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Serie “Ideas Verdes”. “Transición energética en Colombia: aproximaciones, debates y propuestas (FUNDACIÓN HEINRICH BOLL)

PALABRAS CLAVE: ENERGÍA - TRANSICIÓN ENERGÉTICA -  MATRIZ ENERGÉTICA - COLOMBIA - COMBUSTIBLES FÓSILES - SOBERANÍA ENERGÉTICA - MODELO MINERO ENERGÉTICO  Fundación Heinrich Böll Oficina Bogotá - Colombia . TATIANA ROA AVENDAÑO, JUANPABLO SOLER, JOSÉ ARISTIZABAL.  2018.  Serie “Ideas Verdes”.  "Transición energética en Colombia: aproximaciones, debates y propuestas" "La transición energética se ha convertido en un tema de creciente interés en el mundo y en el país. Pero, de alguna manera, hace tiempo se habla de él, quizás con otros nombres, o con énfasis distintos. Sólo para mencionar algunos, se recordará que en varios escenarios se ha promovido la eficiencia energética, muy emparentada con el tema de la transición; o las energías alternativas, o renovables También conocemos que hace varias décadas, desde que se diagnosticó en los foros mundiales de cambio climático que los principales causantes del efecto invernadero son los combustibles fósiles, se alertó  sobre la necesidad de disminuir su utilización, algo central en el tema de la transición energética. Esto último se plasmó en 2008 en una propuesta en el hermano país Ecuador: dejar el petróleo en elsubsuelo (véase recuadro). En 1997, la red internacional de resistencia a las actividades petrolera Oilwatch propuso en Kyoto, simultáneamente con la Convención de Cambio Climático de ese año hacer una moratoria a las actividades petroleras y a finales de esa década, el pueblo U’wa, del oriente colombiano, destacó que el petróleo es la sangre de la Tierra y con ello, las implicaciones de extraerlo. De estas y otras experiencias de organizaciones comunitarias en Ecuador, Nigeria, Colombia y Bolivia se fue nutriendo la propuesta de «dejar el crudo en el subsuelo». ¿Por qué entonces ese renovado interés y desde cuándo se despertó? ¿Qué hay de nuevo en la realidad y en los debates? ¿Ha influido lo suficiente en Colombia como para tratar el tema en medios institucionales? ¿Es relevante este asunto para las organizaciones sociales? ¿Lo han tratado en algunos espacios de debate? ¿Es, como muchos temas, algo importado? ¿Y si es así, tiene de todas maneras trascendencia tratarlo como tal, entre las organizaciones? ¿Y si es cierto el renovado interés, por qué en Colombia, el Estado impulsa nuevas explotaciones de hidrocarburos: no es una contradicción? ¿Dicen algo sobre transición energética todas las expresiones ciudadanas frente a la protección del territorio ante posibles explotaciones petroleras o de minerales? ¿Puede decirse que hay quienes deciden al respecto de esa transición y hay quienes se deben plegar a sus decisiones, o es un tema que atañe al conjunto de la sociedad y por eso, toda ella debe intervenir? Esas y otras preguntas pueden ayudarnos en el recorrido por estas páginas". BAJE EL ARTÍCULO EN NUESTRO SITIO  O LEA EL ARTÍCULO EN: https://drive.google.com/file/d/1aCBkh8hPYkHocJDJkDKRMBm6Mw9mX4dT/view
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Informe de Tendencias del Sector Energético enero 2018

IAE.- Con datos a noviembre y diciembre de 2017. Principales resultados.
  • En línea con lo que ocurrió durante todo el año 2017, la producción de Petróleo disminuyó nuevamente en términos interanuales en noviembre de 2017. En este mes, la disminución fue del 2,8% i.a;  acumulando en los primeros once meses de 2017 una retracción del 6,8% respecto a igual periodo del año anterior. La producción acumulada en los últimos 12 meses fue del 6,9%. Nuevamente es preciso alertar, como en informes anteriores, que los datos a noviembre/17 muestran  que la disminución de la producción acumulada anual de petróleo se mantiene en niveles muy elevados.
  • Es importante señalar que la producción de Gas Natural volvió a disminuir en noviembre, con una retracción del 2,2% i.a, lo que acumula una caída del 0,6% en los últimos 12 meses. De esto se desprende que la producción acumulada en el último año móvil de Gas Natural continua una tendencia decreciente, mientras que la demanda está virtualmente estancada, creciendo 0,4% en el año móvil. Esto implica que de mantenerse estos niveles de producción, con su tendencia ya declinante, el país continuará importando tanto Gas Natural como GNL en iguales o mayores cantidades que hasta el presente, puesto que su importación crece a un ritmo del 6,8% en el último año móvil a noviembre.
  •  Es preciso señalar nuevamente que en un contexto de precios internacionales en recuperación, los precios internos tenderían a aumentar, y la solución a esta cuestión sólo puede hacerse por dos vías: aumentando los precios en el mercado interno o incrementando los subsidios a la demanda.
