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PROYECTO TSAREC (Trans South American Renewable Energy Cooperation Project)

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PREVIA EVALUACIÓN DE LA FACTIBILIDAD DEL PROYECTO TSAREC A PARTIR DE UN ANÁLISIS CRÍTICO DEL PROYECTO “EUOMNA” “TREC – DESERTEC” Christian R. Matke -UNASURENERGIA-

“Es más fuerte que todos los Ejércitos del mundo una Idea cuya Hora llegó” (Víctor Hugo)

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El Proyecto de Cooperación Suramericana por las Energías Renovables o en inglés Trans South American Renewable Energy Cooperation (TSAREC) propone una específica adecuación en la UNASUR del Proyecto de la EUOMNA, conocido como Trans Renewable Energy Cooperation (TREC) – DESERTEC.

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I.

ANTECEDENTES DE TREC

Cooperación Transmediterránea de las Energías Renovables (Trans-Mediterranean Renewable Energy Cooperation en inglés) es una iniciativa del Club de Roma y de la Fundación de Hamburgo para la protección del Clima en el campo de las energías renovables. Fundada en septiembre de 2003, ha desarrollado un proyecto realizable para la energía, el agua y la seguridad climática en Europa, Oriente Medio, y el Norte de África, (siglas EU-MENA en inglés). Es parte de los objetivos de UNASURENERGIA el implementar este concepto de cooperación con los políticos, empresarios y el público suramericano en general. Una red internacional de científicos, políticos y expertos en el campo de las energías renovables y su desarrollo forman el núcleo de TREC. Los cerca de 50 miembros de TREC (incluyendo Su Real Alteza el Príncipe Hassan bin Talal de Jordania) están en contacto constante con gobiernos nacionales e inversionistas privados, con el objetivo de comunicar los beneficios que se podrían obtener gracias a un uso cooperativo de la energía solar y eólica y el objetivo de promover proyectos específicos en este campo. Los estudios TREC fueron fundados con el objetivo de proveer con energía limpia a Europa y a los países del cinturón solar de una forma más barata y rápida por medio de una cooperación entre los países de EU-OM-NA (Europa ” Medio Oriente ” África del Norte) suministrando energía desde el desierto como fuente principal de energías renovables.

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Europa podría conseguir sus objetivos de protección del clima, asegurar un suministro de energía, y apoyar un desarrollo socio-económico en el norte de África simultáneamente. TREC ha cooperado en la realización de dos estudios que han evaluado el potencial de las energías renovables, en Oriente Medio y en el Norte de África. Un estudio sobre los requerimientos de EUOMNA hasta el año 2050 y otro sobre la implementación de una red eléctrica entre Europa, Oriente Medio y África. Estos estudios han sido comisionados por el Ministerio de Medio Ambiente, Naturaleza y Seguridad Nuclear de Alemania Federal (BLU) y realizados por el Centro Aerospacial Alemán (CLR) entre el año 2004 y 2006 y fueron llamados ‘MED-CSP’ y ‘TRANS-CSP’.

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a) El concepto El Centro Aerospacial Alemán ha mostrado por medio de estudios hechos por satélite, que usando menos de un 0,3 % del área total de las áreas desérticas en la región OMNA (MENA), las Centrales eléctricas termosolares pueden generar suficiente electricidad para suministrar las necesidades actuales de Europa, el Norte de África y Oriente Medio incluyendo los correspondientes incrementos de demanda del futuro. La energía solar limpia puede ser transmitida por medio de cables de transmisión de Corriente Continua de Alto Voltaje (siglas HVDC en inglés) en esas áreas y también hacia Europa (con pérdidas de transmisión que no superarían un 10-15%). El Club de Roma y TREC están apoyando este tipo de utilización cooperativa de la energía solar. Los vientos alisios del sureste de Marruecos pueden también ser utilizados para generar suministros adicionales de energía. Países tales como Egipto, Argelia, Jordania y Marrueco ya han mostrado un gran interés por este tipo de cooperación.

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b) La Tecnología La pérdidas por transmisión de Corriente Continua de Alto Voltaje (HVDC) son de un 3 % cada 1000 km. Las Centrales de energía solar termal en el norte de África producirán tres veces más energía solar que otras centrales similares en el Centro de Europa por esto mismo, las pérdidas de transmisión de un 10-15 % son compensadas por las cantidades de energía disponibles. A pesar de que en el pasado se haya propuesto al Hidrógeno como vector energético, esta forma de transporte de energía es menos eficiente que por transmisión HVDC. Las Centrales de energía termosolares utilizan espejos para concentrar la energía termosolar, producir vapor para mover turbinas que generan electricidad. Un interesante subproducto que puede ser de gran beneficio para la población local, es el del calor disipado de la unidad generadora de electricidad, que podría ser a su vez utilizado para desalinizar o descontaminar agua. Si se recolecta más energía solar de la que se necesita para satisfacer la demanda, el exceso de energía puede ser almacenado en calor latente en estanques de sales eutecticas que a su vez pueden ser utilizados para generar electricidad por la noche. El gas natural también puede ser utilizado para poder mantener una generación ininterrumpida durante periodos con cielo cubierto o con tiempo adverso.

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c) La viabilidad Las tecnologías necesarias para realizar este proyecto están desarrolladas y han estado en uso durante varias décadas. La conducción HVDC ha sido utilizada durante muchos años por ABB y Siemens. En el World Energy Dialogue 2006 en Hannover Alemania, ambas compañías aprobaron que la implementación de una cooperación Trans-Mediterránea no representa ningún problema. Centrales Termosolares han sido utilizadas comercialmente en Kramer Junction en California desde 1985. Otras Centrales Solares están en proyecto o en construcción en el Mundo. El Centro Aerospacial Alemán ha calculado que si las Centrales Termosolares se construyesen en grandes números durante los próximos años, los costes aproximados (incluyendo los de transmisión) serían reducidos de 9-22 Centavos de Euro/kWh. a 5 Centavos de Euro/kWh. Cambios del 03/08/08: 1 EURO = 1,557 $US = 787,78 CLP = 2,487 BRL Costo kWh

Euro 0,05

&US 0,078

ChiLean Pesos 39,39

Brasilean ReaL 0,12

CRM: Cabe considerar que los cálculos del Centro Aerospacial Alemán han sido realizados con y a partir de los factores y parámetros de la región EU-OM-NA Estableciendo aparte de las necesidades propias de esos países, una capacidad exportadora de 100 GW de potencia termosolar instalada (equivalente a un promedio de 100 reactores nucleares de 1 GWe) y transmisión hasta el año 2050, se necesitarían unos 400 mil millones de Euros en 30 años, o dicho de otra forma 13 billones de Euros anuales. Esta cifra anual representa el 8 % del presupuesto de defensa de los 25 países Europeos para 2003. Aunque realmente solamente se necesitarían una cantidad de ayuda estatal de menos de diez billones de Euros, para que de esa forma la construcción de las centrales y la transmisión de energía fuesen competitivas durante los primeros años, atrayendo así inversiones privadas y públicas. UNASUR ENERGIA


d) La inseguridad política La importación de electricidad, así como la importación de uranio, gas natural o petróleo ha sido siempre arriesgada, en lo que concierne a las inseguridades políticas. Ahora mientras que la energía solar es muy abundante y su desarrollo conlleva muchas ventajas, las reservas de combustibles fósiles se agotan inexorablemente, lo cual conlleva a precios más altos y a más conflictos potenciales. Sin embargo, se debe sopesar los posibles beneficios de una estabilidad creciente entre Europa y la región OMNA (MENA) con los posibles conflictos que podrían surgir si una dependencia surgiese. Por lo tanto, TREC sugiere que solamente un 10 - 25 % de las demandas energéticas de Europa sean satisfechas por medio de una cooperación con OMNA. La idea no consiste en la construcción de una gran Central de energía termosolar sino de muchas plantas termosolares - y eólicas - de pequeña escala diseminadas en varios países e interconectadas por medio de HVDC con Europa. Por lo tanto, el suministro de energía seria distribuido entre muchos países, y varias empresas públicas y privadas. La creación de empleo en la región OMNA estabilizará también sus condiciones socio económicas. El empleo surgiría en la construcción, mantenimiento de las centrales, y en los efectos inducidos de la generación de energía y agua para las demandas de las poblaciones de la región. De igual manera la oportunidad de generar hidrógeno reduciría la dependencia del sistema de transporte europeo en combustibles fósiles. Es más, de esta forma habría una menor necesidad de biomasa para generar electricidad, así que este excedente podría ser usado para el transporte.

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e) Una forma de implementar el concepto TREC DESERTEC El concepto TREC solo requiere la aceptación de la electricidad y del agua termosolar, préstamos favorables y avales financieros. Como el DLR ha declarado, unos billones de euros podrían hacer despegar la inversión necesitada para la producción y transmisión de energía solar. Es más, TREC propone tres proyectos para propulsar la implementación del concepto DESERTEC. Estos proyectos son técnicamente viables, y solamente requerirían el soporte político y monetario. 1. Gaza Solar Power & Water Project: Para construir centrales combinadas de generación de energía solar y de desalinización. Estas centrales, que constituyen parte del programa internacional de desarrollo de Gaza, podrían estar situadas en las regiones litorales del Sinai Egipcio. Proveyéndolas con un apropiado medio de transporte para la energía y para el agua, estas centrales podrían proporcionar a la región de la franja de Gaza con suministros para dos o tres millones de personas. Este proyecto podría marcar un punto de inflexión en el actualmente adverso desarrollo social y económico de Gaza, en los conflictos regionales por el agua, y en la estabilización del proceso de paz entre Israel y Palestina. La inversión total requerida podría ser de unos 5 billones de euros. 2. Sana'a Solar Water Project: La Capital Yemenita de Sana, esta enfrentándose al agotamiento de sus reservas subterráneas de agua desde hace 15 años. La construcción de plantas de desalinización en el Mar Rojo, que funcionasen con energía solar, producirían agua potable para Sana’a al mismo tiempo que producirían la energía necesaria para bombear agua a través de una gran conducto hasta la ciudad, situada a una altitud de de 2.200 metros. El proyecto de Sana’a podría evitar un incipiente desastre humanitario y social en Yemen, de igual manera este proyecto podría también salvar una gran herencia cultural de significación mundial. La movilización de dos millones de personas podría llegar a costar más de 27 billones de euros. Esto es mucho más costoso que los 5 billones de euros necesitados para el plan alternativo, es decir, dejar que la gente se quede en Sana’a y construir plantas desalinizadoras solares con conducciones adecuadas para suministrar el agua. UNASUR ENERGIA


3. South-North grid: Es un proyecto que consiste en la construcción a gran escala de una red Norte-Sur para la transmisión de energía ‚limpia‛ procedente de los desiertos hacia Europa. Este proyecto finalizado en el año 2020, proporcionará una infraestructura para la energía y la seguridad climática. Una red de alta capacidad para la transmisión de energía barata y limpia hacia Europa podría incitar un despegue económico que facilitaría las inversiones en la región MENA para las plantas de energía termosolares y los molinos de viento. La construcción de redes HVDC (Alto voltaje y de corriente continua) costaría unos 5 billones de euros para los primeros 10 GW. Solamente la implementación de uno de los dos primeros proyectos impulsaría la evolución de la tecnología de generadores termosolares hasta el punto que estos tendrían unos costes más bajos que la mayoría de los combustibles fósiles. Estos generadores termosolares de bajo coste facilitarían el desarrollo de áreas desérticas por todo el mundo, ya que las centrales solares, en la vecindad de las costas, proponen un suministro inconmensurable de agua dulce. Conjuntamente con una Red Norte-Sur, los proyectos de Gaza y de Sana podrían convertirse en unos proyectos claves en esta revolución ‚Copernicana‛ hacia un balance global sostenible. Tal y como se sugirió en el reciente informe ‚Stern‛, esta inversión resultaría mucho más barata y segura que la de simplemente dejar que el cambio climático progrese, para después tener que pagar por los daños resultantes. Hacia mediados del siglo 21, los desiertos del norte de África y de Oriente Medio podrán proveer con la mayor parte de la energía necesitada en la región de OMNA, para de esta forma surtir con recursos inexhaustibles de energía ‚limpia‛ a los países europeos, y permitiendo así reducir las emisiones de gases contaminantes a un nivel sostenible. En el escenario descrito en los informes del DLR, es posible reducir las emisiones actuales de CO2 procedentes de la generación de electricidad hasta en un 70 % y permitir también el desfase de la energía nuclear, acompañados por una reducción de costes eléctricos a largo plazo.

