octubre 29, 2012 | Industria
(Portal de Energías Renovables) A pesar de que en España las noticias en torno a la energía hidroeléctrica son escasas, el papel que juega esta tecnología en todo el mundo es fundamental. El programa de Hydro 2012 incluye exposiciones y ponencias sobre la hidroelectricidad en los países en vías de desarrollo, pero también aborda el renacimiento que está experimentando en muchos países industrializados, entre los que se incluyen naciones pioneras en la hidroelectricidad como Noruega, Austria, Suiza y Alemania.
Uno de los temas estrella del congreso son los sistemas de almacenamiento como las centrales de bombeo, que están ganando presencia en países como España o Portugal y que vienen a operar como complemento y/o respaldo de otras fuentes renovables de energía, como la eólica o la solar.
Los delegados del congreso tendrán la oportunidad de visitar la central de aprovechamiento de las olas de Mutriku. La instalación, próxima a Bilbao, ha sido la primera central continental de esta tecnología que opera comercialmente. Y también la central de bombeo de La Muela II. Propiedad de Iberdrola y ubicada en Cortes de Pallás (Valencia), es la mayor central de bombeo de toda la Europa continental. En la planta de Alstom de Galindo (Vizcaya), que se ve en la foto, se están desarrollando los cuatro generadores que la equiparán.
Los sistemas de bombeo hidroeléctrico permiten “almacenar” la energía y ajustar su producción a la demanda real. La planta de La Muela estará operativa en 2013 y contará con unos 1.800 MW de potencia conjunta instalada. Cuando la nueva central subterránea, que ampliara la capacidad de la actual instalación, entre en funcionamiento se convertirá en el aprovechamiento hidroeléctrico más importante de la Península Ibérica.
El centro industrial de Alstom en Vizcaya, uno de los siete con los que cuenta Alstom dedicados a energía hidroeléctrica en todo el mundo, está especializado en la producción de generadores y turbinas hidroeléctricas oil-free. El centro de ingeniería colabora, además, con el desarrollo de nuevas energías oceánicas y renovables, dentro de los programas de I+D que lleva a cabo Alstom en todo el mundo. Para ello, cuenta también con la colaboración del departamento de tecnología del Gobierno Vasco y diversos centros de desarrollo I+D como EVE, Tecnalia, etc. El 76% de la producción de las instalaciones vizcaínas se destina a la exportación, fundamentalmente a Latinoamérica, Asia y resto de Europa.
“Con más de 100 años de experiencia, Alstom es el principal fabricante mundial de equipos para centrales de energía hidroeléctrica. A nivel global, una de cada cuatro centrales hidroeléctricas está equipada con tecnología Alstom”, apunta la empresa en un comunicado.
En España, la primera referencia se remonta a 1906, con la puesta en funcionamiento de la presa de Zumarresta, propiedad de Iberdrola. Desde entonces, Alstom ha instalado en nuestro país 300 turbinas hidroeléctricas y 2.000 generadores, con una capacidad total instalada de 7 GW, el 40% del total de la capacidad hidroeléctrica instalada en nuestro país.
¿En qué consiste el almacenamiento de energía por bombeo?
La solución de bombeo actúa como si fuera una batería gigante, pero que, en lugar de transformar energía eléctrica en energía electroquímica, la transforma en energía mecánica. En energía hidráulica, para utilizar esta tecnología hay que disponer de dos embalses situados a diferente nivel: uno al pie de la central y otro a mayor altura. Al circular del embalse superior al inferior, el agua pasa por una turbina y genera electricidad.
Cuando hay un excedente de energía disponible, la instalación por bombeo la utiliza para bombear agua desde el embalse inferior al superior, haciendo girar la turbina (turbina-bomba) en la dirección contraria. De este modo, el agua tiene energía potencial, es decir, puede volver a transformarse en electricidad rápidamente cuando sea necesario y se vuelva a soltar desde el embalse superior.
