Holanda ha estrenado sus dos primeros tramos de carretera con paneles solares encima del asfalto, una tecnología costosa pero que aplicada a gran escala puede ser sostenible, según coinciden en afirmar algunos expertos.
Fecha: 18.03.2019 Fuente: EI
Nuevo parque fotovoltaico inyectará 16 GWh al año desde la zona de Rapel
Un nuevo parque fotovoltaico fue inaugurado en la zona central del país. Se trata del proyecto Queule, de 8,2 MW de capacidad instalada, desarrollado por las empresas italianas Building Energy y Scotta, en la comuna de Las Cabras, en la Región de O’Higgins, cerca de la laguna Rapel, desde donde busca inyectar 16 GWh al año a la red eléctrica.
Y es que la central está bajo la categoría de Pequeño Medio de Generación Distribuida (PMGD), por lo que la distribución de su energía generada será realizada por CGE, para suministrar la demanda eléctrica de la localidad. De acuerdo a Daniele Moriconi, Mananging director de América Latina de Building Energy, este es uno de los proyectos PMGD que “se benefician de un “precio estabilizado”, que es fijado por la Comisión Nacional de Energía”.
El proyecto, que consideró una inversión de US$9,5 millones, fue financiado por el Banco Security y cuenta con más de 25 mil módulos, cada uno de los cuales tiene 325 watts de potencia. El parque también tiene una estructura de seguimiento de un eje para aprovechar por mayor tiempo la radicación solar, además de seis inversiones instalados.
Proyectos
Durante la ceremonia de inauguración, Daniele Moriconi destacó que este parque fotovoltaico forma parte del portafolio de proyectos que impulsa Building Energy con Scotta en el país, donde se contemplan más de 250 MW de capacidad instalada.
El ejecutivo resaltó que durante el año pasado entraron en operación los parques Peralillo (3,5 MW) en la comuna de Hualañé, además de las plantas Villa Prat (3,5 MW) en la comuna de Sagrada Familia; Alto Solar (3,5 MW) en la comuna de San Pedro, y la mini central hidroeléctrica La Confianza (2,7 MW) en la comuna de Los Ángeles.
Otros proyectos en que trabajan las empresas son los proyectos del parque fotovoltaico Punitaqui, de 9 MW, en la comuna de Limarí.
Moriconi destacó que este plan de inversiones responde al alto potencial que tienen los recursos solares en Chile, además del aumento de la demanda eléctrica en el mercado local. TOP
Fecha: 18.03.2019 Fuente: El Nacional
Toro Hardy: Se necesita acción de EE UU para cortar envío de crudo a Cuba
Los pocos barriles de petróleo que se están enviando en la actualidad a Cuba serían significativos para el consumo interno. Sin embargo, esta medida que invoca el presidente encargado en el decreto de estado de alarma, recientemente aprobado por la Asamblea Nacional, necesita de otros factores para que pueda ser puesta en práctica, de acuerdo con lo que explica el economista y experto petrolero José Toro Hardy.
En la actualidad, de acuerdo con el experto, apenas se envían a la isla aproximadamente 40.000 barriles diarios, pero se trata de petróleo de buena calidad, que podría estar siendo refinado en el país y sus productos destinados al consumo interno. Esta es la intención de incluir esta medida en el decreto de alarma nacional.
“Lo que se quiso recoger en el decreto es que Venezuela ya no está en posición de entregar petróleo a ninguna nación a cambio de servicios o personal. Si bien es cierto que la cantidad que se envía ha disminuido bastante, antes eran 100.000 barriles, sigue siendo importante debido a las condiciones en las que se encuentra el país. Venezuela es ahora la prioridad, ese es el mensaje”, argumentó Toro Hardy.
En cuanto a lo que representan estos 40.000 barriles diarios para la economía, no tienen mucha significación en lo que a divisas se refiere, pues es un acuerdo que incluye como pago el envío de personal docente y médico al país. “Sabemos que a este personal aquí le pagan muy poco, pero lo que se le cancela al gobierno de Cuba es bastante”, añadió.
Toro Hardy aclara, sin embargo, que para que esta medida pueda realmente llevarse a cabo hacen falta dos condiciones importantes, una que depende de la Asamblea Nacional, y otra, de Estados Unidos.