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Background Information

II. THE CLUB OF ROME: BUSCANDO SOLUCIONES A LOS PROBLEMAS DEL MUNDO.

El nacimiento del Club de Roma: Una tranquila casa de campo y un big-bang

En Abril de 1968, un pequeño grupo de líderes de la diplomacia, industria y de la sociedad civil se encontraron en una tranquila casa de campo en Roma. Invitados por el industrial italiano Aurelio Peccei y el científico escocés Alexander King, se reunieron para identificar y tratar los problemas del mundo más críticos. El grupo accedió a lanzar por primera vez una iniciativa que llamaron ‚World Problematique‛ (problemática mundial), mucho antes de que muchos de los problemas que hoy dominan la agenda mundial fueran incluso reconocidos como asuntos a tratar. Bautizado con el nombre de la ciudad donde la primera reunión tuvo lugar, nació el Club de Roma. El resultado de este meeting fue el primer Informe de el Club de Roma: ‚Límites al Crecimiento‛ en 1972. Con vistas futuristas y escenarios provocadores el informe vendió más de doce millones de copias en cerca de 30 idiomas y estableció una seria reputación del Club de Roma, particularmente entre líderes decisivos de todas las esferas sociales. Siguiendo el ejemplo de Límites al Crecimiento, muchos otros informes han seguido inspirando generaciones enteras de economistas, políticos y científicos. En más de 30 años desde el big bang generado por la publicación de Límites al Crecimiento el Club de Roma a continuado con su único y perspicaz modo de identificación de importantes aspectos de la Problemática Mundial, generando prácticas y verosímiles soluciones a estos problemas. UNASUR ENERGIA


a) La continuidad del éxito – El Club de Roma hoy Hoy, más que nunca el Club de Roma tiene un rol distintivo en el Mercado mundial de ideas. En sus informes y conferencias, el Club trata con problemas actuales de interés mundial en los círculos intelectuales más destacados. El objetivo principal del Club de Roma es el de actuar como catalizador del cambio siendo independiente de cualquier interés político, ideológico, o empresarial. Como organización comprometida con los problemas futuros, el Club de Roma tiene una merecida reputación como identificador de los problemas del mañana en los campos de la Economía, Política y Ciencia. Contando una red única de miembros muy destacados el Club de Roma se comunica inter-generacionalmente y a través del mundo. Intereses del Club de Roma El ámbito de trabajo del Club es el Mundo. Durante décadas, el Club de Roma ha inspirado a muchos líderes mundiales, especialmente en los campos de: “ Desarrollo sostenible, Globalización de mercados, ética de la solidaridad, “ Exterminación de la pobreza mundial “ Gobierno y estabilidad política “ Sociedad de la información y división digital No obstante, para el Club de Roma discutir estos problemas sin que haya creíbles y convincentes propuestas como solución carece de sentido. Esta es una actitud que ha distinguido al Club de Roma de muchas otras iniciativas que recientemente han intentado solventar los problemas más críticos del mundo. UNASUR ENERGIA

La Problemática Mundial

La “World Problematique” fue un concepto creado por el Club de Roma para describir los problemas más críticos de la humanidad, incluyendo tanto políticos, económicos y tecnológicos como culturales y éticos. La complejidad de la Problemática Mundial reside en la forma en la que estos problemas están mutuamente conectados entre sí. Estos problemas son seriamente agravados con el paso del tiempo, y el impacto de este complejo sistema se hace evidente con él. El enfoque que el Club de Roma plantea a la solución de estos problemas mundiales es el de identificar los problemas antes de que realmente emerjan como problemas para el público general, desarrollando un análisis desde una perspectiva a largo plazo, integrada, global, e interdisciplinaria que trabaje con diferentes soluciones y escenarios posibles. Los resultados de este trabajo son comunicados tanto a los altos puestos ejecutivos como al público general de todo el planeta.


b) Informes y Conferencias Anuales El principal producto del Club de Roma son sus informes. Una vez que estos informes han sido revisados y procesados el Club proporciona una plataforma que ayuda a crear los ‚Informes del Club de Roma‛ y sus mensajes clave. El objetivo del club es el de hacer llegar estos mensajes a los cargos decisorios y a los líderes mundiales. Estos informes son ampliamente debatidos y analizados en la comunidad científica, a través de los medios de difusión y por el público general. Anualmente, el Club de Roma celebra una conferencia anual donde sus miembros interactúan, discuten, e implementan nuevas ideas. El Club de Roma invita regularmente personalidades de todo el mundo para tomar parte en estas discusiones. El Club de Roma anima debates de alto nivel invitando participantes bien informados. La colaboración en proyectos con otras organizaciones tales como UNESCO muestran los compromisos globales del Club.

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c) Los miembros del Club de Roma Los miembros del Club de Roma muestran una preocupación común por el futuro de la humanidad. Entre sus miembros se encuentran Jefes de Estado, cargos decisorios y de opinión influyente de la política y del mundo de los negocios, altos funcionarios que trabajan en el ámbito internacional, y principales miembros del mundo de la ciencia. Estos miembros aportan una diversidad de pensamientos de alta calidad. Mientras que el número de miembros está limitado a 100 el Club de Roma continúa nombrando miembros con cualidades intelectuales y morales extraordinarias. Aproximadamente treinta diferentes ‚Asociaciones Nacionales de el Club de Roma‛ han sido establecidas por todo el mundo, encargándose de diseminar las ideas de el Club desde la perspectiva de sus países o regiones y de estimular debates sobre diversas ideas o proyectos. El Club de Roma tiene muy presente la necesidad de hacer llegar su mensaje a las nuevas generaciones. TT30 ‚Think tank 30‛ (locución inglesa que significa catalizador de ideas‛ fue establecido en el año 2000 y está compuesto por 30 jóvenes con una edad media de treinta años que forman una red de hombres y mujeres de diferentes fondos sociales y orígenes geográficos.

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d) La Fundación del Club de Roma El Club de Roma como organización no lucrativa, depende económicamente de donaciones. La Fundación del Club de Roma en Luxemburgo fue creada para asegurar su independencia financiera, a través de las donaciones de capital a la Fundación. La fundación proporciona a sus donantes la oportunidad participar en el Club de Roma y a tener acceso a su exclusiva red de miembros. Contacto Para saber más sobre el trabajo del Club o sobre eventos venideros o también sobre sus referencias históricas, por favor visita la pagina Web del Club de Roma: www.clubofrome.org o contacta el Secretariado General:

The Club of Rome, Steckelhörn 9, D-20457 Hamburg, Germany; Phone:+49(0)40 819 607-14; Fax: +49(0)40 819 607-15; E-mail: mail@clubofrome.org

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III. DESARROLLO Y CRECIMIENTO DE LA UNASUR En 2025, la población de la UNASUR será de 448.470.945 Habitantes. Si queremos que cada uno de sus habitantes - es decir cada uno de nosotros - pueda disponer de una potencia eléctrica per capita instalada igual a la por ejemplo de un ciudadano belga del año 2007, es decir 1,44 kWe, la potencia unasureña de generación eléctrica instalada debería ser de: 1,44 kWe * 448.470.945 Unasureños = 646 GWe. Tal potencia de generación eléctrica instalada puede lucir como una enormidad al compararla por otro ejemplo con la potencia de generación de 12,8 GWe instalada en Chile a fin de diciembre de 2007. Pero si la comparamos con la potencia de generación eléctrica que, en 2006, Francia tenía a disposición de sus 60.742.000 ciudadanos, la cual potencia instalada era de 100 GWe, nos convenceremos que este nivel de generación y consumo de electricidad es bastante normal en Europa y que por lo tanto si dividimos 646 GWe por 448.470.495 Unasureños y que multiplicamos el resultado por 60.742 000 ciudadanos franceses obtendremos 87,5 GWe lo que demuestra que el total entonces de la potencia de generación eléctrica planteada soñada (Si queremos seguir creciendo en paz) para la UNASUR de 2025, es decir dentro de algo como 16 años y medio solamente, todavía sería inferior de 12,5 % a la potencia de generación instalada en Francia en… 2006… En la actualidad, la potencia de generación eléctrica de la UNASUR parece ser del orden de 187 GWe. El desafío energético por lo tanto (por la Paz o la tranquilidad…) de la UNASUR sería de lograr implementar equitativamente algo como; 646 GWe (2025) ” 187 GWe (2008) = 458 GW… de potencia de generación eléctrica en algo como… 16 años es decir del orden de… 27 a 28 GWe al año. En comparación, el proyecto TREC DESERTEC proyecta implementar… 20 GWe termosolares en el Sahara … en 10 años…

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PREVIA EVALUACIÓN DE LA FACTIBILIDAD DEL PROYECTO TSAREC A PARTIR DE UN ANALISIS CRÍTICO DEL PROYECTO “EUOMNA” “TREC – DESERTEC”

El análisis crítico (Encontrándose en www.crisisenergetica.org) del Proyecto TREC ” DESERTEC por ‚PPP‛ (Pedro Prieto, Vicepresidente de la Asociación para el Estudio de los Recursos Energéticos (AEREN) la cual representa en España desde 2006 a ASPO, una red de organizaciones presente en más de 20 países de todo el mundo y dedicadas al estudio del cenit del petróleo (http://www.consumer.es/web/es/medio_ambiente/energia_y_ciencia/2008/07/05/178291.php) permite una objetiva evaluación de la factibilidad del Proyecto TSAREC.

*

En colores independientes los aportes de Christian Richard Matke (CRM) sometidos a apreciaciones:

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ANDRÉS PÉREZ - París - 11/07/2008 21:17 Todos daban por seguro que Francia iba a sembrar el Mediterráneo de centrales nucleares con su industria atómica y su propuesta diplomática de Unión para el Mediterráneo. Pero el giro en el Elíseo, imperceptible hace sólo unas semanas, es ya un hecho: Nicolas Sarkozy ha tenido que rendirse ante la eficacia y el realismo de la propuesta de centrales solares en el desierto del Magreb y Oriente Próximo. La electricidad del Mediterráneo será solar, antes que nuclear. Según fuentes de la presidencia francesa, de la diplomacia gala y de la Unión para el Mediterráneo consultadas por Público, el proyecto de construcción de centrales termosolares (o de energía solar por concentración) en el Cinturón Rojo del Norte de África figura entre las “cinco o seis prioridades” del último borrador de declaración de la naciente Unión para el Mediterráneo (UpM), que mañana celebrará su primera cumbre en París. PPP - Curioso que el presidente francés Sarkozy salga ahora con un plan de energías renovables, dentro de la recientemente inventada ‚Unión para el Mediterráneo‛ para crear lo que se ha dado en llamar el ‚Cinturón Rojo del Norte de África‛ (En EE. UU. a la franja de mayor irradiación, en su parte sur la denominan el ‚sun belt‛ o cinturón solar, que parece más apropiado). Hacemos notar el aparente cambio de estrategia de un gobierno y un Estado que siempre se han diferenciado por sus planes nucleares y que ahora parece que se orientan a campos mucho más dominados por España y Alemania. Las connotaciones políticas, siempre son muy importantes en estas declaraciones grandilocuentes sobre acuerdos multinacionales, como por ejemplo que aparezcan mezclado en acuerdos estratégicos países árabes del Norte de África y Medio Oriente, con su enemigo tradicional Israel, o que aparezca la Turquía antes tan despreciada para ser incluida en la Unión. Su viabilidad, incluidas las vagas voluntades de acuerdos sobre energías renovables, más que dudosa. Incluso aunque éstas sean sólo una pequeña parte de los temas que se desean incluir en esta unión o que la limpieza del Mediterráneo se intente hacer con ‚capitales privados‛ (sin especificar cuáles serán los retornos que exigirá el capital privado por dedicarse a quitar la porquería (descontaminar), que el propio desarrollo ha arrojado sobre el Mare Nostrum).