La tecnología de almacenamiento de energía por bombeo se puede aplicar como complemento de otras energías renovables (eólica, por ejemplo), utilizando la energía generada por el viento en horas de escasa demanda para bombear agua a un embalse. De este modo, se “almacena” este potencial energético, para generar electricidad en el momento necesario.
Actualmente, es el sistema más eficaz y fiable para almacenar energía y equilibrar la producción y el consumo de energía eléctrica. El carácter intermitente de las renovables dificulta este equilibrio. Y tampoco las tecnologías convencionales como las nucleares o las térmicas de carbón pueden apagar y encenderse fácilmente o regular la potencia. Las nucleares, de hecho, no tienen ninguna capacidad de regulación.
Los delegados del congreso tendrán la oportunidad de visitar la central de aprovechamiento de las olas de Mutriku. La instalación, próxima a Bilbao, ha sido la primera central continental de esta tecnología que opera comercialmente. Y también la central de bombeo de La Muela II.
Fuente / Portal de Energías Renovables
octubre 22, 2012 | Industria
(La Tercera) “LA era dorada del gas”. La frase se acuñó hace unos días en la conferencia mundial de la industria del gas natural, Gastech 2012, realizada en Londres, y fue el eslogan que utilizó el encuentro para explicar el rol que está teniendo este combustible en la matriz energética global, gracias a los descubrimientos de yacimientos no convencionales, como el shale gas. “Vemos que el GNL (gas natural licuado) tendrá un importante rol en la demanda futura.
La industria, a través de constantes innovaciones, ha hecho que esté disponible de manera segura y barata comparado con otras fuentes”, dijo en la cita Frank Chapman, CEO de BG Group.
A nivel mundial, el uso de GNL está adquiriendo cada vez mayor relevancia. Según el último informe de la Agencia Internacional de Energía (AIE), la demanda por GNL crecerá a una tasa promedio de entre 1,7% y 2% hasta 2035. Hoy, el gas natural representa el 23% del consumo energético primario global y hacia 2035 será el 28%, según estima la AIE.
En Chile también está capturando la atención de las eléctricas para incorporarlo con más fuerza al parque generador y ser una alternativa al desarrollo a carbón, que hoy enfrenta rechazo de las comunidades locales, a diferencia del escenario mundial, donde está renovando su presencia (ver recuadro).
El peso del GNL en la matriz eléctrica subirá del actual 23% al menos al 30% hacia fin de la década, estiman el gobierno y expertos. Clave para sustituir al carbón será el precio al que llegue el combustible, que incluso podría empinar su aporte a la generación al 40% en 10 años.
Mayor peso interno
A la fecha, en el país hay proyectos en desarrollo por cerca de US$ 4.500 millones que reimpulsarán el GNL en el parque generador. Se trata de iniciativas asociadas a nuevos terminales de regasificación, ampliaciones de los existentes, transformación de complejos termoeléctricos y construcción de nuevas centrales. “El gas natural está retomando el protagonismo que tuvo a inicios de 2000”, comenta Rudolf Araneda, gerente general de GasAtacama, la generadora del Norte Grande que controlan Endesa y Southern Cross.
Comparten esa visión en GNL Mejillones, el terminal de GDF Suez y Codelco. “El gas natural tendrá un rol clave en la matriz energética de Chile. El fuerte desarrollo del shale gas, sumado a una tecnología más amigable con el medioambiente, dirigen al gas natural a tomar una posición muy importante en el escenario energético mundial y también del país”, destacan en la firma.