  •  Los subsidios energéticos aumentaron en el mes de noviembre de 2017 i.a: fueron 17,7% mayores en términos i.a mientras acumula una disminución nominal del 35,5% en el acumulado a noviembre de 2017. En este sentido, durante 2017 Cammesa recibió transferencia por $48.000 millones equivalente a un monto 52,7% menor al otorgado en el mismo periodo del año anterior. En contraste, el Plan Gas tuvo una ejecución acumulada a noviembre de 2017 de $ 21.903 millones siendo un 23,2% inferior respecto al recibido en igual periodo de 2016. Adicionalmente, se refleja el cambio en la  participación relativa de los subsidios, puesto que Cammesa pasó de representar el 69,6% del total de subsidios acumulados a noviembre de 2016 al 49,5% en igual periodo de 2017. En contraste, el Plan Gas pasó del 16,3% al 22,6% en iguales periodos.
  •  La balanza comercial energética pasó de un superávit de U$D 34 millones en diciembre de 2016 a un déficit de U$D -175 millones en el mismo mes de 2017.  El cálculo acumulado durante 2017 muestra un déficit 13,7% mayor al de igual periodo del año anterior pasando de U$D -2.877a U$D -3.272 millones. Esto implica que el déficit comercial energético acumulado a diciembre representa el 39% del déficit total de la balanza comercial argentina (U$D -8.471 millones) en el mismo periodo.
  • Los Biocombustibles muestran nuevamente un comportamiento dispar en octubre: mientras la producción de Bioetanol continúa su dinamismo creciendo un 31% i.a (26,8% en el acumulado del año móvil), la producción Biodiesel disminuye un 0,4% i.a (crece a menor velocidad en el año móvil: 10%)
  • VER MÁS: http://web.iae.org.ar/documentos-iae/informe-de-tendencias-del-sector-e…
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Tesla podría estar interesada en el litio chileno

PV Magazine.- El productor estadounidense de coches eléctricos, baterías y módulos solares Tesla podría crear una planta de procesamiento en Chile junto con la Sociedad Química y Minera de Chile SQM para producir el litio de alta calidad que necesita para sus baterías. Así lo declaró ayer el vicepresidente ejecutivo de la Corporación chilena de Fomento de la Producción (Corfo), Eduardo Bitran, en unas declaraciones al Financial Times, algunas de las cuales fueron también publicadas en lengua española en la cuenta de twitter de la misma Corfo.
Si bien las conversaciones se encontrarían en una etapa inicial (y ni SQM ni Tesla han hecho declaraciones al respecto), según Bitran, Tesla estaría interesada en producir hidróxido de litio directamente desde la salmuera que se encuentra debajo del desierto de Chile, sin el carbonato de litio como paso intermedio. “También podría traer un socio para fabricar cátodos de baterías en el país, porque Chile posee una de las fuentes de energía solar más baratas del mundo”, agregó Bitrán. No deja de llamar la atención, sin embargo, que el interés de la firma estadounidense llegue después de que SQM y Corfo alcanzaran un acuerdo tras un polémico proceso que concluyó en un arbitraje por el salar de Atacama. Es más, según ha publicado algunos medios de la prensa local, Bitran habría viajado a Estados Unidos para reunirse con altos cargos de Tesla antes de que se alcanzara el acuerdo entre SQM y Corfo a mediados de enero. Las entidades se encontraban en disputa desde 2014 por impuestos atrasados, cumplimiento ambiental y derechos de agua. En lo sustancial, el acuerdo impone nuevas reglas para la minera, que deberá cambiar la estructura de su gobierno corporativo (entre otros cambios, Julio Ponce, actual presidente de la Sociedad y accionista controlador, debe abandonar su cargo). También se ha aumentado el importe de las rentas de arrendamiento para igualarlas con las de la norteamericana Albemarle (la otra empresa que explota el Salar de Atacama), pero SQM ha aumentado su cuota de extracción de litio en casi 350 mil toneladas hasta 2030. El acuerdo también establece la supervisión del cumplimiento de contratos y normas ambientales (pues SQM tiene abierto un proceso sancionatorio con la Superintendencia del Medio Ambiente en el que figuran varias faltas), y la opción de reserva de 25 por ciento de producción de litio para vender en Chile. Numerosas organizaciones sociales han expresado su rechazo al acuerdo entre SQM y Corfo para explotar litio hasta 2030 en el Salar de Atacama, y una manifestación que tuvo lugar el pasado lunes finalizó con varios detenidos. “No se puede hacer negocio con una empresa que ha transgredido todos los cánones de la ética”, dijo el coordinador nacional del “Movimiento El Litio para Chile”, Miguel Soto. Frente a ello, Bitrán afirmó: “Hemos recuperado el litio para los chilenos”. Según Reuters, de concretarse el acuerdo, Corfo estaría dispuesta a negociar un aumento en la cuota de producción de SQM. En cuanto a Tesla, la empresa liderada por Elon Musk utiliza el litio para sus baterías domésticas Powerwall y para baterías a gran escala como la de 129 MW instalada en Australia por Tesla y Neoen. La empresa está afianzando su división solar a gran velocidad: a principios de mes anunció que había comenzado la producción de tejas solares en su nueva fábrica de Buffalo, en Estados Unidos, para su techo solar, del que ya ha hecho pruebas piloto. VER MÁS: https://www.pv-magazine-latam.com/2018/01/30/tesla-podria-estar-interes…
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Mucha energía, poca riqueza Deteriorada, la matriz energética boliviana marcha a contramano del medioambiente