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Por ello, y dado nuestro interés por la energía, intentaremos poner en cifras lo que los políticos siempre dejan en declaraciones pomposas, analizaremos y calcularemos algunos escenarios sobre esa curiosa propuesta energética con renovables y lo que puede suponer. CRM: Una previa y detenida lectura de la totalidad del presente documento invita efectivamente a volver sobre las interrogaciones de PPP para persuadirse de la estratégica pertinencia de una investigación más a fondo de los factores y parámetros que lograron convencer a Francia de cambiar de postura o a reorientarse hacia el termosolar sabiendo - de manera prácticamente segura - que el Presidente Nicolas Sarkozy ‚no se rindió solo‛ ni tampoco se tomo la libertad de comprometer o reorientar a Francia a partir de una intuición personal. El hecho casi seguramente adquirido entonces que su decisión está apoyada a informes sintéticos del CNRS, del Laboratorio PROMES, de Electricidad de Francia, del Comisariado a la Energia Nuclear (CEA) así seguramente que a los apoyos motivados de las Empresas e Industrias francesas lideres europeas o mundiales relacionadas - o potencialmente relacionables - con el solar termodinámico que son AREVA después de haber comprado la americana AUSRA, VEOLIA, CNIM, BERTIN Technologies, SUEZ, TOTAL, SAINT GOBAIN, DALKIA, ALSTOM, LAFARGE, etc., deja lógicamente suponer que la ‚apuesta‛ francesa sobre el termo solar es ganadora e invita por lo tanto a evaluar los eventuales o potenciales efectos de su proyección en la UNASUR (América del Sur). AP: Será la única prioridad en materia de energía eléctrica que, trabajada en todos sus detalles, figurará en el orden del día los jefes de Estado y de Gobierno de unos 20 países mediterráneos y la autoridad Palestina, además de Estados asociados de la Unión Europea (UE). El proyecto, elaborado discretamente desde hace meses por técnicos de la industria solar, expertos de la Comisión de Bruselas y altos funcionarios franceses, supondrá el impulso político para la construcción de granjas solares de producción de electricidad en el desierto, en condiciones de exposición óptimas. Sólo un incidente diplomático de última hora en la Ciudad de la Luz podría frenar el bautizado “Plan Solar Mediterráneo” (PSM). La tecnología provendrá principalmente de España y Alemania, países punteros hoy en materia de concentradores solares, cilindros parabólicos, tubos y fluidos de conversión del calor, sales de almacenamiento térmico y turbinas, en condiciones de explotación cercanas a la rentabilidad.

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Francia, pionera del sector termosolar en los años sesenta, con su central experimental de Odeillo y Targassonne (Pirineos Orientales), se está poniendo las pilas a toda prisa en un sector que había abandonado a mediados de la década de los ochenta, cuando creyó ciegamente en la bonanza nuclear eterna. De hecho, esta creencia la llevó a saltarse la directiva europea de energías renovables de 2001, a la que sí se sumaron Alemania y España. Ahora, el Laboratorio termosolar francés (CRM. De hecho el Laboratorio PROMES) de Odeillo y Targassonne, con una experiencia valiosísima en la producción de altas temperaturas – hasta 3.000 ºC de concentración solar – y en el almacenamiento químico de la energía – capital para la gestionabilidad de las centrales solares de tercera generación, hacia 2025 –, están renaciendo como proyecto industrial eléctrico. CRM: Se entiende que las tecnologías de almacenamiento de la energía térmica - alta y baja temperatura - son efectivamente y tal como lo veremos más adelante, la clave sine qua non de la competitividad mundial del solar termodinámico. Actualización Mayo 2011: Con el Proyecto SÓCRATES Francia vuelve a ser Líder mundial de la Investigación y Desarrollo Solar termodinámico de altas Temperaturas y del Fotovoltaico de baja concentración solar. Y es que el Plan Solar Mediterráneo (PSM) va a conllevar inversiones públicas y privadas por valor de más de 60.000 millones de dólares (unos 38.000 millones de euros) en los próximos diez años, en condiciones de rentabilidad casi inmediatas, así como un óptimo balance carbono contra el cambio climático. CRM: Cabe aquí destacar que dado sus capacidades tecnológicas comprobadas de poder ya almacenar 15 a 16 Horas diarias de generación ‚nocturnas, las tecnologías del almacenamiento de la energía térmica - alta y baja temperatura ” capturaran más del doble de los bonos de carbono de la generación pura de eléctrica termosolar durante un promedio diario máximo de ocho horas PPP - Analicemos el alcance del tan cacareado Plan Solar Mediterráneo (en adelante PSM). Una planta termosolar de unos 50 MW de potencia instalada, viene costando en España unos 200 millones de euros; a unos 4 €/W instalado. Por tanto, el aparentemente gigantesco PSM, supondría la instalación de unas 190 plantas de este tipo. Redondearemos a unas 200 plantas de 50 MW o lo que es lo mismo, 10 GW de potencia instalada.

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CRM: Estos datos son de suma importancia considerando que la Potencia total de Generación Eléctrica instalada a lo largo de Chile era de 12.847 MW ” o sea 12,8 GW - a fin de diciembre de 2007 según la CNE (Comisión Nacional de Energía). A la luz sin embargo de la factible captura de bonos de carbono por las tecnologías de almacenamiento de la energía solar termodinamica, estas proyecciones deben ser calculadas en Giga (GWh) o Teravatios horas (TWh) anuales. PPP - La noticia señala más adelante que se espera alcanzar los 20 GW. Eso significaría reducir los costes a la mitad de los actuales en estos diez años previstos, algo verdaderamente dudoso, como veremos más adelante, sólo con fijarse en la evolución de los precios de las materias primas que forman estas centrales termosolares: el acero, el vidrio templado, el aluminio, etc. etc. Por ejemplo, desde apenas el año 2003, el níquel subió un 630 %; el aluminio, un 144 %; el cobre un 454 %; el zinc, un 497 %; el plomo, un 705 % 1 y así con todos los metales y la mayoría de las materias y componentes de estas centrales. El transporte, como todos saben por las recientes huelgas, tampoco ha disminuido precisamente sus costes y es bastante dudoso que vaya a hacerlo. La energía que se necesita como factor complementario a las termosolares, lo mismo. Y la mano de obra sea quizá la única que se prevea mantener o reducir, aunque nadie hable de ello y sea absolutamente insuficiente para reducir el precio del MW instalado termosolar a la mitad del actual. Un ejemplo de esta cruda realidad lo ofrece el siguiente gráfico:

Precio promedio de los colectores solares térmicos en dólares por pie cuadrado2. Factor aprox. de conversión: 1 US$/pie cuadrado equivale a unos 7 €/m2

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CRM: El propósito de PPP no considera que: A) - Por ser físicos y moldear por lo tanto a los sistemas Económicos, los efectos de la depleción mundial del petróleo y su agotamiento a término serán más rápidos e impactantes que los de las depleciones y agotamientos de las materias primas que brevemente enumera y: B) - Los costos del Kwh. eléctrico se pronostican como sigue:

Cabe sin embargo considerar que estos pronósticos de costo del Kwh. eléctrico termosolar ‚CSP Plants‛ no contemplaron las compresiones de costos, ahorros de escala, etc., que generará la fabricación masificada - y puede ser normalizada - de centenares de plantas solare termodinámicas. PPP: Dado que una planta termosolar puede generar energía sólo cuando hay sol y en el mejor de estos campos el sol brilla unas 2.200 horas al año, suponiendo que las plantas no parasen nunca ni por averías ni por mantenimiento, tendríamos un factor de carga de 2.200/8.760 horas del año = 25 %, que ya es un rendimiento excelente.

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CRM: Haciendo abstracción de las diferentes calidades de radiación solar que existen en el mundo, estos 2.200 horas de sol al año representarían un promedio de generación solar termodinámica orden de 6 (seis) horas al día es decir una generación de electricidad que por ejemplo se operaria entre las 09H00 y las 15H00 solamente lo que por los plazos diarios de asolamiento de las latitudes tropicales o subtropicales concierne luce como relativamente pesimista y plantearían en este caso que las tecnologías francesas del almacenamiento de la energía térmica solar tendrían que cubrir 75 % de la generación eléctrica solar termodinámica sahariana y del Medio Oriente a término. En comparación, muchos lugares del Desierto de Atacama presentan hasta 3.380 horas de sol útil a la tecnologías solar a concentración (CSP) o sea un promedio diario a lo largos de los años de 9,2 Horas es decir ya un rendimiento solar algo como 54% superior a los mejores de los campos de los cuales PPP habla y esto además de una baja de la necesidad de almacenar la energía térmica solar del orden de 22% para poder generar 24 Horas sobre 24 Horas a lo largo de los anos suramericanos. Eso significa que cada planta de 50 MW podría generar al año 110 GWh. (CRM: Se supone por lo tanto que la misma planta podría generar 169 GWh en “sol puro” (sin almacenamiento térmico) en el desierto de Atacama) Y doscientas plantas de este tipo, podrían generar 22.000 GWh al año de electricidad; esto es, unos 22 TWh al año. (CRM: 33,8 TWh supuestamente al año en el Desierto de Atacama con ‚sol puro‛ (sin almacenamiento) y hasta 87,6 TWh con las tecnologías de almacenamiento de la energía termo solar en este caso). PPP: Ese es el alcance máximo del proyecto a completar en diez años. Si creemos los cuentos no fundados en la realidad, sino más bien en las aspiraciones, de alcanzar con esa inversión los 20 GW de potencia instalada en vez de los 10 GW que resultan de aplicar los precios de mercado,

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tendríamos una generación de unos 44 TWh al año, al final del año 10 (CRM: 67,6 TWh en este caso al año sin las tecnologías del almacenamiento de la energía térmica solar, es decir en ‚Sol Puro‛, y hasta 175,2 TWh máx. con las tecnologías de almacenamiento de la energía térmica solar.. PPP: Si ahora tomamos los consumos eléctricos (sólo eléctricos, que son una pequeña fracción del consumo de energía primaria) de los dos últimos años de los países que conforman el PSM y que se supone que se van a beneficiar de él tenemos lo siguiente: Países del Plan Solar Mediterráneo (PSM)3 Francia Italia España Total Europa Mediterránea Marruecos Mauritania Argelia Túnez Líbia Egipto Palestina Líbano Siria Jordania Turquía Israel Total África del Norte y Oriente Medio Gran Total Países PSM

Producción eléctrica en TWh 566,5 314,4 322,3 1.203,2 21,3 0,3 36,7 12,9 21,1 119 0 9,1 34,9 9 191 43,2 455,2 1.658,4

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Consumo en kWh/año por persona 9.442 5.515 7.162 7.427 710 83 1.146 1.290 3.517 1.700 3 2.275 1.939 1.800 2.652 6.171 1.744 3.921