En el Ministerio de Energía explican que esta semana en el Sistema Eléctrico Central (SIC), que va de Taltal a Chiloé, el 23% de la energía despachada fue con GNL. En el Norte Grande (Sing) fue cercano al 10%. Ambas participaciones se mantendrían como promedio del año, prevén en la cartera. En 2011, el 21% de la energía generada en el SIC fue con GNL. “La posibilidad de incorporar mayor cantidad de GNL a la matriz es real, dado el cambio que se produjo en Estados Unidos con el descubrimiento de shale gas. Y eso sin duda es una oportunidad para Chile”, afirma Sergio del Campo, subsecretario de Energía. Contar con más gas natural tiene una ventaja fundamental para el país, asegura la autoridad: diversifica la matriz. “Además es un combustible limpio, sin la volatilidad que tiene el precio del petróleo, y hay reservas cuantiosas de gas no convencional”, indica.
Pero, advierte, hay un factor condicionante para que el gas natural eleve su participación en la matriz energética de manera significativa: que sea competitivo. “El problema de Chile no es el suministro de energía, sino que los altos costos de la electricidad”, señala el subsecretario.
En el país el gas que se recibe en los terminales de GNL de Quintero y Mejillones cuesta entre US$ 16 y US$ 18 por millón de BTU (unidad de medida). “A los precios actuales, el GNL no sustituye la competitividad del carbón, aunque sí la del diésel. Para que pueda desplazar al carbón y ser una tecnología de desarrollo del sistema y marcador de precios, tendría que llegar a menos de US$ 10 por millón de BTU, idealmente entre US$ 7 y US$ 8”, apunta Del Campo. Esta semana, explica, mientras en el SIC el costo marginal fue de US$ 119 por MWh, en el Sing alcanzó los US$ 66 MWh. “La diferencia de costos responde a la mayor generación con carbón que hay en el Norte Grande”, detalla.
A juicio del subsecretario, dos tendencias se pueden esperar en el mediano plazo: un aumento de la presencia del GNL en la matriz y una baja en los precios de la energía cuando se instale la nueva capacidad de GNL hoy en desarrollo. El proceso demorará, estima, cinco años, tiempo necesario para la concreción de las nuevas iniciativas a gas que sean capaces de desplazar el uso de diésel, principal factor que impulsa los precios al alza.
“El petróleo diésel es más caro que otras opciones y está marcando un precio al corto plazo. Esa situación debiera regularizarse con los nuevos proyectos de GNL”, sostiene Del Campo. Hacia 2017, estima, el peso del GNL en la matriz llegaría al 30%.
Ramón Galaz, gerente general de Valgesta, estima una relevancia mayor, aunque en un horizonte más largo de tiempo. “El GNL podría representar hasta el 40% de la generación dentro de 10 años, dependiendo del precio”, señala. Y entrega una proyección. “En los próximos cinco a 10 años son posibles de instalar entre 1.000 MW y 2.000 MW adicionales de nuevas plantas a GNL, con rangos de precio de entre US$ 10 y US$ 12”, pronostica.
El sistema (SIC-Sing) tiene una capacidad instalada de centrales que pueden operar con gas de 4.350 MW, que equivalen al 29% de la capacidad instalada del sistema en su conjunto, precisa María Isabel González, ex secretaria ejecutiva de la Comisión Nacional de Energía. No obstante, agrega, “hay una subutilización de esa capacidad por falta de gas”. A medida que haya gas disponible y se amplíen las centrales de ciclo abierto que funcionan con gas y diésel, esto es, “cerrar” los ciclos para operar con gas, el aporte del GNL a la matriz puede subir al 30% o más hacia 2016 o 2017 ”, dice González.
Otro elemento influirá en su expansión. El país necesita duplicar su capacidad instalada en 10 años, por el aumento previsto de la demanda futura. Parte del crecimiento de la oferta vendrá por el GNL, anticipa. “El gas podría aportar cerca de un 20% de esa nueva oferta que se requerirá, unos 2.500 a 3.000 MW”, indica González.
En todo caso, para los expertos y la autoridad es claro que aunque baje el precio del GNL, como se espera, será imposible volver a los precios que hubo con el gas argentino previo a los cortes, con valores de US$ 2,5 por millón de BTU.
