléctricos, totalizando 7.856 MW, y sólo US$ 5.337 millones para hidroeléctricos, por una capacidad total de 2.472 MW.
De los 279 proyectos de ERCN, detalla el documento, 44 proyectos están clasificados “en construcción”, involucrando US$ 8.866 millones en saldos por invertir y una generación de 4.857 MW como potencia bruta. Casi un 50% de esa inversión, es decir US$ 4.375 millones, corresponde a proyectos de energía solar fotovoltaica y US$ 2.532 millones para centrales eólicas.
Sin embargo, la mayor parte de las iniciativas están catalogadas en fase “por ejecutar”, es decir, que están en pleno proceso de aprobación ambiental o ya tienen su Resolución de Calificación Ambiental (RCA), pero que aún no comienzan sus obras.
Se trata de 235 proyectos que suponen inversiones por US$ 49.342 millones, el 84,8% del total de la cartera renovable. De ese total, US$ 24.506 millones son proyectos solares fotovoltaicos y US$ 11.956 millones para iniciativas eólicas.
En esta fase también se concentra la mayor capacidad de producción de energía proyectada. Se trata de 20.154 MW, un 80,6% de la inyección de energía total estimada. De este último grupo, las tecnologías más destacadas son las solares fotovoltaicas, que esperan inyectar 11.537 MW al sistema, y las eólicas, con 6.303 MW de potencia bruta. En tanto, 435 MW están considerados para las plantas de biomasa y 369 MW para las centrales minihidráulicas, entre otras tecnologías consideradas.
El año de mayor inyección
El informe de Sofofa detalla, además, que será el año 2017 el que tendrá una mayor inyección de ERNC. “El año 2017 será el más intensivo en conexión de energía al sistema eléctrico nacional, con 9.940 MW, es decir, reúne el 39,7% del total estimado”, señala el documento.
Añade que de esa capacidad, un 70% será inyectado en el Sistema Interconectado Central (SIC), lo que significa 6.985 MW.
En tanto, en el Sistema Interconectado del Norte Grande (Sing) se conectarán 2.706 MW. Los 250 MW restantes serán utilizados como fuente de respaldo para actividades y desarrollos industriales, indica el informe.
Para 2018 se espera inyectar al sistema 5.748 MW y, finalmente, para 2016, la proyección de conexión de energía se prevé en 3.401 MW, de los cuales 2.069 MW serán inyectados al SIC y 1.332 pasaran al Sing.
Antofagasta lidera inversiones
En cuanto a las regiones, el Observatorio de la Inversión indica que el mayor monto de inversión se desembolsará entre las regiones de Antofagasta, Atacama y Coquimbo, las que en conjunto totalizan US$ 39.856 millones, el 68,5% del total catastrado.
Al hacer un desglose, se detalla que es Antofagasta la región que concentró durante 2015 el mayor monto de inversión. La II Región registró US$ 20.209 millones del total de la inversión en 54 proyectos de ERNC. “Con este número se espera una generación de 7.271 MW”, señala el documento.
De este total, la mayor parte, es decir 6.568 MW, será conectada al Sing y 703 MW restantes se suministrarán al SIC.
En Atacama, la inversión ascendió a US$ 15.772 millones en 64 iniciativas de inversión en este tipo de tecnologías y con el que se proyecta generar 6.712 MW. En Coquimbo, en tanto, la inversión en ERNC sumó US$ 3.875 millones a través de 18 proyectos, los que buscan inyectar al SIC 1.884 MW.
La región con un menor monto de inversión fue Tarapacá, con 13 iniciativas que sumaron US$ 3.047 millones.
[“Inversión en el sector eléctrico es 36% mayor a la inversión en minería”]