“Se ha estado retomando en Washington la discusión de aplicar una especie de bloqueo a Cuba con respecto al petróleo venezolano. Si la Asamblea Nacional exige que se detengan los envíos y Estados Unidos establece este bloqueo, el petróleo no podrá entrar en la isla”, afirmó.
A juicio del experto, esto pondría a Cuba en una muy mala situación, pues se le complicaría el panorama energético y tendría que procurar petróleo en otros países, pagando factura completa.
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13.03.2019 – EL CRONISTA (BUENOS AIRES, ARGENTINA)
María Julia Arana – La Ley 27. 424 de Generación Distribuida, reglamentada a fines del año pasado, es un hito para la Argentina, dado que impulsa un cambio de paradigma en la generación energética nacional. Por primera vez, esta norma habilita a los usuarios pequeños y residenciales a autoabastecerse de energía que se obtenga de fuentes renovables, como paneles solares, turbinas eólicas, biomasa o biogás, y además vender el excedente, si lo hubiera, a la red eléctrica. Así, se da nacimiento a los “Prosumidores energéticos”, un concepto adaptado del universo de las tecnologías de la información (TIC) donde internet ha transformado el consumo unidireccional de los medios tradicionales en un híbrido entre consumidores y productores de contenidos. Cuando se trata de energía, la combinación del avance tecnológico y las regulaciones se traduce en un gran cambio: la descentralización, es decir, la transformación de “la calle de un solo sentido” de la energía en una carretera de múltiples sentidos y múltiples carriles. “La ley es estratégica porque permite generar energía cerca de los centros de consumo para evitar las pérdidas en la distribución e involucrar a la sociedad en el proceso de generación eléctrica. Por eso es tan importante este cambio: permite convertir a los usuarios o consumidores en actores activos del mercado energético”, resalta el presidente de la Cámara Argentina de Energía Renovable (Cader), Marcelo Álvarez. La ley tendrá un impacto socio-ambiental positivo porque fomentará las energías limpias y aportará a las economías regionales reduciendo la salida de divisas por la compra de combustibles fósiles al exterior. Asimismo, permitirá a los pequeños productores de energía abastecer zonas aisladas del país, y así diversificar y hacer más segura la matriz energética de la Argentina. “Hoy en día, las pyme no tienen la capacidad de inversión ni el acceso a financiamiento que se necesita para aprovechar la legislación de 2015 que fomenta las energías renovables. Pero, esta nueva ley de 2018 tiene un gran potencial no solo para aumentar la potencia eléctrica renovable instalada sino para desarrollar incentivos que estimulen la adopción de energía distribuida”, agrega Álvarez. Son muchas las posibilidades que habilita la nueva normativa, pero aún falta ver cómo será su implementación. Sobre todo, cuando hay varias regulaciones que han quedado a medio camino como, por ejemplo, la Ley de Bosques que está congelada por la falta de fondos. O la misma Ley 27. 191 de fomento de fuentes renovables que prometía alcanzar, en 2018, un 8% del consumo energético de estas fuentes. Para anticipar lo que se puede esperar para los próximos años en generación distriuida en la Argentina un buen ejercicio es analizar los aprendizajes alcanzados del otro lado de la cordillera. En Chile, desde 2014 se implementa la Ley 20. 571 que permite a los clientes regulados, conformados por hogares y pequeños comercio e industrias, comercializar las inyecciones de energía de sus generadores residenciales. Para la Asociación Chilena de Energía Solar (Acesol), la aplicación de la ley no se dio sin contratiempos y demoras. “Al principio no fue fácil: se instalaron pocos sistemas y no se veía mucho éxito en su aplicación. Una de las razones era la falta de información. Muy pocas personas entendían los beneficios económicos de la ley y se desconfiaba de que realmente se pudiera vender electricidad a las distribuidoras. Es un asunto con muchos tecnicismos y la comunicación es clave para que se entiendan las ventajas económicas de la generación distribuida”, indica Gabriel Neumeyer, presidente de la entidad. Asimismo, la burocracia gubernamental jugó en contra de la multiplicación de prosumidores energéticos. El proceso de aprobación involucraba varios pasos y un “pinponeo” dificultoso entre la empresa distribuidora y la autoridad regulatoria. “La aprobación podría tardar de un año a un año y medio, esto frustraba y desincentivaba a los usuarios. Hubo demoras hasta en la designación de los responsables del tema dentro de las distribuidoras. Todo esto sucedió en los tres años primeros años de implementación de la ley. En la Argentina, se podría aprovechar