Más caro que el carbón
El mayor protagonismo del GNL tendrá costos, prevén los expertos. “Sin carbón la siguiente alternativa es el GNL. (Pero) Este desarrollo implicaría en el largo plazo tener que asumir un costo adicional de cerca de US$ 20 por cada megawatt hora generado”, asegura Hugh Rudnick, académico de la Universidad Católica. “El mayor uso de GNL significará un incremento de, al menos, 20% en el costo de generación”, complementa González. Menciona que mientras el costo de desarrollo del carbón se aproxima a US$ 100/MWh, el del GNL llega a US$ 120/MWh ,y el del petróleo, a US$ 200 MWh.
Clave para la mayor expansión del GNL será cómo evolucione el desarrollo de la hidroelectricidad, según Rudnick. “Hay unos 10.000 MW potenciales y de cómo se desarrolle esa energía dependerá también cuál será el aporte del gas”, sostiene. Si no se realizan los grandes proyectos planificados, la preponderancia del hidrocarburo sería de 35% hacia 2025, prevé Rudnick.
Los proyectos
Al menos siete son los planes que están desarrollando los privados y que podrían sumar unos 3.500 MW adicionales de GNL en la matriz.
GasAtacama lidera uno de ellos. La generadora trabaja en la instalación de un terminal flotante en Mejillones, que entrará en operación el cuarto trimestre de 2015, con una inversión de US$ 350 millones. “Hacia la segunda mitad de la década habrá un mercado de GNL tan competitivo como el carbón”, anticipa Rudolf Araneda, gerente general de GasAtacama. Agrega que traerán el gas a precios entre US$ 9 y US$ 12 por millón de BTU y“el carbón será sólo un 10% más barato”. El terminal tendrá una capacidad mínima de generación de 500 MW, pudiendo llegar hasta 2.000 MW, precisa.
En paralelo, Gener y Colbún se unieron para instalar un terminal de similares características en Quintero. El estudio ambiental sería ingresado en 2013. “Es deseable que pudiéramos tener el terminal operativo lo antes posible, dado que el país necesita urgente energía más competitiva. Pero ello dependerá de lo que demoren las tramitaciones de los permisos que se requieren”, señala Juan Eduardo Vásquez, gerente división negocios y gestión de energía de Colbún. La eléctrica impulsará nuevos desarrollos con GNL para diversificarse. “El primer paso es que al menos los ciclos combinados de Nehuenco, que son más del 10% de la demanda máxima del SIC, puedan operar con gas natural”, indica.
Para AES Gener crucial para la expansión del GNL es su precio, que prevé será un valor intermedio entre el carbón y el diésel. “Probablemente el gas natural será una importante fuente de energía en años secos”, señalan en la generadora.
Dos de las principales mineras del país también desarrollarán centrales en base a GNL. Codelco evalúa construir una planta en el norte, que tendría una capacidad de 250 MW (con posibilidad de llegar hasta 500 MW). La inversión aún no ha sido definida, pero sería de al menos US$ 300 millones. En tanto BHP, controlador de Escondida, reformulará el proyecto a carbón Kelar -US$ 800 millones, 500 MW de capacidad- para que opere con gas.
En mayo pasado, el gerente general de CAP, Jaime Charles, señaló que estudian instalar un terminal de GNL en el norte que debería operar en 2018. La decisión de inversión se tomaría en 2013. Endesa, por su parte, realiza estudios para convertir las centrales Taltal y Quintero de ciclo abierto a cerrado usando GNL. La inversión: unos US$ 500 millones.
En la VIII Región, en tanto, se instalará un terminal flotante del proyecto Octopus, con una inversión de unos US$ 2.000 millones para generar 1.100 MW. Esta iniciativa la lidera un consorcio chileno-norteamericano integrado por Andes Mining y Gasoducto Innergy, y por la norteamericana Cheniere Energy.