Bolpress.- La  explotación de los  recursos naturales  ha provocado que Bolivia genere la mayor intensidad   de emisiones de dióxido de carbono (CO2). Hay que revisar las  políticas de desarrollo industrial y de transporte y los sistemas de planificación para reducir el impacto ambiental y mejorar la productividad de nuestra matriz energética que es la menos productiva de la región. Los altos ingresos no cmabiaron la matriz productiva del país. El ingreso rápido genera el gasto fácil, y el gasto fácil vive de la renta. Estamos cerrados en la lógica rentista, es la herencia colonial que subsiste. Especial de Bolpress / ¿La extracción intensiva de los hidrocarburos en la Bolivia de los últimos años ha cambiado para bien la matriz energética del país, es decir la forma de producir y consumir energía? La pregunta fue formulada por este medio a Juan Carlos Guzmán, uno de los mayores expertos bolivianos en temas energéticos, durante un seminario sobre el tema, auspiciado por el CEDLA y la UMSA, hace siete meses. Pero sus respuestas recobran actualidad tras la reciente difusión del producto principal del evento, un texto que reúne las exposiciones de sus colegas, Transformación de la matriz energética. Discurso sin realidad, elaborado bajo la coordinación  de Silvia Molina y presentado hace unos días como el número 16 de los Cuadernos de Coyuntura del CEDLA “No, no ha cambiado, más bien se ha profundizado”, dijo Guzmán, enfático, pues Bolivia produce en cifras redondas 94 % de energía fósil, proveniente de los hidrocarburos mediante el gas natural que transforman en electricidad las plantas termoeléctricas, y sólo 6 % de energías alternativas, repartidas entre eólica, solar y geotérmica, fundamentalmente. Para el especialista, somos el país que ha deteriorado seriamente su productividad energética; tenemos la matriz energética menos productiva de la región y es la de   mayor intensidad de exportación de energía primaria. En términos definitivos, la  explotación de los  recursos naturales  ha provocado que Bolivia genere la mayor intensidad   de emisiones de dióxido de carbono (CO2). “Eso quiere decir que el dólar de PIB en el sector energético más sucio de la región  es el boliviano”. O Más precisamente: aunque Bolivia como tal tenga una cantidad de emisiones pequeña en el contexto regional por unidad de PIB (Producto interno Bruto), “es la contaminación más alta”, insiste Guzmán. LIBRO, SEMINARIO Y SINTESIS A mediados del año pasado, el Centro de Estudios para el Desarrollo Laboral y Agrario (CEDLA) reunió a varios especialistas en un seminario internacional para debatir información y análisis crítico sobre la matriz energética sudamericana. El foro tuvo la participación de la asesora legal de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), Tatiana Castillo y del ex viceministro boliviano de Energía, Franklin Molina. También aportaron con otras exposiciones el docente emérito de la Facultad de Ciencias Puras y Naturales de la UMSA, Justo Zapata, y la investigadora Silvia Molina, del CEDLA. El evento fue moderado por el periodista Andrés Gómez ante una importante presencia de asistentes, observadores del sector energía y medio ambiente, entre otros expertos académicos y universitarios. En la ocasión se presentó el libro Discursos y realidades. Matriz energética, políticas e integración regional, de la coautoría de Silvia y Juan Carlos Guzmán, quien llamó la atención sobre el hecho de que las políticas vigentes no han transformado la matriz energética. En general, Bolivia en su matriz energética depende de los hidrocarburos, como otros países del carbón, fuentes de energía tradicional que están cuestionadas por sus efectos contaminantes y los riesgos para el calentamiento global y el cambio climático. “Su principal problema es el consumo del autotransporte y de importaciones de diésel”, recordó Guzmán, quien remarcó que este tipo de seminarios son una llamada de atención para ver si los países latinoamericanos están avanzando hacia una matriz energética distinta, no convencional. “La respuesta es no; no están avanzando. Pero ahí no se terminan estos eventos   ­‒reparó­‒. La idea es contraponer varias posibilidades en política energética que se deberían considerar antes de concluir cualquier polémica y discutir cuáles son las alternativas antes de cerrar debate con una negativa”. En Latinoamérica, el complejo conjunto de su matriz incluye producción,  transformación y consumo, con predominio de los hidrocarburos y carbón mineral, por lo que el 77 %  de la producción de energía a en la región es fósil y solo el resto 23 % es renovable, incluidas  las grandes represas  en la Amazonia y el Chaco. En consumo, añadió en su explicación Guzmán, el demandante mayor de hidrocarburos es el autotransporte, y le sigue la industria, por el diseño de las ciudades sudamericanas, “gigantescas metrópolis que demandan mucha energía para transportar a millones de personas y trabajadores que gastan su dinero y tiempo pagando hidrocarburos  mientras todo eso genera emisiones contaminantes de CO2”. EL CASO BOLIVIANO En Bolivia, más del 80 % de su demanda es térmica;  es decir, los principales consumos se dan en el transporte y la cocción de alimentos a nivel residencial  y energía térmica a nivel industrial, de manera que sustituir esos usos  no es sencillo aunque  es parte del  desafío tecnológico mundial . “Lo que preocupa no es  la cualidad o el tipo de energía que suministra la matriz boliviana, sino su eficiencia”, previno, puesto que la productividad energética (relación entre cuánto se consume o pierde vs. cuanta riqueza se genera) es la más baja de Sudamérica y ha ido a contramarcha de los demás países. Lo que equivale remarcar que esa capacidad de consumir energía para generar riqueza en Bolivia tiene un signo negativo: “producimos energía y generamos muy poca riqueza” Todo lo contrario de lo que sucede en Colombia, por ejemplo, que energéticas y  económicamente