junio 8, 2011 | Industria
El Mercurio Del total de importaciones, las compras de petróleo registraron el mayor incremento entre los meses enero-mayo, acumulando un monto de US$ 2.825 millones, un 87,8% más que en igual período del año anterior.
En el caso de las exportaciones, el mayor dinamismo correspondió a los embarques industriales, que acumularon en el período un valor de US$ 9.402 millones, superando en 38,2% el nivel alcanzado en los primeros cinco meses de 2010.
De acuerdo a los indicadores de coyuntura del Banco Central, la balanza comercial arroja un superávit de US$ 7.729,9 millones en enero-mayo. Las exportaciones sumaron US$ 34.920,5 millones, con un incremento de 27%, y las importaciones US$ 27.190,7 millones y un crecimiento de 31%.
Fuente / El Mercurio
junio 8, 2011 | Industria
Diario Financiero AES Gener -titular del proyecto hidroeléctrico Alto Maipo- y Aguas Andinas firmaron un convenio para la utilización de los recursos hídricos de la Laguna Negra y Laguna Lo Encañado, el cual regulará la forma en que las empresas ejercerán sus derechos de aguas en relación con la construcción, operación y mantención del proyecto y del acueducto que conducirá caudales de agua provenientes del Embalse El Yeso. Gener pagará mensualmente a Aguas Andinas por potencia y energía. El acuerdo tendrá una vigencia de 40 años.
Fuente / Diario Financiero
junio 8, 2011 | Industria
El Mercurio Una capacidad instalada en megawatts (MW) de más del doble que la que tendrían las centrales proyectadas en Aysén requerirían las unidades generadoras de Energías Renovables No Convencionales (ERNC) eólicas y solares para reemplazar a la energía que producirían a futuro los proyectos de HidroAysén (2.750 MW) y la suiza Xstrata (1.069 MW) en la Patagonia. Juntas, estas iniciativas suman cerca de cuatro mil MW de potencia bruta.
Sin embargo, su factor de planta o la cantidad de tiempo en que estas unidades hidroeléctricas dispondrían de agua para generar energía es de 0,77 (de un máximo de 1), versus un rango de entre 0,25 y 0,35 en el caso de la generación eólica y solar, respectivamente.
Así, estas fuentes que dependen de recursos más intermitentes, como el viento y la luz solar, tendrían que tener una capacidad instalada de 8.800 MW para producir los 27 mil gigawatts hora/año(GWh/año) que inyectarían al Sistema Interconectado Central (SIC) los proyectos hídricos de Aysén, de acuerdo con empresas y analistas del sector.
Actualmente, la capacidad instalada total de iniciativas eólicas en el SIC asciende a 162 MW, mientras que no existen iniciativas a base de energía solar para inyectar electricidad.
Superficie intervenida
A su vez, indican en la industria, la superficie que intervienen las iniciativas solares o eólicas es varias veces mayor a las zonas que inundarían las centrales en Aysén.
Según María Isabel González, gerenta general de la Consultora Energética, el área que se necesitaría cubrir con paneles fotovoltaicos para generar la misma energía que produciría HidroAysén -18.430 GWh/año- sería equivalente a unas 60 mil hectáreas. Esto es, cerca de ocho veces la superficie de 7.847 hectáreas que intervendría el proyecto de Endesa y Colbún, considerando la inundación y la franja de terreno que utilizaría la línea de transmisión que llevaría la electricidad desde el sur hasta Santiago.
No obstante, si se realiza el mismo ejercicio, pero comparando el complejo hidroeléctrico con proyectos eólicos, la superficie afectada con aerogeneradores, y su respectivo sistema de transmisión se eleva a más de 15 veces. Esto, pues se tendrían que intervenir 120.000 ha, según expertos.
18 mil km de líneas de transmisión se necesitarían para cubrir 300 proyectos de ERNC.
0,25 a 0,35 es el rango del factor planta de las energías eólica y solar. La hidroelectricidad llega a 0,77.
Fuente / El Mercurio
junio 7, 2011 | Industria
Revista Electricidad El salón plenario del Colegio de Ingenieros contaba a las 9:00 de la mañana con más de 200 personas, asistentes a la primera de las reuniones que el gremio tiene agendadas durante este mes, en el marco del Mes de la Energía, instancia instaurada por el Colegio hace cuatro años.