la experiencia chilena para que desde un inicio esa tramitación sea lo más simple y clara posible, y exista una capacitación adecuada para todos los actores involucrados”, añade Neumeyer. El sistema chileno ha mejorado en el último año a partir de la digitalización de los trámites con una plataforma web (www. sec. cl) que, además, se esfuerza en comunicar las especificaciones técnicas en lenguajes simples, audiovisuales y accesibles. Asimismo, el proceso de aprobación del sistema residencial ha reducido sus tiempos y hoy demora entre dos semanas y dos meses aproximadamente. Los trámites se han hecho más sencillos para equipos y productores pequeños con el objetivo de agilizar las aprobaciones. Al día de hoy, Acesol registra 4. 500 sistemas funcionando bajo la norma chilena. La Ley de Generación Distribuida en la Argentina es más parecida de lo que se cree a la chilena y algunos hasta dicen que las autoridades de aquí se inspiraron en la norma vecina desde un principio. Sucede que ambas legislaciones corresponden a uno de tres modelos posibles de generación distribuida, denominado Net Billing o de facturación neta. Este modelo contempla inyectar la electricidad que no se consume a la red y venderla a un precio inferior del que se compra a la empresa distribuidora. La justificación de este precio menor se indica por los costos e inversiones en infraestructura. Es decir, en el valor de la energía consumida por el cliente se adiciona el costo asociado a la red de distribución, la cual es necesaria para que se materialice dicho consumo. Esta inversión la hace la distribuidora de energía. Como resultado, en Chile se paga el excedente de generación eléctrica a un 65% del costo del kWh aproximadamente y en la Argentina, a un 50% del kWh. Los otros dos modelos de generación distribuida proponen incentivos a través del precio de la energía.
El primer modelo de Net Metering (o Medición neta de electricidad) contempla pagar el mismo precio por el kilowatt consumido y vendido. El segundo es el modelo Feed-in tariff, o tarifa de incentivo que subsidia el precio de la energía renovable a través de una tarifa diferencial para hacerla más competitiva ante los combustibles fósiles. El modelo implementado por la Argentina y Chile es menos competitivo que los otros dos y presenta dificultades para generar incentivos a las energías limpias, opina Álvarez, de Cader. “Cuando el usuario analiza cuántos paneles va a instalar en su techo solo piensa en reducir su consumo y usará solo una fracción de la superficie disponible. Si se pagará un precio diferencial por la energía limpia, el usuario lo vería como una buena inversión. Más allá de los early adopters, como los militantes de la causa ambiental, todos querrán invertir en renovables porque verán el valor económico de esta ley para bajar sus consumos de luz y generar ingresos”. Para remediar esto, desde ambos países presionan para generar incentivos estatales que compensen el bajo precio pagado. En Chile, la mitad de los equipos de generación on-grid (o conectados a la red) corresponden a programas gubernamentales de apoyo al crédito, dirigidos a viviendas sociales y de emergencia. Hasta los edificios estatales están migrando a la generación distribuida como medida de promoción. Además, existen los créditos para pyme de Banco de Estado que financian el 80% de la compra de equipos con un plazo de hasta 12 años y una tasa en pesos chilenos del 7%. Una tasa competitiva si se considera que la tasa hipotecaria es del 5%. El mismo banco está preparando créditos para generadores residenciales que espera lanzar este año. Estos incentivos han generado la multiplicación de proyectos privados residenciales en Chile que buscan desde amortizar los gastos de los edificios, como el impacto del consumo eléctrico de los espacios comunes, hasta tener conectadas todas las viviendas para generar excedente en horas no habitadas. Un ejemplo es el Edificio Ecovista en la Serena, al norte de las costas chilenas, el primero en su tipo en estar completamente conectado al sistema on-grid de venta de excedente. Cada departamento tiene cinco paneles fotovoltaicos en el techo, conectados a la red eléctrica, que les brindan energía para autoconsumo y les permiten vender los excedentes a la distribuidora eléctrica. En funcionamiento desde hace un año, se estima que el ahorro por cada propietario alcance entre un 40% y 60% del total de la cuenta de luz. “En nuestro edificio Ecovista comprobamos los supuestos, es decir, el ahorro aproximado por vivienda iba a ser del orden de 25. 