goza de una matriz mucho más eficiente lo mismo que Uruguay y Brasil. P: Con la bonanza petrolera ¿ha cambiado la matriz energética? JCG: El derrotero trazado por la reforma liberal, que es donde se pergeña el proyecto de exportación de  gas natural a Brasil ha profundizado más bien  la matriz, que está  destinada a generar rentas para los ingresos del país. Pero el gran crecimiento de exportaciones de gas no se ha reflejado en un mayor PIB; lo que  no quiere decir que el PIB no ha crecido sino que no lo ha hecho al ritmo de las exportaciones. El año 2000 Bolivia exportaba un barril equivalente de petróleo por cada mil dólares que se generaba de PIB. Hoy exportamos más de 4. El país ha tenido que cuadruplicar sus exportaciones para producir el mismo dólar de PIB. P: Se dice, ¿pero no se hace? JCG: Es mandato del CEDLA y organizaciones de la sociedad civil   contrastar lo que desde hace 40 años de viene  diciendo en relación al cambio climático y lo que efectivamente está ocurriendo; es decir, desde los años 90 hay discursos, leyes y decreto para reducir el impacto ambiental, sobre todo en el sector energético. Pero otra cosa es lo que realmente está pasando en los números. Nuestra conclusión es que, lamentablemente, la producción y  el consumo de energía junto a varios otros aspectos están en deterioro, a contramano de lo que debiera estar ocurriendo en las matrices energéticas bajas en carbono. Las emisiones han aumentado  y con varias excepciones la situación es casi general. Uno de los aspectos que más llama la atención es que el transporte se ha constituido no solamente en el principal consumidor  de energía sino que ha llegad o a ser parte estructural de la economía de los países y eso supone caída de productividad, millones de trabajadores viajando por las ciudades  y millones de litros de gasolina consumiéndose mientras se deteriora el medio ambiente, en medio de ciudades gigantes mal planificadas, extendidas, que parecieran no tener límite en su crecimiento P: ¿Es posible modificar las políticas públicas? JCG: Debieran modificarse pero la pregunta es cómo. Porque si se revisan legislaciones y alocuciones, se va a encontrar que todos hablan de la madre tierra, de la casa común, de que hay que cuidar el planeta, salvarlo… Pero los números nos están diciendo que la matriz va  por otro lado. Entonces, es necesario que la sociedad civil vea que algo está pasando. No vaya a ser que los discursos estén muy bien, pero que de aquí a 30 años el planeta se esté cocinando y no vayamos a poder hacer  nada P: Sin embargo, las políticas públicas parecen blindadas a cualquier cambio… JCG: La política pública es parte y responsabilidad del Estado. Y en el Estado están muchos actores, también el gobierno central. Y  en este tema de cambio climático el gobierno no es el único actor. Por ejemplo,  en el tema de crecimiento de las ciudades están los gobiernos municipales y no se ha encontrado ninguna señal de que se esté planificando las ciudades ni los sistemas de transporte. Hay distintos niveles de gobierno que está como ausentes de esta planificación… por ejemplo La Paz o también Cochabamba, que debe tener el nivel de consumo de transporte más alto de Sudamérica,  Y esto tiene que ver no solo con la planificación de las ciudades  sino con la posibilidad estatal de generar empleos. El transporte  es una de las principales fuentes de empleos y, en Bolivia, de empleos precarios. Entonces se consume más combustible para generar empleos precarios y eso no es responsabilidad sólo del estado como tal. Hay que revisar dos cosas; la política de desarrollo industrial y la de transporte y  los sistemas de planificación para no solo reducir el impacto ambiental,  sino mejorar la productividad de nuestra matriz energética que dicho sea de paso es la menos productiva de la región. Pregunto: ¿los altos ingresos han posibilitado un cambio de la estructura económica de la matriz productiva boliviana? Mi respuesta es no: más  bien los altos precios de las materias primas del gas natural y los minerales como que han enloquecido los bolivianos y eso se ve en la curva de crecimiento de las cooperativas mineras y del gas. Por otra parte, hay una herencia colonial, la lógica rentista colonial, que es pensar que política de hidrocarburos es política de gas natural y que ésta es estrictamente tema de exportaciones y rentas. Nunca se ha visto que energía es un instrumento para generar trabajo sino que, por ejemplo, el  gas natural es para exportar y obtener rentas. En el discurso la búsqueda de ingreso pareciera ser sinónimo de riqueza, pero no tiene nada que ver con riqueza. Y lo más triste: el ingreso rápido genera el gasto fácil, y el gasto fácil vive de la renta. Estamos cerrados en la lógica rentista. (JRyC). VER MÁS: https://www.bolpress.com/2018/01/18/deteriorada-la-matriz-energetica-bo…
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“La energía solar descentralizada es el futuro para Chile”