Población en Millones. 60 57 45 162 30 3 32 10 6 70 4 4 18 5 72 7 261 423


CRM: Cabe considerar aquí que la sola Población de Brasil (183.888 000 Hab. 2008) supera por si sola las Poblaciones reunidas de Francia, España e Italia y que por lo tanto la necesidad de Brasil Tabla mensual de temperaturas máximas y de encontrar una(s) fuente(s) de ERNC a transformar en electricidad es simplemente VITAL mínimas (Salar de Atacama) considerando que cada brasileño solo tenia 0,47 kW de potencia de generación eléctrica instalada (según lo observado en los últimos 5 años) en 2008 eso cuando cada chileno tenia 0,78 kW a fin de 2007, cada francés 1,62 kW en 2006, cada MÁXIMA MÍNIMA Belga 1,44 kW en 2007. (día) (noche) (° C) (° F) (° C) (° F) Es decir, que el gran Proyecto Solar Mediterráneo, tiene como objetivo máximo, aportar el 2,5 % (CRM: Enero 24,1 75,4 5,1 41,2 Se pronostica el 10 % con las tecnologías de almacenamiento de la energía térmica) de la electricidad Febrero 24,1 75,4 5,5 41,9 (entre 22 y 44 TWh/año) que hoy consumen los signatarios del supuesto PSM (1.658 TWh/año). Marzo 23,6 74,5 4,4 39,9 Considerando que ese es el crecimiento medio anual del consumo eléctrico en la zona señalada, la 23 73,4 2,2 36 electricidad que se pretende generar en 10 años de construcciones gigantescas termosolares, equivale al Abril 22,1 71,8 -0,7 30,7 aumento tradicional del consumo de energía eléctrica de un solo año de los países implicados. Esto es, Mayo 20,6 69,1 -0,5 31,1 ese grandioso proyecto en realidad lleva el carro del consumo, entre unas diez y unas veinte veces más Junio Julio 20,9 69,6 -0,9 30,4 rápido que los caballos de la producción a los que va uncido y encima por delante de ellos. Agosto 21,5 70,7 -0,9 30,4 22,6 72,7 -0,4 31,3 Hay algunas cosas más que conviene considerar. Los desiertos del norte de África son excelentes desde Septiembre Octubre 23,7 74,7 1,7 35,1 el punto de vista de la insolación, pero fatales, desde el punto de vista de la disponibilidad de agua. Noviembre 24,2 75,6 2,8 3,6 24,4 75,9 3,6 38,5 CRM: Como Francia es también líder mundial ” y así mismo si es a pequeña escala de desarrollo en la Diciembre actualidad ” de la tecnología de captura y almacenamiento del efecto enfriador de la radiación infrarroja terrestre sobre el espacio nocturno, dicha tecnología podría pretender asegurar la refrigeración - el enfriamiento ” para lograr así los gradientes termodinámicos de temperatura de optimo rendimiento de todo o parte de los componentes de la generación de electricidad solar termodinámica).


PPP: Aunque parezca que no, una planta actual de 50 MW en España suele consumir unos 200-300.000 m3 de agua dulce al año, solo para refrigeración. En climas más tórridos, seguramente más. Dado que el PSM equivale a entre 200 y 400 veces esa capacidad, las necesidades de agua en la zona serían del orden de entre 50 y 100 millones de metros cúbicos al año. Esto es, entre 50 y 100 Hm3 al año (CRM: 0,01 % del volumen de agua del Lago Titicaca) Si a ello se suma la conveniencia de limpiar los paneles cilindro parabólicos, que en el caso de los desiertos, con sus tormentas de arena, actúan además como verdaderas ‚lijas‛, podemos encontrarnos con necesidades de entre 100 y 150 Hm3 de agua dulce y limpia al año, que incluso requiere ser desionizada, para evitar que luego se peguen las partículas a las superficies reflectantes que se tienen que limpiar. Esto requeriría utilizar un agua ya muy escasa para uso humano, animal y agrícola en la región del norte de África objeto de estas instalaciones. CRM: Aún cuando el desierto de Atacama sea el más árido del mundo, presenta la particularidad de ser el único en tener ‚agua encima‛, en el sentido que las altas alturas de las cumbres andinas son cubiertas de nieve y glaciares. Se aprecia, sin embargo, válido estudiar los costos comparativos de la necesidad de agua que PPP señala a los montos de inversión en la tecnología de la captura y almacenamiento del efecto enfriador de la radiación infrarroja terrestre sobre el espacio nocturno. PPP: Como dato comparativo, baste saber que la mayor desaladora del mundo, en Yuma, EE. UU., que funciona por ósmosis inversa, una de las técnicas más modernas, produce 0,275 Hm3 diarios, quedaría más bien escasa para abastecer de agua a las termosolares de este plan 4. Dado que el consumo eléctrico para desalar por ósmosis inversa (en vez de por evaporación, menos eficiente)5 es de 3-4 kWh/m3, resulta que el consumo eléctrico para conseguir agua para los sistemas de evaporación/refrigeración/condensación y para limpiar los espejos y mecanismos de las centrales termosolares del PSM sería de 600-800 M kWh/año; esto es, de unos 0,6-0,8 TWh/año. O sea, aproximadamente de entre el 1,8 % y el 3,6 % del total de la energía eléctrica producida. A ello hay que añadir también (o mejor, deducir también) el coste energético de mantener los espejos orientados con motores eléctricos o electroneumáticos y los de la propia operación de la planta y sus salas de control, de condensación de bombas para mover fluidos y hacerlos pasar por los intercambiadores, etc. que se estima puede estar entre un 1 y un 3 % del total de la producción de la planta.

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Pero sigamos, porque la cosa es algo más complicada. Además de las plantas termosolares en sí, cuyo coste energético de materiales y medioambiental analizaremos más adelante y la posible desaladora, salvo que se inventen sistemas de refrigeración y limpieza que ni siquiera están en la mesa de diseño de los ingenieros que en España, líder mundial en esta materia (CRM: Pero si están en la mesa de diseño de los Ingenieros franceses) y que no exijan esas cantidades de agua, ahora consideradas ‚normales‛ y que obligan a planificar los lugares de instalación en función de esa gran disponibilidad de agua, haría falta construir acueductos desde el mar hasta los desiertos para llevar dicha agua. CRM: Realidades físicas y Económicas que favorecen o justificarían el rápido desarrollo e implementación de la tecnología francesa de captura y almacenamiento del efecto enfriador de la radiación infrarroja nocturna sobre el espacio nocturno y/o para tener tres alternativas de abastecimiento de agua, estudiar la factibilidad política y física de un acueducto desde el volumen medio de 930.106 hm3 del Lago Titicaca, la más importante reserva mundial de agua en altitud (3.810 metros encima del mar) la cual se ubica a unos 750 km. ‚a vuelo de pájaro‛ de los más de 3.000 Km2 por ejemplo del salar de Atacama cuya altitud promedia encima del mar es de 2.400 metros. Posiblemente unos 1.000 Km. de alta capacidad y longitudes similares, cuando menos, con ramales de menor sección, para llegar a cada una de las plantas. Según que fuesen 10 ó 20 GW de instalaciones termosolares, habida cuenta de que cada 50 MW suelen ocupar una superficie de entre 100 y 200 hectáreas (entre 1 y 2 Km 2 por cada 50 MW de potencia instalada), el Plan Solar Mediterráneo ocuparía entre 200 y 800 km2 de plantas termosolares. (CRM: Alrededor de 25 % por ejemplo de la sola superficie del Salar de Atacama) CRM: O sea y a lo máximo un cuadrilátero de desierto de 28,28 Km. de lado para 20 GW de potencia termosolar instalada lo que, a escala del desierto chileno de Atacama representa 0,63 % de los 126.049 km2 de su única segunda Región de Antofagasta, superficie de desierto - totalmente improductivo e inhabitado ” que diseña por lo tanto:

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a) Una superficie ampliamente suficiente para la total mutación a término de la matriz energética chilena y sus 12.847 MW (12,8 GW) de plantas generadoras instaladas a lo largo de Chile a fin de diciembre de 2007. b) La potencialidad para Chile de generar y exportar parte o totalidad de la necesidad en electricidad inagotable y competitiva de Brasil y de la UNASUR a término PPP: Asunto nada baladí, ni desde el punto de vista de provisión de materiales, ni del consumo energético que requerirían estos proyectos (por adelantado y generalmente proveniente de la energía fósil), ni desde el punto de vista ecológico, aunque estuviesen en medio del desierto, ni del de movimiento de tierras y preparación de accesos y demás infraestructuras mínimas. CRM: Suma de dificultades y costos inherentes al desierto del Sahara pero que se verían sumamente reducidos en el Desierto de Atacama el cual es sin lugar a duda lo más industrializado del mundo y uno de los más accesible por encontrarse cualquier de sus puntos a menos de 350 Km. de un puerto del Océano Pacifico (Iquique, Tocopilla, Mejillones, Antofagasta). Habría que construir una red de líneas de alta tensión de muy larga distancia, para interconectar la elipse mediterránea completa, que hiciese el bucle pasando por todos los países involucrados. Estas líneas seguramente deberían ser, dadas las distancias de las llamadas HVDC (alto voltaje en corriente continua, por sus siglas en inglés 6). CRM: En el caso de Chile, dicha red de líneas HVDC se necesitaría para abastecer el sur del país, Brasil, Argentina, etc., - y todos los países de la UNASUR a término ” en electricidad solar termodinámica inagotable y competitiva 24H00 sobre 24H00 a lo largo del y de los años (2100), objetivo en sí del Proyecto TSAREC. PPP: Se considera que cuando se superan con grandes cargas de energía los 300-500 Km. de distancia de transporte, estas líneas tienen menos pérdidas que las tradicionales de corriente alterna equivalentes en capacidad de transporte, por ejemplo, a 400 KV-600 KV y la infraestructura de torretas es más

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liviana y ocupa menos espacio (aunque los derechos de paso, sobre todo en el norte de África no serían un factor determinante), y la sección del cobre transmisor sea algo más gruesa. Este tipo de proyectos se ha pensado ya para trasvasar energía a largas distancias entre Siberia (con hidroeléctricas) a Japón (1.800 Km. 12.000 MW HVDC) o de Zaire (también hidroeléctricos) a Europa (5-6.000 Km. 30-60.000 MW HVDC). El ‚bucle‛ posible para el PSM debería tener entre 6 y 8.000 Km. de longitud a tensiones de 1.000 a 1.100 KV. En este punto, conviene pensar muy seriamente quien pone qué y quien recibirá qué. Porque los habitantes del norte de África y Oriente Medio (excluido Israel) consumen por persona la cuarta parte que los tres países europeos mediterráneos. Y lo que para los tres países de Europa involucrados, si se llevase toda esa energía termosolar de los desiertos a Europa, supondría apenas entre el 2 % al 4 % adicional a su producción eléctrica anual actual, para el resto de los países del norte de África y Oriente Medio supondría entre el 5 y el 10 % adicional a su producción actual. Dado que unos están obviamente más necesitados que los otros, la cosa devendrá en una negociación política intensa, sin lugar a dudas. Las pérdidas de energía en la larga red de transporte, según las distancias y el tipo de redes, todavía seguramente en forma de entelequia, pueden estar entre el 3 y el 10 % del total de energía producida. Por último, conviene entrar a valorar el tan manido asunto del ‚óptimo balance carbono para el cambio climático‛, que siempre se suelta y se da por sentado que se va a producir, si se hacen plantas consideradas ‚renovables‛. Un campo de 50 MW puede tener del orden de 500.000 m2 de colectores cilindro-parabólicos (los más comunes para este tipo de instalaciones). El PSM (CRM: De 20 GW de potencia termosolar instaladas según PPP) tendría una superficie de colectores entre 200 y 400 veces mayor. Esto es, unos 100 y 200 millones de m2.

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El peso de sus estructuras de acero y pilotes suele andar en los 18 kg/m2. Esto significa, que el PSM exigirá, sólo en estructuras metálicas de soporte, unos 1.800 y 3.600 millones de kilos de acero. Informe relacionado extraído de: http://www.mch.cl/revistas/index.php?id=565 Resumen: Dentro de los países que disponen del mayor volumen de reservas de mineral de hierro lidera la lista Ucrania con 20%, le siguen Rusia (16%), Brasil (14%) y China (13%). Sin embargo, al analizar las reservas de hierro contenido, es decir, de acuerdo con su ley, los países más importantes son Brasil (21%), Rusia (18%), Australia (11%), Ucrania (11%) y China (9%). Según señala el informe de Cochilco, se estima que durante 2006 la producción mundial de mineral de hierro fue de 1.690 millones de ton, siendo China el mayor productor con 31%, seguido por Brasil con 18% y Australia con 16% del total. No obstante, en la producción de hierro contenido equivalente, el líder mundial es Brasil (22%), seguido por Australia (20%) y en un tercer lugar se encuentra el país asiático (17%). Cabe recordar que si bien existen más de 50 países que producen mineral de hierro en el mundo, sólo seis de ellos representan un 84% de la producción total. Y en términos de participación de mercado, la concentración es aún más fuerte: tres compañías representan el 40,5% de la producción mundial y transportaron por vía marítima el 75% del

mineral de hierro del mundo en 2006: la brasileña Vale (ex CVRD, Companhia Vale do Rio Doce), la inglesa Rio Tinto y la anglo-australiana BHP Billiton. La minería del hierro en Chile ha sido desarrollada tradicionalmente por la Compañía Minera del Pacífico (CMP), filial del grupo CAP y Compañía Minera Huasco (CMH), coligada de CMP

con

50%

de

la

propiedad.