Adicionalmente, los terminales de GNL en operación también se encuentran ampliando su capacidad. Quintero -de BG, Enap, Endesa y Metrogas- invertirá US$ 30 millones en un nuevo estanque. En el caso del terminal de Mejillones, se está construyendo un estanque en tierra, que demandará US$ 200 millones. “Varias empresas han expresado su interés por utilizar nuestro terminal. Las grandes reservas de shale gas a nivel mundial van a generar un abastecimiento abundante, lo que llevará a precios competitivos y beneficiará a los países que han impulsado el desarrollo del gas natural y a los usuarios del terminal”, apuntan en GNL Mejillones.
Fuente / La Tercera
octubre 2, 2012 | Industria
(La Tercera) Alcanzar un acuerdo político amplio, que permita destrabar las inversiones en energía y minería.
Este es el objetivo que se impuso el gobierno, tras la cumbre del fin de semana entre empresarios y ministros de las carteras de Economía, Energía, Mediambiente, Minería y Segpres.
El ministro de Economía, Pablo Longueira explicó que ayer, el presidente de la República, Sebastián Piñera, se comunicó telefónicamente para manifestarle que se iban a reunir el próximo jueves a las 19:00 horas en La Moneda, con todos los ministros que participaron en el encuentro. Ahí deberán llegar con un diseño del plan con el cual intentarán lograr un acuerdo político con la oposición.
Indicó que, incluso antes del encuentro del sábado, ya se había contactado personalmente con algunos representantes de la oposición para “sondear” la voluntad que existiría para impulsar una serie de reformas que impulsen los proyectos de inversión. “Me parecía que, como ministro de Economía, y ante una convocatoria de la relevancia que tuvo el sábado, requería haber conversado previamente con figuras importantes de la oposición, cosa que he estado haciendo y que voy a seguir esta semana. Creo que son materias que tenemos que tener una mirada pais, así las entiendo. Siempre he pensado que en estas materias que el país requiere hay que tener una mirada lo más consensuada posible”, dijo.
Longueira agregó que en los próximo dos meses, el gobierno -y los comités interministeriales creados para ello- trabajarán me manera coordinada en la elaboración de un proyecto de ley pro-inversión, a fin de acelerarlas. Este proyecto será ingresado al parlamento en diciembre, y contemplará reformas relativas a cuestiones medioambientales, perfeccionamiento de normas, obtención de permisos, etc. Este será complementario a los que ya se tramitan en el Congreso, como el de Carretera Eléctrica Pública o la reforma al sistema de concesiones y servidumbres eléctricas.
“Es un proyecto amplio, que lo hemos definido como uno misceláneo. Pueden haber materias medioambientales, de vivienda y urbanismo, perfeccionamiento a distintas normas legales, que necesitan dar mas certeza a los proyectos energéticos del país, con el propósito de reducir el costo de la energía. Si no actuamos con sentido de oportunidad, tarde o temprano este costo se va a traspasar a las cuentas de los chilenos”, dijo.
El ministro Longueira aseguró que es indispensable que exista una mirada consensuada entre los actores políticos sobre como reducir los costos de la energía en el mediano plazo, pues su alto nivel le estaría restando competitividad a la economía.
“Necesitamos tener una mirada país, de Estado, para desarrollar nuestra política energética, hay temas que trascienden los gobiernos. Si no somos capaces de tener una mirada de Estado, para tener una política energética, vamos a seguir perdiendo en competitividad”, dijo.
Longueira señaló que el país, y la ciudadanía, deben tomar conciencia que el desarrollo está ligado a la energía, por lo que no puede seguir oponiéndose a todo tipo de proyecto de generación.
“No podemos seguir oponiéndonos a todas las generaciones de energía: nos oponemos a la hidroelectricidad, a la energía nuclear, a la instalación de un central eólica en Chiloé, por su puesto a las termoeléctricas, no podemos seguir con esta actitud. Es por eso que necesitamos una mirada de Estado, un consenso”, dijo.