pv magazine: Señor Rocher, el grupo Total está presente ya hace años en el mercado solar chileno. ¿Está la empresa interesada en el programa PMGD? ¿Se están ya realizando algunos proyectos en este segmento? Rocher: El interés es fuerte por un par de razones. En primer lugar, porque vemos que en este segmento se está creando una nueva condición de mercado para la energía solar en Chile. Después de varios años de crecimiento, el segmento de las grandes plantas está sufriendo una bajada, y el esquema PMGD ofrece una nueva posibilidad para seguir desarrollando la energía solar en el país. En segundo lugar, hay que recordar que Chile es un país que se extiende a lo largo de 4.000 kilometros de norte al sur, y que, en general, la solar se ha desarrollado en Chile hasta ahora sobre todo a través de grandes proyectos ubicados en el norte del país, donde hay una radiación solar muy alta, pero con una desventaja representada por la gran distancia entre la generación y el consumo de la energía. En nuestro primer proyecto a gran escala tenemos por ejemplo más de mil kilometros de distancia entre el consumo y la generación, mientras que en nuestro segundo proyecto esta distancia es de unos quinientos kilometros. El PMGD, en cambio, aporta muchas ventajas en cuanto a proximidad entre la generación y el consumo y reduce el riesgo de la transmisión. Además no tiene riesgo de curtailment como los proyectos más grandes del norte. Por otro lado, a pesar de haberse complicado el proceso burocrático para la realización de plantas solares en Chile en los últimos tres años, los trámites de permisos para los proyectos de PMGD son más simples. pv magazine: ¿Cuál es el plazo medio para obtener una autorización para un proyecto PMGD? Rocher: Para proyectos de hasta 3 MW, se tarda unos seis meses en obtener los principales permisos. Después de haber obtenido la autorización para la conexión a la red de la instalación, se dispone de nueve meses para la construcción de la central. El tiempo de construcción de estos proyectos es de más o menos cinco meses. Son proyectos con mucha rapidez de desarrollo y mucha rapidez de construcción. El tiempo limitado a disposición es entonces un incentivo a la realización de los proyectos. Se necesitan, sin embargo, epecistas y desarrolladores de calidad que sean capazes de asegurar que las autorizaciones se obtengan en el momento justo. Chile tiene un mercado solar muy maduro, que permite eso. Además, el mercado chileno tiene acceso a una financiación que es superior al promedio de la región. Los bancos chilenos permiten el acceso a financiaciones sin recursos, y esta es otra ventaja muy importante. Por otro lado, en Chile hay muchos fondos que están ahora interesados en invertir conjuntamente en estos proyectos, y Total, en regla general, siempre busca coinversores para sus proyectos. pv magazine: Hablando de costos, los proyectos PMGD son claramente más caros que las grandes plantas. Rocher: Es cierto que se trata de proyectos más caros. Toda la estrategia consiste en crear un porfolio de estos proyectos. Así se puede lograr economía de escala. pv magazine: ¿Cúal sería el tamaño mínimo de un porfolio de proyectos solares PMGD para que estos sean rentables? Rocher: Yo diría que 9 MW es el tamaño mínimo. De hecho, la primera tanda que estamos realizando tiene esta potencia. Esas dimensiones permiten lograr una financiación y un primer nivel de economía de escala, en particular por lo que pertenece a la parte de EPC. Entonces se trataría de hacer por lo menos tres proyectos de 3 MW. pv magazine: La legislación permite construir plantas de hasta 9 MW. ¿Por qué se fragmenta un proyecto en tres unidades de 3 MW? Rocher: Porque los proyectos de hasta 3 MW tiene un proceso de autorización mucho más simple. Se desarrollan y construyen más rápidamente. La principal diferencia es el permiso ambiental. La Declararación de Impacto Ambiental (DIA) es necesaria para un proyecto de 9 MW pero no para un proyecto de 3 MW. Hay, sin embargo, desarrolladores que optan por proyectos más grandes. Pero en general, en este segmento, existen más proyectos de 3 MW. pv magazine: ¿Quiere Total invertir en más carteras de estos proyectos? Rocher: El primer porfolio de 9 MW del que hablaba antes se va a ejecutar en 2018. El objetivo es desarrollar, financiar y construir una cartera de hasta 30 MW en este segmento en Chile en este año. pv magazine: En cuanto a los precios, ¿qué tarifas se pueden alcanzar en los contratos de suministro? Rocher: El precio es un promedio de los precios de contratos PPA vigentes en Chile, que está ajustado por el nivel del mercado spot. Es una fórmula bastante compleja que tiene la ventaja de permitir establecer los precios estabilizados por los primeros años de operación de las plantas. Hablamos de una tarifa de entre 50 y 70 dólares por MWh. pv magazine: ¿Hay otras perspectivas para la solar de talla commercial e industrial en Chile? Assar: Tenemos otra línea de desarrollo muy fuerte en Total Solar que se llama I & C (Industrial & Commercial), que ofrece soluciones fotovoltaicas ubicadas en la propriedad de los clientes comerciales e industriales. Se trata de instalar sistemas en el terreno, el parking o el techo de fábricas y empresas y de entregar energía a estas sin tener que pasar por la red. Son proyectos que pueden tener una dimensión de hasta 3 MW. Pero la diferencia con los de PMGD es que estas instalaciones están ubicadas en el mismo punto de consumo. Nosotros diseñamos, invertimos y entregamos la solución solar, además la operamos y la mantenemos para el cliente, el cual a costo cero puede ahorarr mucho dinero, ya que la tarifa que le proponemos a través de un PPA está muy por debajo de la tarifa regular. Por lo tanto, el cliente industrial sin invertir ningún peso y solo poniendo el techo, un terreno o un párking, tiene acceso a una tarifa eléctrica menor y a una reducción en la huella de carbono de las emisiones de la fábrica. pv magazine: ¿Cuántos proyectos de este tipo se están desarrollando actualmente en Chile? Assar: Ahora tenemos una cartera en desarrollo de hasta 10 MW. Hablamos de proyectos desde 500 KW hasta 3 MW. Estamos en negociaciones tanto con empresas mineras como con productores de zapatos. pv magazine: Este tipo de proyectos depende mucho del cliente final. Me imagino que elegir un cliente sólido es una base fundamental para este segmento. Assar: Hay un desafío mutuo, que tiene varias patas. Ante todo, tiene que ser un cliente que tenga