000 pesos (u$S 40 mensuales), si se considera un valor nominal de la energía de 120 pesos (chilenos). Un ahorro importante, que se proyecta puede crecer con los años, ya que el costo de la energía seguirá subiendo y el kWh podría llegar a los 200 pesos. En estas condiciones, calculan que la amortización de los equipos demoraría entre seis y ocho años”, indica Andrés Eing, socio de la inmobiliaria Ecovista. Y agrega que las instalaciones han permitido vender un 60% de la energía en los últimos meses, ya que los picos de generación ocurren en los horarios que los residentes salen a trabajar. “Además de los valores relacionados con la sustentabilidad, los residentes están entendiendo que hay un retorno económico de invertir en la autogeneración con fuentes limpias”. Si bien la ley fomenta todo tipo de fuentes de energía renovable, los paneles fotovoltaicos han tenido mayor popularidad por sus bajos precios y poco mantenimiento. Un sistema residencial en Chile cuesta u$s 2 por watt instalado y se espera que una residencia promedio deba invertir desde u$s 2. 000 para un equipo que le permita el autoconsumo eléctrico. “Es una inversión de bajo riesgo porque los paneles requieren muy poco mantenimiento: solo una revisión anual y una limpieza periódica de paneles, que es como limpiar un vidrio”, indica Eing. “Asimismo, mientras más grande es el proyecto más rentable se vuelve. Por ejemplo, un comercio invierte menos por panel instalado cuando lo hace con una escala mayor que una residencia. Y, además, tendría aproximadamente un retorno de la inversión en años años. Con una vida útil de los equipos de 25 años, es una buena inversión. Además, le permite controlar el precio de la luz a mediano y largo plazo, cosa que con las distribuidoras no se podrá nunca”. Los especialistas de ambos lados de la cordillera coinciden en que los subsidios e incentivos serán clave para que la ley termine de ayudar a florecer las energías renovables. La ley argentina reglamentada en noviembre contempla la reducción de impuestos como el IVA y ganancia para los generadores, residenciales o pyme pequeñas, cuando inyecten energía, y créditos para pyme y comercios. Pero, desde Cader se muestran pesimistas acerca de que estas resoluciones se activen en un año electoral y ante las presiones de ajuste del Fondo Monetario Internacional (FMI). A pesar de la falta de incentivos, hoy, la ley permite conectarse y vender electricidad a la red. Ya está abierto el registro para los que estén interesados en iniciar con la generación para el autoconsumo. El aprendizaje chileno permite ver que son reales las oportunidades para aquellos que busquen reducir el impacto del aumento de las tarifas de la luz y para esos otros que ven oportunidades de negocios.
13.03.2019 – EL CRONISTA (BUENOS AIRES, ARGENTINA)
Durante 2018, América del Norte, América Central y América del Sur instalaron una capacidad de energía eólica que totaliza 11. 9 GW o, en términos porcentuales respecto del año anterior, un incremento del 12%, elevando a capacidad eólica instalada total en estas regiones a 135GW. Así lo evidencian los últimos datos publicados por el Consejo Global de Energía Eólica (GWEC, por sus siglas en inglés), una organización conformada por miembros que representa a todo el sector eólico –entre ellos, más de 1. 500 compañías, organizaciones e instituciones de más de 80 países, incluyendo fabricantes, desarrolladores, proveedores de componentes, institutos de investigación, asociaciones nacionales de energía eólica y renovables, proveedores de electricidad, firmas financieras y aseguradoras– . En Canadá y los Estados Unidos, la nueva capacidad incorporada creció 10,8% respecto del año anterior, lo que fue principalmente impulsado por la reciente expansión definitiva del Crédito de Impuesto a la Producción. En tanto, en América latina, el crecimiento fue de 18,7% en comparación con 2017. Aquí, es la apuesta a las subasta de energía renovable lo que sigue generando un buen volumen, de acuerdo a los hallazgos del GWEC. En este sentido, desde la entidad manifiestan: “Se espera que el crecimiento de la región latinoamericana continúe con la expansión adicional de la cadena de suministro en 2019”. Entre los números que se destacan de los datos reportados por el GWEC, se incluyen los más de 160. 