Longueira agregó que el gobierno trabajará en tres ejes de acción: por un lado se revisarán los proyectos de ley, relacionados a temas específicos de minería y energía, que se tramitan o van a ingresar, para lograr sobre ellos la mayor cantidad de acuerdos posibles, a fin de que tengan un trámite legislativo más expedito.
El segundo frente será la elaboración del proyecto de Ley Pro-Inversión, donde se buscarán perfeccionamientos en materia de artículos, reglamentos, reducción de plazos, eliminación de duplicidad de normas. Este trabajo, que cruzará todos los ministerios involucrados, se realizará en octubre y noviembre.
También se buscará resolver cuellos de botella por la vía administrativa. Se harán propuestas para agilizar la entrega de permisos por parte de las instituciones, elaboración de reglamentos pendientes o incluso el aumento de dineros a profesionales en algunas áreas para descongestionar los servicios.
Fuente / La Tercera
septiembre 27, 2012 | Industria
(Diario Financiero) Mientras la sequía podría llevar durante el verano a que el aporte de la energía termoeléctrica pase a representar alrededor del 70% de la energía del Sistema Interconectado Central (SIC), si HidroAysén estuviera en operación el panorama sería radicalmente distinto. Así lo explica el vicepresidente ejecutivo de la compañía, Daniel Fernández, quien señaló que el 60% de la energía para la zona centro-sur sería generada con agua, “también en el verano, la mitad de ella gracias a nuestras centrales”.
El ejecutivo agregó que este escenario de escasez hídrica se contrapone con el potencial que representan los ríos Baker y Pascua. “En Aysén, ambos cursos están con caudales promedio superiores a los 1.500 m3/seg entre los meses de noviembre a mayo, producto de los mayores deshielos durante el verano, como es habitual en esa zona de nuestro país”, comentó.
El incremento de la generación termoeléctrica tendrá como efecto, a su juicio, el hecho de que se tendrá que recurrir a fuentes “caras y contaminantes” para abastecer esta zona.
Actualmente el principal problema para las eléctricas que operan en la franja a la que hace referencia Fernández se encuentra en la Laguna del Maule y el Lago Laja, que se ubican en las cuencas donde se produce cerca del 70% de la hidroelectricidad aportada al SIC.
Porque además del déficit que presentan actualmente estas reservas, se suma el hecho que ambas son de regulación interanual, es decir que amortiguan períodos de sequía por entre dos a tres años, y ya llevan aminorando los efectos de la sequía por segundo año consecutivo.
¿Spot a US$ 250 de nuevo?
Si bien el escenario del 70% de aporte termoeléctrico al SIC ya se ha dado, lo cierto es que esta cifra es de las más altas que se han registrado en el sistema. En mayo pasado esta fuente de generacion fue de 70,6%, mientras que las hidroeléctricas representaron 28,5%. Según el informe elaborado por SYSTEP, los costos marginales del SIC en este período llegaron a un valor promedio de US$ 249 MWh en la barra de Quillota 220, los que comparados con los US$ 221 MWh de mayo del año pasado, representan un alza de 12,4%, mientras que si se compara con el mes pasado, se observa una baja de 7,28%.
Cabe recordar que se espera que para la temporada estival 2012-2013 se registrará un déficit del recurso a nivel nacional similar al registrado el verano anterior, a la fecha el punto más crítico del actual ciclo de sequía que se prolonga por tres años. Las causas, según afirmó el secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Riego, Felipe Martin, son la mantención del fenómeno de La Niña y “un cambio climático que llegó para quedarse”. Junto a la emergencia que sigue afectando las regiones III y IV, se suma un riesgo de agravamiento en la zona norte de la VII Región, dentro de un cuadro general de menor disponibilidad de agua que va desde un 70% en el norte, a rangos entre 30% y 1% en el sur. El gobierno ya reafirmó que su prioridad será hacer frente a una situación de déficit hídrico.