un perfil de consumo eléctrico que nos permita entregarle un porcentaje de energía relevante, en por ejemplo, un quince por ciento de energía solar. Además, tiene que ser alguien que tenga espacio. Y claramente tiene que ser alguien con solidez financiera, de manera que nosotros tengamos la disposición de invertir sobre un cliente. Total Solar necesita clientes que tengan la solidez financiera durante los quince años sucesivos a la conclusión del proyecto. pv magazine: ¿Cuál es la duración ideal de estos PPAs? Assar: Hablamos de contratos de quince o veinte años. Cuanto más largo sea el contrato, más bajo será el precio de venta de la energía. Hay que tener en cuenta que estas inversiones se amortizan generalmente en doce años. Además, como mencionaba antes mi colega, una cartera de proyectos permite tener condiciones económicas mejores, tanto por la parte epecista como la de la financiación. Por lo tanto, es posible ofrecer mejores condiciones de contrato. pv magazine: ¿Cómo de importante es la ubicación geográfica de los proyectos? Assar: Hay que buscar un equilibrio entre el nivel de precios de la electricidad de una determinada región y su nivel de radiación. Es un desafío que consta de varios elementos. La zona central de Chile es actualmente nuestro primer enfoque. Pero estamos evaluando proyectos en todo Chile. Idealmente estamos mirando desde la VII región hacia el norte. Más hacia el sur por tema de radiación vemos que es muy difícil, salvo que los clientes tengan un consumo ultradedicado en la horas solares. En términos muy sencillos, el desafío principal es buscar un cliente que quiera pagar un precio menor que lo que paga hoy día y que ese precio nos permita amortizar la inversión a largo plazo. pv magazine: ¿Cuánto más bajos pueden ser estos precios con respecto a los precios normales? Assar: Hablamos de precios que pueden ser entre un 15 y un 30 por ciento más bajos. Se trata de un precio que no tiene costos fijos y de transmisión, y no tiene ningún otro costo más que la energía vendida. pv magazine: ¿Cómo son los trámites de autorización de estos proyectos? Assar: Solo hay que conectar la planta a la red interior del cliente. Bajo los 3 MW, la única tramitación que hay que hacer es ante la Sobreintendencia de Electricidad y Combustible, la cual fiscaliza que la instalación eléctrica se ha llevado a cabo bajo normativa. pv magazine: ¿La instalación solo puede vender energía a este cliente final, o también a otros clientes que están en la misma área? Assar: Nosotros solo podemos vender a este cliente final, pero él está libre a la vez de vender su energía a otras entidades. pv magazine: ¿Se puede realizar proyectos de este tipo también en el ámbito de la regulación del net billing? Assar: El gobierno de Chile está actualmente pensando en aumentar el límite de potencia del net billing de 100 a 300 kW. Esto nos podría permitir también hacer proyectos más pequeños y descargar la energía no consumida en la red. pv magazine: ¿Estamos entrando en una fase nueva para la energía solar en Chile? Assar: Yo diría que estamos entrando en una segunda fase. El negocio solar se está haciendo más sostenible porque se está haciendo más distribuido. Creemos en eso y queremos ser parte de esa nueva fase. VER MÁS. https://www.pv-magazine-latam.com/2018/01/24/la-energia-solar-descentra…
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Morales inspecciona cuatro proyectos energéticos de $us270,7 millones de inversión

El Deber.- En medio de un ambiente todavía de incertidumbre por las protestas contra el Código del Sistema Penal y sin referirse a ello, el presidente Juan Evo Morales se dio tiempo ayer para inspeccionar sorpresivamente cuatro proyectos energéticos que se construyen en  Potosí, cuya inversión asciende a $us 270,7 millones. Las inspecciones se realizaron en la Planta Solar Uyuni, la Línea de Transmisión Litio– Salar 115 kv, la Subestación Salar y en la Planta de Cloruro de Potasio, que tienen un avance de obras entre un 60% y  un 97% , a cargo de Yacimientos de Litio Bolivianos (YLB) y la Empresa Nacional de Electrificación (ENDE)  en Uyuni. Paneles solares La primera inspección fue en la planta fotovoltaica Uyuni, que será la planta más grande del país en generación de energía solar. “Esta planta es  la más grande del país,  cuenta con 180 hectáreas, de las cuales, se usan 105 ha en su primera fase”, explicó el jefe de Estado, que estuvo acompañado por el gobernador del departamento de Potosí, Juan Carlos Sejas; el alcalde de Uyuni, Patricio Mendoza; el ministro de Energías, Rafael Alarcón; y el gerente de la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE-Guaracachi), Carlos Roca. La planta, de una inversión de $us 62,7 millones, generará 60 megavatios. Se conecta a la subestación de Uyuni, que a su vez está unida al Sistema Interconectado Nacional (SIN). Según el estudio del proyecto inicial, la planta generará 123.000 megavatios/hora por año, informó Luis Gonzalo Siñani, gerente de Proyectos de ENDE-Guaracachi. El lugar se ubica en un sector altiplánico donde se comprobó que existe mayor radiación para captar l energía solar para la planta solar fotovoltaica, que será entregada e inaugurada en marzo. Tendrá 196.952 módulos fotovoltaicos. Los otros proyectos La Línea de Transmisión Litio-Salar 115 kv se construye para la demanda de la industria de  litio, proyectos mineros y para mejorar el suministro eléctrico de la región.  Tiene una longitud de unos 82 km y está conformada por dos tramos, aéreo y subterráneo.  