000 empleos que sostiene la industria eólica en América del Norte (CanWEA y AWEA). A su vez, Brasil se erige por sobre la media de los países estudiados, dado que instaló 2 GW de capacidad agregada en 2018 y subastó capacidad adicional a precios mundiales difíciles de superar de solo 22 $/MWh. México, por su parte, instaló casi 1 GW de capacidad nueva, la mayor incorporación jamás vista y ahora cuenta con un total de 5 GW. Actualmente, espera alcanzar su objetivo de generar 35% de su capacidad energética a través de renovables antes de 2024. “El mercado eólico norteamericano es uno de los más maduros y competitivos de la industria. Se pueden utilizar en otros mercados muchos de los aprendizajes y experiencias del éxito de este. El auge de las compras corporativas visto en 2018 demuestra cómo el abastecimiento corporativo puede impulsar la demanda y el volumen en otros mercados eólicos”, manifestó Ben Backwell, director Ejecutivo del GWEC, en vinculación a los datos relevados. Y añadió: “El desarrollo del mercado eólico en América latina también es muy positivo. Las subastas a gran escala han vuelto a ocurrir en Brasil y esperamos que la primera de Colombia tenga lugar este mes. Otras inversiones en la cadena de suministro por parte de los OEM Vestas y Nordex en la Argentina demuestran el potencial a largo plazo del mercado”. Paralelamente, el mercado eólico norteamericano costa afuera sigue en desarrollo con la planificación de la cadena de suministro, las licitaciones para obtener zonas de leasing offshore (Massachusetts), las constituciones de JV (EDF y Shell para las zonas de leasing de Nueva Jersey) y el establecimiento de oficinas de actores de la industria (MHI Vestas). GWEC espera que los proyectos inicien su construcción entre 2020 y 2025 “América del Norte, América Central y América del Sur constituirán alrededor del 25% de la nueva capacidad global en 2018. El aumento de la capacidad en América del Sur, en particular, demuestra cómo la energía eólica es competitiva en los mercados de subastas”, concluye, por su parte, Karin Ohlenforst, directora de Inteligencia de Mercados del GWEC.
13.03.2019 – HOUSTON (ÁMBITO FINANCIERO, ARGENTINA)
La Asamblea Nacional de Venezuela liderada por Juan Guaidó se prepara para discutir una nueva legislación que busca revertir la nacionalización de la industria petrolera ejecutada por Hugo Chávez, permitiendo a las empresas privadas ejercer un rol clave en los campos del país y reduciendo el tamaño de la estatal PDVSA. La propuesta sería esencial para revertir el colapso de la industria petrolera delpaís miembro de la OPEP, responsable del 90% de sus ingresos por exportaciones, mientras apunta a lograr apoyo para Guaidó por parte de las compañías extranjeras que podrían financiar una reconstrucción, después de que la producción de crudo cayera a un mínimo en siete décadas. De acuerdo con este plan, que sería lanzado en los próximos días, las empresas privadas podrían optar por manejar las operaciones rutinarias en los campos petroleros venezolanos, un cambio brusco desde la era de Chávez, que limitó a las firmas extranjeras a ser socias minoritarias sin control operativo. PDVSA seguiría siendo un actor principal de la industria local, pero algunos de sus activos serían transferidos y subastados por un nuevo regulador independiente similar al que llevó adelante la profunda reforma energética de México, que puso fin a 75 años de monopolio. El equipo de Guaidó ha ganado apoyo en el país y el extranjero, pero no ha podido quitarle al mandatario socialista Nicolás Maduro el control del gobierno, los militares y PDVSA, el núcleo de la economía del país. “La industria petrolera venezolana colapsó tras años de políticas arbitrarias que convirtieron a PDVSA y sus empresas filiales en meros instrumentos políticos al servicio del modelo socialista”, dice el preámbulo de la ley. El equipo de Guaidó está proponiendo una amplia variedad de contratos de exploración y producción que permitirían a las empresas privadas operar individualmente campos en Venezuela por primera vez en décadas. También podrían postularse para operar refinerías e instalaciones de la cadena minorista de combustibles del país, de acuerdo con el borrador. Los nuevos contratos serían adjudicados por el nuevo regulador, que organizaría una “ronda cero” y permitiría a PDVSA elegir los campos que desea mantener en su portafolio. “Todos los yacimientos de hidrocarburos podrán ser objeto de procedimientos licitatorios sustanciados y decididos por la Agencia Venezolana de Hidrocarburos”, agrega el preámbulo. La actual Ley Orgánica de Hidrocarburos de Venezuela, la columna vertebral de una economía dependiente de los ingresos petroleros, fue aprobada por Chávez en 2001 bajo poderes especiales para legislar, y luego fue reformada para aumentar la carga impositiva y el control del gobierno sobre la industria. Chávez lideró una larga ola de nacionalizaciones en que se expropiaron los proyectos de ConocoPhillips y Exxon Mobil Corp. Esas dos empresas y otras han ganado miles de millones de dólares en reclamos de arbitraje internacional. La normativa impondría una tasa de regalías flexible con un mínimo de 16,67% y un máximo de 30%, dependiendo de los precios del petróleo, eliminando impuestos sombra que incrementan la carga fiscal. En la actualidad, compañías como Chevron Corp. son compensadas a través de dividendos pagados por PDVSA.