CMP abastece a diversas siderúrgicas mundiales, siendo los mercados chino y japonés los de mayor importancia. De hecho, la compañía tiene comprometido un 80% de sus ventas en contratos de abastecimiento a largo plazo con las principales compañías siderúrgicas asiáticas. La composición de su negocio se basa mayoritariamente en la venta de

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pellet autofundente (35,2%) seguido por pellet feeds (32%), pellet de reducción directa (15%), granzas (9,7%), finos (6,2%) y pellets chips (1,9%). Además de la producción y comercialización de pellets, la filial de CAP también se encarga de evaluar, desarrollar y explotar yacimientos mineros. Dentro de sus propiedades actualmente en explotación se encuentran: El Algarrobo, El Romeral y El Tofo. La mina El Algarrobo se ubica en la Región de Atacama y produce granzas para el mercado nacional. Sus reservas alcanzan 2.800.000 TM. Además se encontraron recursos por 58.200.000 ton aptas para producir preconcentrados o pellets feed. En la Región de Coquimbo la mina El Romeral produce granzas, finos y pellets feed tanto para el mercado nacional como para exportación. Sus recursos son cercanos a los 88.400.000 ton con 42,9% de Fe contenido y 49.000.000 ton con 24% de Fe contenido para el mineral de baja ley.

Por su parte, CMH explota la mina Los Colorados y entrega su producción de preconcentrados de hierro a CMP, la que produce los pellets de hierro que posteriormente son comercializados en el exterior por CMH. En el Valle del Elqui (mina El Romeral) se extrae mineral con bajo contenido de impurezas, el que es utilizado para carga directa a los altos hornos y requiere tratamientos de molienda y concentración para ser utilizado en la producción de acero. Esta planta, es capaz de producir 4.000.000 TM de concentrados y 2.000.000 TM de pellets feed al año. En el Valle del Huasco el mineral extraído de las minas Los Colorados y Algarrobo contiene un alto grado de impurezas, por lo que se requiere un proceso de pelletización para ser utilizado en la producción de acero. En esta zona existen cuatro plantas:

En tanto, El Tofo, también en la Región de Coquimbo, produce granzas, finos y preconcentrados y cuenta con recursos de mineral de mina de 2.000.000 ton con 45% de Fe contenido; 3.500.000 ton de mineral de acopios con ley media de 37% y recursos aluviales de 3,1 millones con 17% de Fe contenido.

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– El Algarrobito, que es una planta de chancado y concentración con una capacidad para procesar 1.200.000 TM de mineral al año. – Planta de molienda y concentración de Huasco, con una capacidad para procesar 6.500.000 TM de mineral al año. – Planta de pellets, actualmente con una capacidad para producir 5,300.000 TM de pellets y otros productos de hierro al año. – Planta de chancado y harneo El Laco, la que tiene capacidad para procesar 50.000 TM por mes.


Durante 2006 la producción chilena de mineral de hierro alcanzó 9.100.000 ton, aumentando un 11% con respecto al año anterior, lo que se traduce en 1.100.000 ton de hierro primario.

el mismo organismo prevé que a partir de 2007 el consumo aparente nacional disminuirá hasta bordear las 400.000 ton hacia 2010.

El consumo chileno de mineral de hierro, según estimaciones del Instituto Latinoamericano del Fierro y el Acero (ILAFA) se encuentra en el año 2006 en 587.000 ton, un 2,9 % más que en 2005. Además, PPP: Esto es, entre 1,8 y 3,6 millones de toneladas de acero. Producir ese acero, costaría 1,5 toneladas de carbón de coque por tonelada de acero. Esto supone empezar a cargar de antemano con entre casi 3 y 6 millones de toneladas de carbón en las acerías, sólo para este proyecto. (¿Interesaría LOTA?

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Informe relacionado extraído de: http://www.mch.cl/noticias/index.php?id=637 Resumen: Chile ya pasó los tiempos en que producía más de 2 millones de toneladas, en 1960, luego de diversas crisis y una fuerte caída en el precio del mineral, varias faenas cerraron y otras quedaron operativas, pero provocando pérdidas millonarias al Estado, y sólo algunos privados continuaron la extracción en otras zonas. De hecho, la Empresa Nacional del Carbón (Enacar) cerró el año 2004 con pérdidas superiores a $6.100 millones. Es así como la extracción ha caído sistemáticamente, pasando en 10 años de superar los 1,4 millón de toneladas a sólo 238.500 toneladas el año pasado. La tarea extractiva hoy recae en los pequeños pirquineros y la Compañía Carbonífera Victoria de Lebu (Carvile), que sigue produciendo carbón Enacar, sin embargo la extracción de la minera se reduce a alrededor de 35.000 toneladas anuales, así lo aseguró Ricardo Vargas, gerente general de la compañía. Recién el año pasado Minera Otway, compañía relacionada a Catamutún, volvió a producir en el yacimiento Bitch y "este año se producirán entre 300.000 y 400.000 toneladas", destacó Gantz. De esta manera, la producción nacional se duplicaría instantáneamente. Por esto las empresas de generación eléctrica ya están pensando en nuevos proyectos en base a este mineral, no por nada más de 40% de la

generación del Sistema Interconectado del Norte Grande (Sing) es a base de carbón, mientras que en el caso del Sistema Interconectado Central (Sic) es 12%. En este contexto, sólo las inversiones de centrales a carbón son susceptibles de entrar en operación en el horizonte 2007-2008, y es de esperar que una parte del desarrollo del SIC se base en centrales de este tipo. Uno de los proyectos en la fase de estudio de impacto ambiental es de Gener, con la planta Ventanas, mientras que Guacolda por su parte presentó a estudio Guacolda III. Sergio del Campo, gerente general de la termoeléctrica Guacolda, aseguró que Chile no cuenta con gas natural, por lo tanto la generación eléctrica en base a carbón se constituye en una energía firme del sistema y la que tiene esencialmente el menor riesgo de suministro. Poseemos como país recursos interesantes en la Región de Magallanes y también podemos importarlo de diferentes países de Asia y América. Por su parte, Juan Clavería, gerente general de Edelnor, coincidió señalando que siempre se están evaluando nuevas alternativas al gas natural, que ya no tiene tanta seguridad en el sentido del abastecimiento, y el petróleo que ha subido mucho. La Demanda

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Análogo al escenario mundial, la demanda de carbón en Chile es dominada principalmente por el sector eléctrico, el resto del consumo nacional, con una participación relativamente homogénea, esta compuesto por la industria del azúcar, con alrededor de 6%; cemento, cercano a 5%; minería, 4%; pesca, 3%, y siderúrgicas y otros, 8%. Sin embargo, cabe destacar que mientras la demanda generalmente supera lo 3,2 millones de toneladas, la producción nacional sólo satisface alrededor de 9%. La demanda de energía está estrechamente relacionada con el crecimiento económico, y está incrementándose a una tasa promedio de 6%. Se proyecta que este incremento continuará, por lo que el consumo de energía en 2030 será el doble de 1995, y el triple en 2050. Según Exequiel Yáñez, jefe de seguridad minera del Servicio Nacional de Geología y Minería (Sernageomin), Chile nunca va a ser un país relevante en la producción de carbón, pero sí existe la posibilidad de generar más proyectos con él. Lo que falta son los recursos financieros para reabrir las minas o mejor aún, construir minas nuevas. El especialista además destacó que "sólo hace un año que tenemos esta crisis de gas y los precios altos del petróleo, quizás en algún tiempo más podría haber más movimientos de inversiones en este sentido", añadió.

De hecho, Eduardo Gantz está en la búsqueda de socios para la reapertura de Mulpún, yacimiento que la compañía tiene en la X Región y que constituye la mayor reserva probada de Chile, con 32 millones de toneladas. Catamutún trabajó la faena desde 1996, pero en 2002 abandonamos la mina por un incendio en el interior. No la hemos reiniciado por un tema económico, ahora todo lo que vendemos lo traemos de afuera, añadió el ejecutivo. Según el gerente general de Catamutún el futuro para el carbón está tanto en la Región de Los Lagos como en la de Magallanes, donde la compañía, a través de su participación en Ingesur (ex Cocar), tiene propiedades en Isla de Riesco y donde ya se están haciendo estudios para explotar la concesión minera Estancia Invierno, además de los otros proyectos en los que trabaja la empresa. El ejecutivo aseguró que no ingresaría a la VIII Región, porque, si bien, tiene carbón más rico en calorías, tiene el problema que la mayoría de las reservas ya fueron explotadas y el tema costos se hace insostenible porque las reservas están bajo el mar y el valor de extracción es mucho mayor. Además es muy difícil que un privado ingrese a esa zona por el nivel de sindicalización que existe, el ambiente laboral es muy difícil, añadió Gantz.

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Noticia. El Diario Financiero, 29 de mayo 2006 Angelini y Von Appen competirán con BHP por producción de carbón en Magallanes A través de Copec y Ultramar planean volver al negocio minero. El grupo Angelini y la familia Von Appen salieron al paso del gigante minero BHP Billiton, para disputar codo a codo el incipiente mercado de carbón chileno que apuesta a crecer de la mano de nuevos proyectos de generación eléctrica. A través de Copec Combustibles y Ultramar, respectivamente, los conglomerados locales formaron una alianza para explotar nuevos yacimientos de carbón en Magallanes. Se trata de las pertenencias mineras de Elena y Río Eduardo que la Corfo aún posee en Isla Riesco y que en los próximos meses serán licitadas por el Sistema de Empresas Públicas (SEP). La dupla CopecUltramar tiene su proyecto "armado" en caso de adjudicarse este proceso de licitación, que no será fácil si se considera el interés que BHP también posee en estos activos. Precisamente, es en esta localidad en donde hace un mes la minera angloaustraliana adquirió a Minera Otway, uno de los principales reservorios de carbón del país: la estancia Invierno.

El ejecutivo de Empresas del SEP, Leonardo Valenzuela, explicó que las pertenencias mineras Elena y Río Eduardo que licitarán en los próximos meses, suman en conjunto un total de 2.900 hectáreas. Y aún queda por definir si estas concesiones se entregarán en arrendamiento o con opción de compra. "La figura que se está evaluando es licitar estas pertenencias bajo la modalidad de opción de compra, en la cual quien se la adjudique tendrá la posibilidad de completar los estudios geológicos existentes, para ratificar los niveles de reservas de carbón disponibles", explicó el profesional. Proyecciones Tanto para BHP como para Copec-Ultramar la producción de carbón es un negocio estratégico y está relacionado con los proyectos de nuevas centrales a carbón que ambos interesados están impulsando. Por una parte, Copec y Ultramar poseen cada uno el 25% de la termoeléctrica Guacolda, compañía que tiene aprobado la instalación de una tercera unidad a carbón en la Tercera Región y que proyecta la construcción de una cuarta unidad en los próximos años. En tanto, BHP Billiton acaba de iniciar un proceso de licitación para la construcción de una central a carbón en el Norte Grande que entregue suministro eléctrico seguro para sus faenas mineras en esa zona del país.