Hoy martes fue el turno de, “Futuro del Sector Eléctrico”. Renato Agurto, presidente de la Comisión Chilena de Energía Nuclear (CChEN) y socio director de Synex, se refirió al desarrollo de las políticas energéticas eléctricas en Chile, y de entrada el experto manifestó que “el sector está pasando por un momento delicado”. Y es que a su juicio, existen fuertes cuestionamientos en el sector si existe o no una política energética en el país, aunque para él no existen dudas de que sí existe un programa gubernamental en esta materia, el que se instauró a mediados de la década de los años 1970 y la que se ha extendido a través de los diferentes gobiernos posteriores.
Sobre los principales problemas que están instalados en la materia, Agurto explica que existen serios cuestionamientos a los proyectos eléctricos, de diferentes fuentes, pero también las posiciones de ambientalistas sobre el uso de las energías renovables y la eficiencia energética. De todas formas, es claro en señalar que “existe consenso en que no se puede sostener el desarrollo eléctrico del país a base de eficiencia energética y energías renovables únicamente”.
Entre las materias ligadas al desarrollo eléctrico del país, está el de la competencia. Para Agurto, es fundamental “el mantener la puerta abierta de nuevos actores que puedan competir en el sistema”, destacando además que “lo importante es que no se generen barreras y problemas que atenten en contra del financiamiento”.
Finalmente, y luego de realizar un exhaustivo análisis de algunos escenarios que se pueden dar en el país, estudio elaborado por la empresa Synex, a base de escenarios con diferentes grados de involucramiento de energía renovable y núcleo electricidad en la matriz energética, lo que permitiría bajar el nivel de carbonización, el experto de la CChEN manifestó que, respecto del largo plazo, no tiene importancia en cuánto tiempo la demanda se va a duplicar; lo importante será poder sustentarla.
Claramente un tema de preocupación es el que se gesta a partir de los problemas (cada vez mayores) que tiene que sortear la transmisión eléctrica. En ese sentido, claro está lo que se recogió a partir del último Estudio de Transmisión Troncal (ETT) para el siguiente cuadrienio, sobre ampliaciones, obras nuevas y reforzamiento, obras que tienen como principales proyectos a los de 500 kV en doble circuito en tramos clave, los que permitarán unir Charrúa, en el sur, con Cardones, en el norte. Germán Guerrero, de Electronet, así lo confirmó.
Los temores en esta área están dados, según el experto, por el crecimiento indiscriminado de las instalaciones, como por ejemplo, de las subestaciones. Y es que si se llegara a producir una falla en la barra de una subestación importante en el país, podría generar la salida intempestiva de un transformador. Por otro lado, otro temor está dado por el libre acceso al sistema troncal, mientras que un tercer temor se genera a raíz del diseño de las subestaciones.
Consultado Guerrero por lo expresado por el Presidente Sebastián Piñera respecto a la “Carretera Eléctrica” de libre acceso, señaló que esta ya existe, desde 2004, luego de la Ley 19.940, la red troncal que se tiene en la actualidad.
El director de Operación y Peajes del Sistema Interconectado Central (CDEC-SIC) Eduardo Ricke expuso acerca de impacto de la generación eólica en las redes de transmisión, explicando que por tratarse de centrales con factores de planta que van desde el 17% al 23%, su inclusión en el despacho es complejo.
Marco Arróspide se convertirá el próximo jueves en el nuevo gerente general de Eléctrica Guacolda, tras la salida de Sergio del Campo para asumir como subsecretario de Energía. El ejecutivo hizo hincapié en su exposición en el desarrollo de centrales a carbón, colocando como ejemplo la historia y actualidad de la Central Guacolda (Huasco). Explicó que para que un país pueda derrotar la pobreza, es necesario un mayor desarrollo eléctrico, y mucho tiene que decir el consumo eléctrico per cápita, el que hoy en día en el país está en torno a los 3.000 kWh, mientras que el que debiera ser es el de países como Australia, que va por sobre los 7.000 kWh.