Fuente / Diario Financiero
septiembre 26, 2012 | Industria
(Diario Financiero) Un oscuro panorama es el que se espera para estos próximo meses. Y es que la sequía prolongada que vive el país, y sus efectos en el abastecimiento eléctrico, están conformando un punto adicional de conflicto para las hidroeléctricas. Así, estas compañías deberán recurrir a la generación diésel, lo que implica asumir costos considerablemente mayores a los proyectados por las empresas. De esta forma, las estimaciones de los expertos apuntan a que durante el verano la generación termoeléctrica pase de representar desde un poco más del 50% del Sistema Interconectado Central (SIC), a niveles de 70%.
Según las últimas cifras dadas a conocer por la Dirección General de Aguas (DGA) junto al Ministerio de Obras Públicas, la capacidad embalsada se ubicó 49% bajo su promedio histórico y 11 % en comparación a la misma fecha el año pasado. El problema para las eléctricas se encuentra específicamente en dos reservas, ubicadas en las cuencas donde se produce cerca del 70% de la hidroelectricidad aportada al SIC: Maule y Laja. En el caso de la Laguna del Maule, ésta llegó a un 21% de su promedio (200 mill/m3), mientras que en el caso del embalse Lago Laja, disminuyó sus recursos hasta llegar a un 23% del promedio (unos 750 mill/m3). A esto se suma el que ambas son de regulación interanual, es decir que amortiguan períodos de sequía por entre dos a tres años, y ya llevan aminorando los efectos de la sequía por segundo año consecutivo.
Por otro lado, un dato que se espera sea conocido próximamente es el de los deshielos elaborado por la DGA, el que según fuentes del sector no sería alentador. La importancia de este informe, en el que se recorren las llamadas rutas de hielo, es que se conoce cuánta será el agua disponible para el período comprendido entre septiembre y abril próximos.
La sequía se extiende
Luego del diagnóstico de la situación hídrica al cierre de la época de precipitaciones invernales, la autoridad confirmó que la temporada estival 2012-2013 tendrá un déficit del recurso a nivel nacional similar al registrado el verano pasado, a la fecha el punto más crítico del actual ciclo de sequía que se prolonga por tres años. “Comparativamente, los próximos meses van a ser iguales de difíciles que la temporada pasada”, afirmó el secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Riego, Felipe Martin, constatando la mantención del fenómeno de La Niña y “un cambio climático que llegó para quedarse”.
Junto a la emergencia que sigue afectando las regiones III y IV, Martin advirtió un riesgo de agravamiento en la zona norte de la VII Región, dentro de un cuadro general de menor disponibilidad de agua que va desde un 70% en el norte, a rangos entre 30% y 1% en el sur. Pero destacó la mejoría en las regiones V y VI por la mayor inversión en infraestructura, la baja en las pérdidas de agua, la siembra de nubes y un rol más activo de las juntas de vigilancia. Es sobre estos avances que anticipa que “la próxima temporada será más manejable”.
Mayol: “Hay que evitar descoordinación”
Junto con reafirmar la prioridad del gobierno para hacer frente a una situación de déficit hídrico que calificó como “compleja”, el ministro de Agricultura, Luis Mayol,indicó que la prioridad está puesta en aumentar los recursos para enfrentar la emergencia, mejorar la gestión del recurso y favorecer el entendimiento entre los distintos usuarios del agua.
Destacó que mientras la situación en norte del país –marcada por conflictos entre mineras y agricultores– pasa por “una utilización muy eficiente del agua y avanzar en obras mayores”, puntualizó que en el sur “la clave es la coordinación entre los usuarios”, principalmente entre hidroeléctricas y las comunidades.
En este ámbito, Mayol afirmó que “no puede volver a ocurrir la descoordinación que tuvo lugar en Laguna del Maule”, en referencia al reclamo de los agricultores contra el manejo de Endesa este verano.
Fuente / Diario Financiero