Agencia Reuters
Holanda ha estrenado sus dos primeros tramos de carretera con paneles solares encima del asfalto, una tecnología costosa pero que aplicada a gran escala puede ser sostenible, según coinciden en afirmar algunos expertos.
FECHA: 12 DE MARZO 2019 FUENTE : EL PAIS (UY)
Los paneles solares en las carreteras tienen una doble función: facilitar el transporte y generar energía verde.
Gigantes como China o Estados Unidos llevan años haciendo pruebas piloto. En Europa, Francia fue el primer país en atreverse, cuando en 2016 abrió un kilómetro de autovía con placas fotovoltaicas al norte, en Normandía.
Holanda le sigue ahora la estela. Sus autoridades recuerdan que dos tramos de carretera estrenados el jueves pasado es la segunda fase de un proyecto que empezó en 2014 cuando se abrió una bicisenda con 70 metros de placas solares en la superficie. Dos años después se le añadieron 20 metros más con elementos tecnológicos mejorados.
La compañía detrás del proyecto, Solar Road, dijo en 2018 que los resultados cosechados superaron las expectativas. Esperaban conseguir entre 50 y 70 kWh por metro cuadrado al año, pero el primer tramo del carril-bici obtuvo 73 kWh al año y, el segundo, 93 kWh.
“Aprendimos mucho en ese periodo. Vimos que se producían algunos daños en la superficie, así que la mejoramos. Además, desarrollamos todo un sistema para aplicarlo en una carretera regular”, dijo el director de la empresa holandesa Solar Road, Sten de Wit.
Esta compañía ha colocado ahora paneles solares en dos tramos de carreteras holandesas: uno de 50 metros cercano al aeropuerto de Ámsterdam-Schiphol y otro de 100 metros a pocos kilómetros de Róterdam, en un carril-bus.
El futuro es prometedor, pero los críticos presentan dudas sobre la eficacia. Los paneles deben aguantar el peso de miles de coches cada día, por lo que pueden dañarse. Además, no pueden inclinarse para aprovechar al máximo la luz según la estación del año, algo que sí hacen los colocados en una superficie de tierra.
Fecha: 14.03.2019 Fuente: Pulso
La búsqueda de una tecnología más sustentable para extraer litio en el Salar de Atacama que inició hace más de un año la canadiense Wealth Minerals, no sólo alcanzará ese objetivo.
Lo anterior, dado que la empresa seleccionada, además de ser la proveedora de dicha tecnología, también ingresará como socia al proyecto (cuyo 10% hoy está en manos de Enami), a través de una participación minoritaria.
Así lo comentó el director ejecutivo de Wealth Minerals, Marcelo Awad, quien detalló que el proceso de búsqueda se inició hace más de 12 meses y que consideró la revisión de seis opciones de las cuales hoy existe una lista corta de sólo dos posibilidades: una empresa europea y otra norteamericana.