La obra tiene un costo de Bs 209,3 millones ($us 30,07 millones). De ese monto, $us 11,2 millones serán para la Subestación Salar, que es una nueva instalación tipo encapsulada (GIS) en 115 kv que incluye un banco de reactores de 9 MVAr en 115 kv y dos transformadores  de potencia de 50 MVA cada uno en 115/24,9 kv que dará mayor capacidad de energía eléctrica para la minería y la industria. A futuro, se conectará a las subestación Litio, la línea de transmisión de la planta geotérmica de Laguna Colorada. Por su parte, la Planta Industrial de Cloruro de Potasio, tendrá la capacidad de producir  350.000 toneladas de cloruro de potasio por año. Este producto se usa como fertilizante agrícola. Actualmente, la planta está en su fase final de montaje y se prevé el inicio de producción este año. Su construcción  tiene un costo de $us 178 millones. Satisfecho En su inspección, Morales dijo sentirse satisfecho por las obras que ayudarán a que Bolivia tenga soberanía energética. Agradeció al "crecimiento económico del país” que hacen realidad estas inversiones Morales aprovechó para reconocer el trabajo de la empresa china CAMC que construye la Planta de Potasio en las orillas del salar. “A nombre del vicepresidente y del gabinete, quiero felicitar la labor de todos los trabajadores de la planta, a la empresa. Recordarán en los meses pasados, el daño que han hecho a los hermanos chinos, a CAMC. No entiendo. Algunos hermanos no quieren que haya esta clase de resultados", manifestó. Centro energético Con este y otros proyectos de producción energética, el primer mandatario recordó su intención de que en los próximos años, Bolivia llegue a ser el centro energético de Sudamérica. El ministro de Energía, Rafael Alarcón, informó  de que el Gobierno mantiene negociaciones de exportación de energía con los países vecinos de Argentina, Brasil, Perú y Paraguay. Hasta el año 2025, se espera producir al menos 10.000 megavatios para abastecer el mercado nacional y exportar los excedentes para generar divisas. MÁS DEL TEMA ENERGÍAS Bolivia trabaja en sistema eólico, solar e hidroeléctrico, además del sistema tradicional de producción energética en todo el país. LOS MÓDULOS La planta solar fotovoltaica de Uyuni tendrá 196.952 módulos fotovoltaicos en un área de 105 hectáreas. EMOCIÓN PRESIDENCIAL El presidente dijo estar emocionado por los avances de las obras que visitó sorpresivamente y pidió a los trabajadores mayor compromiso. ACOMPAÑAMIENTO Un numeroso grupo de periodistas nacionales e internacionales acompañó la inspección de estas obras energéticas. VER MÁS: http://ibce.org.bo/principales-noticias-bolivia/noticias-nacionales-det…
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Energía es más cara en Costa Rica y Nicaragua

El Nuevo Diario.-   Análisis. Un informe de la Cepal revela que en 2016 las empresas comerciales e industriales de la región pagaron la energía más barata en El Salvador. En Nicaragua, el sector industrial pagó 16.45 centavos de dólar por cada kWh, mientras que en El Salvador alcanzó 11.03 centavos de dólar. Las empresas industriales y comerciales de Costa Rica y Nicaragua pagaron en 2016 el kilowatt hora (kWh) más alto de los países de la región centroamericana, a pesar de significativas reducciones en el pliego tarifario, indica un informe de la Comisión Económica para América Latina y el Caribe (Cepal). Costa Rica es el país con la energía más cara del istmo. Ahí el sector industrial pagó hasta 18.47 centavos de dólar por cada kWh; sin embargo, en Panamá se cotizó en US$0.1092, el más bajo. De acuerdo con la Cepal, en Nicaragua los industriales pagaron US$0.1843 por un consumo de 15,000 kWh. Nicaragua también cobró al sector comercio hasta US$0.1936 y US$0.2029 por 1,000 kWh y 15,000 kWh  de consumo, respectivamente. En 2015, estos rangos de consumo costaron a las empresas comerciales US$0.2469 y US$0.2589, por lo que las reducciones de las tarifas en 2016 alcanzaron  el 21%. El informe titulado “Estadísticas del subsector eléctrico de los países del Sistema de la Integración Centroamericana (SICA) 2016” tomó como referencia las tarifas vigentes a consumos seleccionados al 30 de junio de 2015 y 2016, precisó la Cepal en el documento divulgado a finales de diciembre pasado. Al respecto, el director ejecutivo de la Fundación Nicaragüense para el Desarrollo Económico y Social (Funides), Juan Sebastián Chamorro, considera que el alto costo de la energía que se cobra a las empresas implica la pérdida de la competitividad y disminución de los incentivos para la entrada al país de inversiones. “Funides, desde hace año y medio, ha presentado la importancia que tiene el tema de la energía eléctrica como insumo fundamental para la producción, y que con energía cara se traslada a todo lo que se produce y exporta, por lo que ahí se pierde competitividad, estamos claros que es una situación compleja que requiere una solución integral”, agregó. Chamorro espera que, con la normativa de la generación, la distribución tenga un efecto a mediano plazo de reducir los costos de la energía. Según Funides, al aumentar la generación distribuida, se podría ir sustituyendo energía producida por plantas generadoras poco eficientes, de altos costos o de mucha antigüedad, abriendo espacio a una generación renovable. Incluso el presidente del Consejo Superior de la Empresa Privada (Cosep), José Adán Aguerri, dijo en diciembre pasado a El Nuevo Diario que este 2018 “vamos a traer inversión que sea intensiva en demanda de energía, a costos que se le hacen mucho más competitivos de los que la propia tarifa del sistema te genera”. “(…) Si yo soy un industrial y el costo de la energía kilowatt es de 22 centavos, pero, si yo con base a esta normativa autogenero mi energía comprando paneles solares, probablemente podremos ver que encontremos 14 centavos en el precio de kilowatt, son cantidades menos a la tarifa. Es un elemento vital”, comentó.