Actualmente las reservas mundiales de carbón se empinan por sobre las 800.000 millones de toneladas. Mientras las reservas probadas aseguran una explotación en torno a los 119 años, las probables apuntan a 200 años.
Chile importó en 2010 en torno a 6,6 millones de toneladas métricas del mineral, correspondiendo 5 millones a bituminoso y 1,6 a sub bituminoso. Proyectos carboneros en el SING hoy en día existen por 2.530 MW, mientras que para el SIC existen por 5.200 MW, estos aprobados y/o en construcción, además de algunos desistidos y/o rechazados.
Entre los problemas que detecta Arróspide para la materialización de proyectos térmicos a carbón, indica que primero está el tema medio ambiental, seguido del de la licitación y suministro de equipos. Y siguen el financiamiento, montaje y la construcción.
Finalmente, Daniel Fernández, vicepresidente ejecutivo de HidroAysén, partió rebatiendo las principales inexactitudes cuando se habla del proyecto que pretende colocar cinco centrales hidroeléctricas en la Patagonia, como son, entre otros, la cantidad de terreno a inundar y las torres de Alta Tensión en las Torres del Paine. Luego, profundizó en los aspectos técnicos del proyecto.
La siguiente reunión es el próximo jueves 9, con el tema “Desarrollo de las Energías No Tradicionales”.
Fuente / Revista Electricidad
junio 7, 2011 | Industria
Diario Financiero El biministro de Energía y Minería, Laurence Golborne, aseguró hace un par de meses que la única forma de saber el potencial de la energía solar en nuestro país, era incursionando en un proyecto de este tipo.
Y en eso están. Trabajando aceleradamente en la preparación de un estudio que busca identificar un cuál sería el tamaño óptimo y el modelo de negocios que se deberá aplicar en la planta de concentración solar que estará ubicada en el norte del país. Se manejan dos ubicaciones, una en la región de Arica y Parinacota y otra en la región de Antofagasta.
Hace un par de meses Golborne adelantó sobre las intenciones de armar este consorcio con empresas de la zona para avanzar en los estudios. Hoy cuentan con cuatro empresas mineras comprometidas con la iniciativa.
El seremi de Energía de la Macro Zona Norte, Carlos Arenas detalló que “invitamos a participar a las compañías mineras para llevar adelante el estudio de factibilidad técnica y económica de cuál sería la capacidad óptima de una planta de concentración solar”.
La autoridad regional indicó que el estudio indicará “cuál sería una planta óptima y en función de eso poder conocer el modelo de negocios que permitiría a las mineras comprometer un PPA (contrato de compra y venta de energía) con lo cual podríamos concretar la inversión de una empresa internacional”.
La tecnología elegida es la termosolar o de concentración, pues alcanza un mayor factor de planta que las fotovoltaicas y además se generan economías de escala, ya que entre mayor capacidad instalada, menor costo de generación.
En tal sentido el biministro Golborne señaló que “mientras más grande sea mucho mejor, pero hay que analizar los costos reales y la situación real, la clave es disponer de los contratos de compra de energía adecuados”.
Desde la industria señalaron que “nosotros queremos un tamaño de 50 MW, el gobierno en este momento está trabajando proyectos muchos más pequeños. Pero pensamos que estos tipos de proyectos no alcanzan niveles interesantes a nivel industrial”. Por esta razón es que algunos actores se encuentran analizando su incorporación al consorcio.
El estudio
El gobierno está evaluando a qué consultora encarga el estudio. Entre las opciones se encuentran tres compañías internacionales: una española, otra alemana y una estadounidense.
Actualmente manejan algunas ubicaciones que podrían considerarse óptimas para este desarrollo. “La ubicación no está definida, pero sí existen algunos lugares donde existe una reserva, que es el sector de Crucero en la región de Antofagasta y también estamos trabajando un lugar en la región de Arica y Parinacota, porque tiene un beneficio tributario en base a un retorno a la inversión, la denominada Ley Arica y que de alguna forma podría hacer que el proyecto tuviera una rentabilidad positiva e interesante en esta región”.
En el gobierno esperan contar hacia final de año con el estudio, para así contar en un plazo de cuatro o cinco años con la planta.
Fuente / Diario Financiero