“Hemos buscado tecnología en distintas partes del mundo y analizado seis de ellas. Ya tenemos una lista corta de dos. Todas no utilizaban la tecnología de evaporación y son más amistosas con el medioambiente (…). Deberíamos tomar la decisión máximo a mitad del año, porque en esa fecha deberíamos tener un acuerdo con una de estas compañías, ya que
ambas tienen el interés de ser socias. Formaríamos una sociedad, aportarían la tecnología y ello le daría derecho a un porcentaje de la compañía”, explicó.
Asimismo, detalló que la iniciativa -que suma alrededor de US$ 500 millones y cuyo inicio de operación está proyectado para 2022- considera la producción de 25 mil toneladas de litio al año, mediante un proceso que involucra el bombeo de la salmuera directo a la planta, finalizando con carbonato o hidróxido de litio.
De este modo, algunos beneficios de dicha tecnología tiene que ver con un bajo consumo de agua (15 litros por segundo versus los alrededor de 150 litros por segundo que se extrae en la mayoría de los procesos de este tipo a nivel mundial). Por otro lado, al no existir las piscinas de evaporación, no se generaría impacto visual.
“El producto final tendría un costo ligeramente superior a la tecnología de piscinas de evaporación, pero las comunidades que rodean el salar van a privilegiar una tecnología que no use piscina, que a pesar de ser limpia, es invasiva”, dijo.
Ahora bien, respecto al ingreso de un socio mayoritario, indicó que la decisión se tomará una vez que se concrete la primera campaña de sondaje. Sin embargo, adelantó que ya hay interés: “Más de dos o tres empresas chinas, dos europeas, una norteamericana y una japonesa”.
Royalty a litio. Según Awad, en unos 10 años el litio puede convertirse en la segunda mayor exportación del país tras el cobre, alcanzando los US$ 10 mil millones. Sin embargo, sostiene que para ello se necesitan certezas, como un royalty fijo para la actividad.
“Falta que se defina un royalty común a la industria del litio y que todos conozcan cuáles son las reglas del juego para poder saber si los números dan o no. Pero Albemarle y SQM saben que nadie les va a competir mientras se mantengan los números comprometidos con Corfo. Las negociaciones no pueden ser uno a uno. Eso se presta para corrupción”, apuntó, añadiendo que un royalty en torno al 4% o 9% de las utilidades operacionales, e incluso un poco más, sería un buen nivel.
Fecha: 14.03.2019 Fuente: El Mercurio
La escasez mundial de agua potable alcanza cifras preocupantes a nivel global, y se espera que, para el año 2030, su déficit alcance el 40% si su consumo continúa el ritmo que ha llevado hasta hoy.
Según datos de PV Power by Solek Group, se estima que la industria utiliza cerca de la quinta parte del agua que se consume en el mundo, y que la mayor parte es para la producción de energía. Frente a este escenario, Jorge Leal, country manager de la compañía, asegura que Chile puede tomar una vía alternativa que podría derivar en un círculo virtuoso, tanto para el suministro de agua dulce como para la generación de energía, mediante la desalación de este vital elemento.
“Tal como las energías renovables han llegado para disminuir la contaminación ambiental y, además, reducir los costos de los procesos que necesiten de la energía para funcionar, de la misma forma una planta desalinizadora puede beneficiarse enormemente de la utilización de la energía solar”, indica.
Según el ejecutivo, a partir del uso de esta energía, una planta desalinizadora podría disminuir considerablemente el costo de sus operaciones siendo, al mismo tiempo, más amigable con el medio ambiente.
“Así, parte de los recursos ahorrados se podrían redirigir para mejorar algunos procesos, aspecto muy necesario en distintas industrias como, por ejemplo, la minera”, destaca.
Tendencia en auge
Jorge Leal asegura que el mercado de la energía solar en Chile ha registrado crecimientos históricos en el último tiempo, y no solamente en base a grandes proyectos.
“La oportunidad también viene de la mano de pequeños parques solares capaces de generar una potencia de 9 MW, e inyectar a la matriz energía limpia y amigable con el medio ambiente. Nuestro país es una larga y angosta faja de tierra, arrinconada en un pasillo al lado del Océano Pacífico y de espaldas a la Cordillera de Los Andes, pero son la luz del sol y el inmenso océano los que ponen a Chile en la palestra y a la vanguardia de la innovación, la integración de tecnologías y las energías renovables”, puntualiza.