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Costa Rica logra 300 días de producción eléctrica renovable en 2017

Energía 16.-  Costa Rica anunció que logró este año llegar a 300 días de producción continua de energía renovable y el porcentaje más alto en tres décadas con un 99,62 %, informó una fuente a EFE. El estatal Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) indicó que entre el 1 de enero y el viernes 17 de noviembre, Costa Rica ha generado con fuentes renovables el 99,62 % de su electricidad, lo que se traduce a 300 días. Estos datos indican que desde el 1 de mayo el ICE, monopolio eléctrico del país, no ha recurrido al respaldo térmico (plantas a base de combustible) para generar energía eléctrica. Además, el 78,26 % de la electricidad de 2017 ha provenido de las hidroeléctricas, el 10,29 % de las plantas eólicas, el 10,23 % de las geotérmicas y 0,84 % de la biomasa y el sol. Solo un 0,38 % corresponde a las plantas de combustible. Costa Rica, en la senda renovable Si se traduce a gigavatios-hora, las hidroeléctricas han generado en lo que va de 2017 un total de 7.719,54 GWh, las eólicas 1.014,82 GWh, las geotérmicas 1.009,28 GWh, la biomasa y el sol 83,19 GWh, y el combustible 37,34 GWh. "La optimización de la matriz nos ha permitido aprovechar la alta disponibilidad del agua. Los embalses de regulación nos ofrecen una garantía para maximizar el uso de las fuentes variables, y paralelamente dosificar el aporte de la geotermia", explicó el presidente del ICE, Carlos Obregón. Asimismo, datos del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) del ICE indican que en el 2015 hubo 299 días de producción 100 % renovable, en el 2016 fueron 271 días y en 2017, a falta de seis semanas para concluir el año, ya se alcanzan los 300 días. Como resultado, Costa Rica ha generado con fuentes renovables el 99,62% de su electricidad y se planea que siga generando más durante el primer trimestre del 2018. VER MÁS: https://www.energia16.com/costa-rica-produccion-electrica/?lang=en
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Postergan reducción de energía nuclear hasta 2035

ANSA.-  El gobierno francés posterga, tal vez hasta 2035, su proyecto de reducir la participación de energía nuclear en la producción de electricidad. Lo anunció, para decepción de los ecologistas y de la propia fundación que lleva su nombre, el ministro de Transición Energética Nicolas Hulot. El objetivo de llevar para 2025 a un techo del 50 por ciento la producción eléctrica del parque nuclear, explicó Hulot, implicaría incluir otros objetivos climáticos de Francia. "Si queremos mantener la fecha de 2025 para llevar la participación nuclear al 50 por ciento -dijo- deberíamos hacerlo en detrimento de nuestros objetivos climáticos, del cierre de centrales a carbón y probablemente, si nos empecinamos en esta fecha, haría falta incluso reabrir otras centrales térmicas". VER MÁS: http://www.ansalatina.com/americalatina/noticia/europa/2017/11/08/poste…
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Cuba busca aumentar exportación de carbón vegetal

America Economía.-  Las autoridades cubanas esperan aumentar la exportación de carbón vegetal a partir de la eliminación del marabú, una planta de las mimosas que invade buena parte de las áreas de cultivo de la isla. Hace unas semanas, el ministro de Agricultura, Gustavo Rodríguez, pidió aprovechar la amplia demanda que tiene el carbón en el mercado internacional, aunque abogó por una producción generada a partir de la "racional explotación de las áreas forestales disponibles". Rodríguez demandó aplicar variantes ágiles en las entidades agroforestales que "posibiliten aprovechar al máximo las potencialidades del marabú", un árbol que resulta dañino para los suelos, pero "con las propiedades maderables requeridas para la producción de carbón". Con la llegada al poder del presidente Raúl Castro, en 2006, en la isla se inició una fuerte campaña de recuperación de las áreas de cultivo a partir de la eliminación del marabú. VER MÁShttps://www.americaeconomia.com/negocios-industrias/cuba-busca-aumentar…
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