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Con estas perspectivas de desarrollo que hoy tiene el carbón local es que Copec y Ultramar ya tienen estructurado su proyecto de desarrollo. El gerente general de Inversiones del grupo Ultramar, Marcos Büchi, dijo el viernes al diario Prensa Austral de Punta Arenas que las inversiones que realicen en este negocio dependerán de la demanda de carbón que puedan generar. Las expectativas apuntan a que si logran colocar 100 millones de toneladas en el mercado chileno requerirían de orden de US$ 100 millones de inversión.

Northern Strip Mining (9%) firmó un contrato con Codelco para la entrega de 880.000 toneladas de carbón al año, a partir de 1987 y por un lapso de diez años, destinado al funcionamiento de la central termoeléctrica que Codelco tenía en construcción en Tocopilla (II Región). No obstante, vencido el contrato, Cocar puso término a la actividad de explotación carbonífera y vendió el yacimiento a la empresa Ingesur, ligada al grupo Catamutún, quien es hoy su actual operador.

Lo que sí está claro para Büchi es que de entrar al negocio carbonífero en el que junto a Copec estuvieron presentes a través de Cocar en la década de los 80’- irán adelante con la construcción de un puerto cuya inversión está estimada en US$ 20 millones a US$ 25 millones. Ambas compañías ya iniciaron los trámites de solicitud de concesiones marítimas para construir el puerto en Isla Riesco. En paralelo, están afinando los estudios para presentar en los próximos meses el estudio de Impacto Ambiental del puerto y las faenas mineras, dijo Büchi a Prensa Austral. Experiencia Copec y Ultramar formaron a comienzos de los 80’ la empresa Compañía de Carbones de Chile (Cocar) para explotar los yacimientos carboníferos de la mina Peckett. La sociedad conformada por Copec (45%), Ultramar (36%), International Finance Corporation (10%) y la entidad británica

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PPP: A ello habría que sumar unos 50 Km. kilómetros de los tubos de recepción, más posiblemente casi otros tantos de tuberías de envío del fluido y de retorno, por planta de 50 MW7. Eso exigiría un total de entre 10 y 20.000 Km. de tuberías de muy alta calidad y resistencia para el Proyecto Solar Mediterráneo. Con centenares de miles de válvulas, conectores, juntas rotativas, etc. CRM: ¿Podría Chile y más específicamente quizás DALKIA fabricar estos tubos, tuberías, válvulas, conectores, etc., e instalarlos? A ello hay que sumar los propios colectores; entre 17 Kg/m2 los más livianos y 33 Kg/m2 los más pesados8, que generalmente se hacen de vidrio. Un peso similar al de las estructuras metálicas, pero en vidrio. Entre 2 y 4 millones de toneladas de vidrio para el Proyecto Solar Mediterráneo. CRM: ¿Podría Chile y más específicamente quizás Saint Gobain fabricar estos millones de toneladas de vidrio para espejos? Informe extraído de: http://www.diariodelvino.com/notas3/noticia1094_09oct07.htm Inauguración Presidenta de Chile cortó cintas de planta de Saint-Gobain Tal como estaba anunciado, se realizó ayer 8 de octubre el acto de inauguración oficial de la planta de Rosario, VI Región de Chile, en el que la presidenta Michelle Bachelet dejó inaugurada Saint-Gobain Envases. Escribe Ricardo Brizuela, Director de Diario del Vino ricardobrizuela@gmail.com Es gratificante cambiar de escenario y encontrarse inmerso en

acontecimientos que indican una prolongación de las bondades de la tecnología en la globalización del vino. Recién retornado este periodista a Chile, Saint-Gobain fué el pretexto para comprobar la dinámica de progreso que la industria del vino chileno adquiere con la incorporación de industrias proveedoras que respaldan su proceso de producción. En este caso fue la experiencia francesa quien se hizo escuchar al sur de Santiago, en una pequeña ciudad llamada Rosario de la VI Región. En el lugar, Saint-Gobain, el grupo que lidera la producción de vidrio en el mundo, instaló su planta Saint-Gobain Envases. Esto permitió contemplar


la galanura de cinco banderas flameando simbólicamente en el establecimiento: la propia, sumada a la de Francia, Chile, Brasil y Argentina.

observarse la presencia de una delegación de obreros de la fábrica que se integró con personal con capacidad diferenciada, actitud en la que Saint-Gobain se destaca colaborando con un plan del gobierno chileno.

En un acto cargado de simbolismo, la presidenta Michelle Bachelet dejó inaugurada con el tradicional corte de cinta las instalaciones, que como dejara explícitamente señalado Jerome Fressard, Director General Adjunto de Saint-Gobain, constituye una inversión de 50 millones de dólares con un capital de trabajo de 10 millones adicionales.

La Presidenta Michelle Bachelet subrayó, en su breve alocución, la importancia para la industria del vino de Chile de contar con la colaboración de empresas desarrolladas con capacidad técnica y la experiencia de la que se inauguraba en la fecha. Hizo saber también de sus gestiones en Francia vinculadas al intercambio. La Presidenta Bachelet está íntimamente vinculada a ese país por origen familiar y en particular a la historia del vino chileno.

Las señales, de fuerte contenido, estuvieron en la intención clara de integración del ejecutivo francés que se esmeró en dirigir sus palabras en español a un auditorio compuesto por autoridades nacionales, provinciales y municipales y empresarios. "Sabemos de la calidad del vino de Chile sostuvo - y se lo decimos desde un país que sabe de esto". Estas instalaciones se suman a las que tiene el Grupo en todo el mundo y que desarrolla en torno a rubros como la de vidrio, construcción, automotriz, etc. en diversos países y que tienen su origen en la Francia de Luis XIV. En Sudamérica, el grupo está presente también en Argentina y Brasil. En el estrado donde se ubicaron las autoridades de la empresa y la Presidenta - también en un mensaje de fuerte contenido social - pudo

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PPP: Finalmente, los pilotes de hormigón suelen tener un volumen que oscila, según diseños, entre 1,2 y 2,4 toneladas de hormigón por pilote9 y los pilotes a cada 3-6 m. según el diseño del pilotaje y de los colectores y estructuras (pueden ser menos, pero de mayor volumen). Esto supone una cantidad de hormigón difícil de prever y variable según la estructura, pero de aproximadamente de unas 2.000 toneladas por planta de 50 MW. Para el conjunto del Plan Solar Mediterráneo, unas 400.000 y 800.000 toneladas de hormigón. CRM: ¿Podría Chile proveer tal cantidad de Hormigón?

Extraído de http://www.aminera.cl/index.php?option=com_content&task=view&id=9516&Itemid =2 LAFARGE CHILE INAUGURÓ PLANTA DE CEMENTO EN PUERTO MONTT Martes, 22 de abril de 2008 Con la presencia de las máximas autoridades regionales y altos ejecutivos de la empresa, este mediodía fue inaugurada la nueva Planta de Molienda de Cemento de Lafarge Chile (ex empresas Melón), ubicada en la localidad de Trapén, comuna de Puerto Montt, X Región. El complejo, el más austral de su tipo en el país, significó una inversión cercana a los US$30 millones, con una capacidad de producción de 300 mil toneladas anuales de cemento.

Durante el acto inaugural, el gerente general de Lafarge Chile, Xavier Blondot, destacó que la inversión se enmarca en la estrategia de negocio a largo plazo, que busca consolidar su posición de liderazgo en la industria y promover el desarrollo del país. "La nueva planta de molienda de cemento de Puerto Montt permite consolidar la presencia de Lafarge Chile en la industria local, produciendo más cerca de nuestros clientes y con una mayor eficiencia en los niveles de costos", dijo.

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Blondot precisó que la nueva Planta cuenta con tecnología de punta que permite controlar, mitigar y monitorear el impacto ambiental en todas las fases del proceso. La nueva planta también comprende la instalación de un domo para la recepción de clinker -materia prima indispensable para la fabricación de cemento- en el Puerto de Calbuco, X Región, con una capacidad de almacenamiento de 50.000 toneladas. La mano de obra asociada a la construcción de la planta y el domo, alcanzó las 650 personas y la generación de mano de obra directa, se estima en unas 35 personas.

Nuevos proyectos La inauguración de la planta se inscribe en el ambicioso plan de inversiones previsto para este año, orientado a atender la creciente demanda y consolidar la posición de liderazgo de la Compañía en la industria local. A principios de año, Lafarge Chile anunció la aprobación final del proyecto de construcción de una nueva planta de molienda de cementos en el Puerto de Ventanas, V Región, cuyas obras se iniciarán el segundo trimestre de 2008. Con una inversión cercana a los US$50 millones, dichas instalaciones tendrán una capacidad de producción de 600.000 toneladas anuales y entrará en operaciones a fines del año 2009. Con esto, Lafarge Chile aumentará su capacidad de producción instalada a 2,5 millones de toneladas anuales. Lafarge ingresó al mercado chileno en 2001 tras la adquisición del 84% de Empresas Melón. Cuenta con cuatro áreas de negocios en el país Lafarge Cemento, Lafarge Hormigones, Lafarge Morteros y Lafarge Áridos- en las que trabajan alrededor de 1.100 personas. (www.df.cl)

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PPP: Para no abrumar más al lector, no se incluyen más datos de detalle, que los promotores y diseñadores de plantas no suelen mostrar en los periódicos y raras veces en sesiones muy especializadas, pero esto se asemeja mucho a una industria muy pesada. Los datos del Proyecto Solar Mediterráneo (PSM) arrojan cifras de producciones de materias primas, que aparte de ser muy contaminantes, alcanzan volúmenes sorprendentes. El acero de este proyecto equivale al que produce Egipto en todo un año, aunque sólo sea el 7 % de lo que producen los países europeos implicados y el 0,5% del acero mundial. El porcentaje en vidrio sobre el total mundial o los nacionales, sería todavía mayor. En hormigón, aunque el porcentaje es algo menor sobre el total mundial y de las naciones involucradas que con el acero, sus efectos contaminantes son enormes. Y todavía faltan por incluir los gigantescos movimientos de tierras (en España, alguna planta de varias decenas de MW ha necesitado mover unos 60 millones de metros cúbicos de tierra para nivelar) miles de camiones que deberían transportar esos materiales elaborados a destino, grúas, barcos, etc. etc. Y los aceites sintéticos que circulan a temperaturas de entre 200 y 500 º C por los miles de kilómetros de tuberías. CRM: ¿Podría por ejemplo el Grupo BOUYGUES u otra grande Constructora francesa como Vinci superar tal desafío? PPP: Y finalmente, los sistemas de acumulación de energía, que para una planta de 50 MW y para que pueda aguantar algo menos de 8 horas de autonomía, en caso de nubes, necesita unos depósitos de unas sales muy específicas y costosas (60% NaNO3 + 40% KNO3) unas 28.500 Tm. de esas sales, que en algún caso se han hecho llegar desde Chile.

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CRM: Sin comentario. Gracias sin embargo a PPP por este precioso dato. Para el total del Proyecto Solar Mediterráneo se necesitarían entre 5 y 10 millones de toneladas de este tipo de sales. Muchas sales son esas para tan poca autonomía. CRM: Para la primera fase del Proyecto TSAREC 20 GW, es decir por ejemplo 5 GW para Chile y 15 GW para Brasil - o viceversa - se necesitaría aparentemente de prácticamente el doble es decir entre 10 y 20 millones de toneladas de este tipo de sales para asegurar una generación eléctrica termosolar 24H00 sobre 24H00 a lo largo del y de los años. Siguen algunos fotos de los salares del Norte de Chile es decir a mano o debajo de los pies de las necesidades del proyecto TSAREC en sales de acumulación de energía térmica.


PPP: En cuanto a las turbinas, pues no cabe duda que la industria podría ponerse en marcha con rapidez y hacerse cargo de cualquier cosa, pero en la actualidad, de los cerca de 10.000 MW de centrales termosolares solicitados en España con aval bancario (para un programa de 2005 al 2010 que preveía unos 500 MW) y de los que hay varios centenares de MW ya en construcción por las famosas primas a la producción (27 céntimos de Euro por Kwh., cuando el usuario final está pagando unos 9 c€/Kwh., más el permiso para facturar con esa prima hasta una importante cantidad de la energía que se pueda generar con el apoyo del gas natural que complementa al sol cuando hay nubes, para evitar que los depósitos de sales se puedan solidificar y terminar en mal estado), algunos expertos estiman que no se instalarán más de 800 MW hacia el 2010 y como mucho otros 800 MW al siguiente año. ¿La causa? Pues los dos años de plazo de entrega de las turbinas desde el pedido en firme, por parte del puñado de suministradores que las ofrece con ciertas garantías. CRM: ¿Podría la Industria Brasileña y más que todo ALSTOM encargarse de fabricar las turbinas del Proyecto TSAREC? ¿Podría ABB y/o Siemens fabricar del orden de 5 a 10.000 Km. de líneas HVDC de 1.000 a 1.100 KV? ¿Podría CODELCO proveer la cantidad de Cobre que estas líneas específicas necesitan? ETC… PPP: En fin, que menos ‚balance de carbono óptimo‛ y más realismo, es lo que se necesita, para saber adónde queremos ir realmente. AP: En marcha en 2011 El primer megavatio solar magrebí entrará en los cables de alta tensión en 2011, la rentabilidad igualará a la del megavatio de origen fósil en 2012, y el objetivo “considerado factible”, según fuentes diplomáticas, es el de alcanzar una producción de 20 gigavatios de potencia instalada en el Cinturón Rojo en 2020.

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Cinco de esos gigavatios irían a la venta y exportación a Europa de electricidad, al precio que el mercado atribuya a las renovables. Ello permitirá convertir en rentables los otros quince gigavatios de potencia instalada, destinada a producir electricidad para la demanda interna magrebí y makrechí, vendida a precios asequibles en el marco de la lucha contra la pobreza y por el desarrollo. PPP: Como se ha explicado antes, si el plan es enviar lo que produzcan 5 GW termosolares a la Europa Mediterránea (unos 10-12 TWh/año en el mejor de los casos) y esta Europa paga digamos al precio actual (0,27€/kWh.), habrá un pago de unos 2.700 millones de Euros al año por esa energía. CRM: Pagar 0,27 EURO el kWh. generado de fuentes ERNC es a la evidencia la ‚palanca estratégica‛ que Europa eligió para asegurar rápidamente así su Seguridad Energética y competitividad empresarial e industrial del post cenit y post petróleo. Invita sin embargo a preguntarse que efectos estratégicos inducidos esperan lograr sus Analistas y Estrategas Estatales con los 0,18 EURO de subsidio por kWh. producido que entregan a sus Industriales desarrolladores proveedores de Electricidad sustentable. Las respuestas de a poco se disciernen al horizonte de los 250 Dólares US que según GAZPROM costara luego el barril de crudo y su equivalencia de 1.700 kWh. Eléctricos. Del orden de 0,05 ” 0,09 EURO y más por kWh. se encontrarían ya en la sola diferencia de costo de transformación del petróleo en electricidad que EUROPA no tendría que pagar a la OPEP a término. El saldo, es decir entre 0,09 y 0,13 Euros por kWh. podría encontrarse en la apreciación de lo que costo a Estados Unidos controlar la energía Iraki. Sin embargo, al lograr el desafío con el CNRS y el Laboratorio PROMES de generar en Chile 20 GWe 24H00 al día y 365,25 días al año en la primera etapa de un desarrollo apuntando a satisfacer la necesidad de la UNASUR en 2050, se entiende que los ingresos por venta nacional y de exportación serían tres a 4 veces más importantes que los de una generación termosolar pura y que la inversión se amortizaría en un plazo de retorno 2 a 3 veces más rápido. Cabe por lo tanto considerar que así mismo a un precio de venta incluyendo un margen de utilidad de producción de 25 % sobre el costo pronosticado del kWh. de 0,05 EURO, un cálculo simple proyecta niveles anuales de ventas de algo como 17 Mil Millones de Dólares US, esto por un precio entonces de

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venta a la distribución del orden de 50 Pesos chileno el kWh cuando en la actualidad el particular chileno paga este más del doble (122,92 Pesos IVA incluido – Dato 2008). A notar que sobre la base de estas proyecciones, las cuales quedarían de ser afinadas y/o puestas en adecuación con las realidades del mercado chileno y de la UNASUR, el kWh eléctrico llegaría por ejemplo a Sao Paulo o Río de Janeiro a un costo inferior al equivalente de 55 Pesos chilenos considerando un 10 % de pérdida de transporte sobre algo como 2.000 a 2.500 Km. PPP: Pero instalar 5 GW costará unos 20.000 millones de Euros al precio actual10, (CRM: Del orden de 31.000 Millones de USD o sea alrededor de dos años del superávit fiscal chileno 2007 de 14.453 millones de dólares: http://www.coperativa.cl/p4_noticias/site/artic/20080130/pags/20080130141323.html) si las materias primas que componen esta plantas solares dejan de subir estrepitosamente, como llevan haciéndolo en los últimos tiempos. CRM: Instalar unos primeros 20 GW costaría por lo tanto unos 80.000 millones de Euros al precio actual es decir algo como 124 Mil Millones de USD sobre 10 años pero cabe considerar que los ingresos por venta empezarían desde la puesta en funcionamiento de 5 GW al termino por ejemplo de 3 años, 10 GW al termino de 5 años, 15 GW al termino de 7,5 años o sea un ingreso por venta - margen de utilidad de 25 % incluido - en estos diez primeros años de plazo del orden de 62 Mil Millones de USD. Es relevante aquí preguntarse además si los efectos inducidos de esta inversión no participaría fuertemente al desarrollo socioeconómico de Chile (y a un acuerdo de reciprocidad energética e Industrial con Brasil) considerando que estos montos de inversiones se quedarían en Chile y Brasil en un primer tiempo pero que Brasil y luego Argentina, etc., tendrían que comprar la energía solar termodinamica chilena ad vitam eternam dado que el desierto de Atacama es la única fuente sudamericana de energía segura y suficientemente abundante para asegurar el Porvenir socioeconómico de la UNASUR del post cenit y luego post petróleo (2050 o antes).

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PPP: No queda claro si los países de la Europa mediterránea involucrados pagarán la totalidad de las plantas de 5 GW que envíen la energía a Europa y además entregarán el dinero de la facturación a los países del Magreb y del Makrech o si establecerán otros mecanismos que sería interesante conocer. Pero si para recuperar la inversión de los 5 GW se necesitan casi 10 años de facturación subsidiada, no sé de dónde salen las cifras que aseguran que los otros 15 GW se ‚harán rentables‛ para la demanda interna de la zona (muy deprimida y con pocas posibilidades de pagar ni siquiera la tarifa normal, no ya la subsidiada). Salvo que los países de Europa involucrados en el PSM se hayan convertido de repente en organizaciones filantrópicas y decidan pagar también el diferencial de tarifa de los 15 GW restantes, para que disfruten de electricidad los ciudadanos del norte de África y Oriente Medio. Los países europeos, nunca han dado nada a cambio de nada, que se sepa, en sus relaciones internacionales, como lo demuestran sus balanzas comerciales y de pagos. No se ven claras, por tanto, las ventajas para los que aportan tecnología, que son los europeos, de hacerlo en los desiertos norteafricanos, si suponen ‚regalar‛ algo a los países en los que se ubicarán las instalaciones. Hacer las mismas instalaciones para provecho propio en el sur de Europa puede hacer disminuir la insolación (y por tanto, la generación) de unas 2.200 horas de sol ‚pico‛ al año a unas 1.800/2.000 horas en el sur de España o de Italia. Si además se ahorran las grandes tiradas de líneas de alta tensión, el ahorro no compensa el ‚regalo‛ de 5 GW para consumo interno en el norte de África y Oriente Medio. Uno se teme, por tanto, que este ‚regalo‛ sea uno más de los negocios tipo ‚Business as usual‛ y que una parte importante de los pagos sea en petróleo y gas, bien de forma directa, bien en forma de acuerdos con precios fijados a largo plazo. AP: Aunque sólo sea por una vez, desarrollo sostenible y hecatombe del turismo de masas han parecido conjugarse para hacer posible lo que, hace unos veinte años, no era más que una utopía ecologista y casi hippie que recibía nombres como Deser-tec. Los técnicos del Banco Europeo de Inversiones (BEI) y del Plan Azul sobre desarrollo sostenible en el Mediterráneo presentaron pasado el 3 de julio en París un informe sobre energía y clima en esta región con un escenario documentadamente catastrófico e inmediato. Así, de una demanda de energía anual de 1.000 millones de toneladas equivalentes de petróleo en el Mediterráneo hoy, se va a pasar a 1.400 millones en 2020. Es decir, ya, y sobre todo en la orilla sur, a causa del crecimiento demográfico, de los 140 millones de turistas suplementarios previstos y del proceso de industrialización.

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Y eso sin tener en cuenta que, probablemente, las necesidades de agua potable exigirán instalar masivamente plantas desaladoras, unas instalaciones de por sí fuertemente consumidoras de electricidad suplementaria. PPP - Ya se va abriendo el melón. Habíamos visto que una sola desaladora para el agua de refrigeración y de la limpieza que exigirán esas plantas solares exigiría entre el 1,8 y el 3,6 % de la energía a producir por las plantas del PSM. Si hay que instalar masivamente plantas para dar agua a las crecientes demandas y poblaciones del norte de África y Oriente Medio, podemos apagar e irnos, porque la mayor parte de esa energía será para alimentar de forma muy artificial e insostenible, a las poblaciones a las que se pretendía dotar de electricidad. Se podrá argumentar que peor sería no hacer nada, ciertamente, pero cuando se hacen proyectos, hay que ver todos los aspectos y colocarlos en contexto. Menos alharaca y más cálculo y sentido común. Por otra parte, se va viendo también como lo que subyace en la preocupación de los promotores, es el aumento de la demanda de fósiles (que se generan en el norte de África fundamentalmente) prevista para seguir con el modelo de desarrollismo a ultranza. Si la AIE dice que se pasará de 1.000 millones de toneladas equivalentes de petróleo (Tpe) al año en la zona a 1.400 MTpe en 2020, parece que empieza a verse como prioridad que ‚no se gasten‛ o que se empleen para otras cosas. Está por ver si el proyecto no se lleva por delante una buena parte de esos 400 MTpe adicionales que se prevé consumir anualmente, en la construcción de este macroproyecto, al menos por adelantado y en los dos o tres primeros años, agravando así el balance energético inicial. Y ya, el colmo, es seguir pensando en medio de crisis energéticas telúricas, que el turismo de locura, el de grandes desplazamientos y duraciones cortas, el muy consumista, va a seguir creciendo. Eso indica el tipo de mentalidad de falso ahorro y de falsa ecología que se pretende con este tan cacareado PSM. Se les venden plantas, se les venden instalaciones turísticas, se les vende de todo… ¿y qué se les compra? Piensen en lo que hoy están ofreciendo a Europa (y al mundo) los países del norte de África. AP: Frente a esa urgencia, el razonamiento, según una fuente de alto nivel con un pie en el Elíseo y otro en Bruselas, fue cartesiano: “Hemos procedido por eliminación. Hacía falta que pasaran al menos 15 años antes de poder producir el primer megavatio de origen nuclear en el Magreb. Y hay que evitar promocionar las centrales de fuel o gas, que emiten gases con efecto invernadero. Las centrales solares, y algo de energía eólica, son ya la única alternativa”.

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PPP - Es fascinante, que a estas alturas, tanto Bruselas, como el Elíseo vengan a reconocer, ahora, que poner en funcionamiento un megavatio nuclear lleva quince años. No suelen hacerlo en los foros de la industria nuclear. Pero si creen que hacer 20 GW de instalaciones termosolares en un abrir y cerrar de ojos, están también equivocados. El nivel de instalaciones crecerá, pero de forma lenta y pausada. Y alcanzar los 20 GW de potencia termosolar instalada, puede llevar los diez años. El primer gigavatio sí puede salir en dos años a partir de la primera piedra, desde luego, pero en estos asuntos, hay que analizar mejor las últimas piedras que las primeras AP: CLIMA DE “ENTUSIASMO” El Plan Solar Mediterráneo ha generado un clima de “entusiasmo” en los gobiernos y administraciones de Túnez, Egipto y Marruecos, y cuenta con el visto verde y un buen apoyo del BEI y de instancias multilaterales y medioambientales del Mediterráneo. También países como Jordania, Siria y Palestina manifestaron interés. Por su parte, Israel ya ha entrado en la carrera de las centrales termosolares, por su cuenta y riesgo, desde hace más de un año. Por otra parte, según Mari Angels Pérez, secretaria general de Estela, la asociación europea de la industria solar, “los países del sur saben que la opinión europea aceptará fácilmente importar electricidad a precio de mercado producida por ellos a partir del sol, con lo cual construir plantas termosolares contribuiría no sólo al propio desarrollo sostenible de esos países, sino que les abriría un mercado de futuro al exportar electricidad hacia el norte.” La electricidad solar sahariana será producida en condiciones que los técnicos implicados en el proyecto euro mediterráneo comparan, sin rodeos, con el polo andaluz generado, a partir de las experiencias de la Universidad de Sevilla, en torno a Andasol, Schott y Solnoa; es decir, la concentración de los rayos del sol mediante colectores de cilindros parabólicos, y una conservación del calor en sales. PPP: Nuevamente, la vieja historia: dejen que les ayudemos a ‚exportar‛ electricidad, que además será ‚ecológica‛ y les permitirá tener un ‚desarrollo sostenible‛. El marketing es siempre el privilegio de los poderosos y la compra de los productos publicitados, la esclavitud del débil. A la vista de cómo andan por el mundo las relaciones entre desarrollados y países eufemísticamente llamados ‚en desarrollo‛ (sus balanzas comerciales y de pagos), ante una propuesta así, de las que los nuevos empresarios llaman ‚win-win‛ (todos ganamos) y también los franceses llaman propuestas con

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‚sinergia‛ (donde la suma de uno que pongo yo y otro que pones tu suele dar más de dos; milagro matemático), lo primero que deberían hacer, a mi modesto juicio, los dirigentes de los países escaldados, si mirasen hacia atrás a tantos proyectos win-win sinérgicos y su situación, es echarse mano a la cartera y buscar alguna lupa con la que leer cuidadosamente la letra pequeña de los contratos que se les han puesto sobre la mesa. Por otro lado, Philippe de Fontaine Vive, vicepresidente del BEI, y Henri-Luc Thibault, director del Plan Azul (Programa de Naciones Unidas para el Medio Ambiente) fueron taxativos en la presentación de su informe sobre el Mediterráneo: “Son necesarias acciones decididas antes de 2025” para evitar una subida de 35 centímetros del nivel del mar antes de fin de siglo. Según las conclusiones del estudio presentado por ambas instituciones, “el Mediterráneo ya es un punto caliente del cambio climático”. La Península Ibérica, el Magreb y Europa del sureste podrían registrar antes del fin de siglo subidas medias de temperaturas en verano de 5 grados centígrados. La subida de las aguas consiguiente dejaría inhabitable una zona tan densamente poblada como el delta del Nilo, por citar sólo un ejemplo. En sus esquemas de futuro, los expertos recuerdan que no hacer nada ahora contra el fenómeno del efecto invernadero representaría, en el año 2015, un coste para la región de unos 30.000 millones de dólares, cantidad que equivale a sacrificar todo el PIB de un país como Túnez. Por el contrario, actuar ya, por ejemplo invirtiendo en renovables, significa invertir sólo entre 40 % y 50 % por cada tonelada de equivalente petróleo ahorrada en Túnez o Egipto. PPP: Lo último que faltaba era asociar 20 GW de potencia instalada termosolar con el calentamiento global y con el cambio climático. Ya si que es para echarse mano a la cartera. O sea que generar el 2,5 % de la electricidad que ahora consumen los implicados en el plazo de 10 años, para lo que hay que empezar gastando a borbotones energías fósiles (carbón para hacer acero, electricidad para hacer aluminio, etc., vidrios, tuberías, etc.) y transportarlo e instalarlo con camiones, barcos, aviones, grúas, etc. etc. es ‚limpio‛ y además evitará que el Delta del Nilo se inunde. Tomen nota señores egipcios: si no aceptan, el delta se les hundirá. Si ponen 20 GW en sus desiertos, sin embargo, ya hemos solucionado el problema del calentamiento global y la tan temida

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subida de los mares. Ni Greenpeace podría haber escenificado mejor este lamentable asunto. No habla de Venecia. El ejemplo es el delta del Nilo. Deprisa, deprisa, actúen, no piensen. Tremendo. Referencias [1] Matthew Simmons. Presidente de Simmons & Company International. Presentación en el Offshore Technology Conference en Texas el 5 de mayo de 2008. ‚Oil and gas ‚Rust‛: An Evil Worse than Depletion‛. [2] Fuente: Energy Information Administration of the United States: Solar Thermal Collector Average Price [3] British Petroleum Statistical Yearbook 2008 , CIA Factbook (Guide to Country Profiles) y elaboración propia. [4] Consumer Eroski de 12 de junio de 2008. Alex Fernández Muerza. En Desaladoras: razones a favor y en contra [5] Wikipedia: Desalación. [6] HVDC Transmission: Part of the Energy Solution? Peter Hartley Economics Department & James A. Baker III Institute for Public Policy, Rice University. [7] Dr. Michael Geyer: La energía Solar a lo grande. Secretario Ejecutivo. IEA Solar PACES. Ávila 09.10.2005 [8] Dr. David W. Kearney. Parabolic Through Collector Overview. Nacional Renewable Energy Laboratory. Páginas 11 y 13. [9] Ibid, Página 19. [10] Noticia en Biodisol: Acciona Energía construirá dos plantas termosolares en Córdoba que suman 100 MW y casi 500 millones de inversión

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El Desierto de Atacama Escasez casi absoluta de lluvia, un cielo cristalino y sin nubes, por el cual traspasa una fuerte radiación solar, gran evaporación y una bajísima humedad del aire son algunos de los condicionantes que hacen del desierto chileno de Atacama el más árido del mundo.

La zona norte de nuestro país posee, en una importante extensión, el desierto más árido y seco del mundo. Nos referimos al desierto de Atacama, cuyos límites van desde la frontera con el Perú hasta, aproximadamente, el río Elqui (Región de Coquimbo), y desde las laderas de la cadena occidental de la cordillera de los Andes hasta el sector costero de nuestro país. Se ubica, latitudinalmente, en las cercanías del trópico de Capricornio, al igual que el desierto de Namibia, en África, y los desiertos australianos. Las condiciones de este lugar son tan extremas que el promedio de lluvias, fácilmente, puede llegar a 0,1 milímetro al año. Sus temperaturas durante el día son bastante elevadas, llegando hasta los 45 ºC, mientras que en la noche bajan abruptamente, incluso por debajo de los -10 ºC. Es común que llueva una vez cada quince años, pero esto no ocurre en todos los sectores, por lo que científicos afirman que existen zonas en las que jamás ha caído una sola gota de agua. Es más bien un desierto rocoso, en el que la arena es escasa y son pocos los lugares donde se han formado importantes dunas. Domina el paisaje compuesto por partículas más gruesas, como gravas y ripios.

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Existen varios fenómenos que posibilitan y explican las extremas condiciones del desierto de Atacama. La principal es la acción de los centros de altas y bajas presiones, que actúan sobre las precipitaciones que pueden darse en la costa del norte chileno, disminuyendo su presencia en el sector. Además, la cordillera de los Andes también actúa como una verdadera "barrera aislante", que impide el paso de tormentas cargadas de humedad, provenientes de la zona este del continente americano, principalmente de la cuenca amazónica. Habitantes del desierto El desierto de Atacama presenta diferentes condiciones climáticas y biológicas, según el punto donde nos localicemos. Mientras en la costa existe una mayor humedad, producto de las neblinas matinales o camanchacas, avanzando hacia el interior las condiciones cambian, al igual que si ascendemos hacia la zona altiplánica. A continuación, analizaremos a los habitantes del llamado "desierto absoluto", región ecológica que se sitúa como una faja extendida desde el límite con el Perú hasta, aproximadamente, las cercanías de Copiapó (Región de Atacama), y entre la estepa desértica prealtiplánica y el desierto costero. Esta zona es la que presenta las condiciones más extremas del desierto chileno, con un escaso aporte hídrico, una gran radiación solar y, en algunos sectores, extrema salinidad del suelo. Superando todas estas barreras, surgen organismos que aprovechan al máximo los recursos. Especies arbóreas como el Tamarugo (Prosopis tamarugo) y el Algarrobo blanco (Prosopis chilensis) se caracterizan por su gran resistencia a la deshidratación y la salinidad, mientras que hierbas como la Grama salada (Distichlis spicata) y arbustos como el Cachiyuyo (Atriplex deserticola) y las breas también están adaptadas y pueblan de manera esporádica el sector más árido del desierto de Atacama. En cuanto a la fauna existente, esta zona posee una escasa variedad de especies, entre las que se cuentan reptiles como la Lagartija de Paulina (Liolaemus paulinae), algunas aves como Comesebo de los tamarugos (Conirostrum tamarugense) y la Diuca (Diuca diuca), anfibios como el Sapo de Rulo (Bufo atacamensis) y el Sapito de cuatro ojos (Pleurodema thaul) y, entre los mamíferos se cuenta un roedor subterráneo llamado Tucotuco del tamarugal (Ctenomys fulvus).

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Color y aridez: el desierto florido Uno de los fenómenos más atractivos que ocurren en la porción final del desierto de Atacama es el desierto florido. Su aparición está condicionada directamente a la presencia de precipitaciones en el sector norte de nuestro país, particularmente en la Región de Atacama, donde a partir del mes de agosto puede evidenciarse la abundancia de vida, que de forma tímida nace como un manto verde y que ya en septiembre luce de múltiples colores. Pueden pasar dos años o diez, no es un periodo exacto, pero una vez caída el agua sobre la tierra, la árida superficie "despierta" y genera las condiciones necesarias para que una gran cantidad de semillas, traídas por el viento y los animales, se desarrollen y florezcan. Especies que durante años estuvieron bajo el letargo de las altas temperaturas y la sequía extrema disfrutan de unas pequeñas gotas de lluvia que hacen posible su crecimiento. Flores como suspiros del campo, añañucas, huillis, garras de león y algunos lirios constituyen una verdadera alfombra de flores, que vence por algunos días la adversidad del desierto. Más de 200 especies, de las cuales la mayoría es endémica, florecen en condiciones naturales solo durante este Pica, OASIS Chileno de la Región de Atacama particular fenómeno. Y no solo especies vegetales se desarrollan gracias a las precipitaciones inusuales del sector. El florecimiento también atrae a una gran cantidad de insectos y aves, que hacen del paisaje del norte de Chile un rico y único ecosistema natural. El desierto de Atacama también alberga algunos oasis, los que con el paso del tiempo se han transformado en importantes comunas. Es el caso de Pica, localidad ubicada en la Región de Tarapacá, a 114 kilómetros de Iquique, reconocida por el cultivo de frutos tropicales, entre los que se cuentan mangos, guayabas, limones y pomelos. Antes de la llegada de los españoles ya estaba poblado por los habitantes primitivos, quienes aprovechaban las inmejorables condiciones que otorga este oasis en medio del desierto más árido del mundo.

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LA REGIÓN DE ANTOFAGASTA EN CIFRAS

La región de Antofagasta tiene una superficie de 126.049 km2, (22,8 % de la superficie de Francia) representando el 16.7 % de la superficie del país. La población regional es de 493.984 habitantes, equivalente al 3.27 % de la población nacional y su densidad alcanza a 3.9 hab./km2. La región tiene un crecimiento de población intercensal promedio anual de 2,0 %. La población rural es de 11.438 personas, representando el 2,3 % de la población total regional. La capital de la región es Antofagasta. La región de Antofagasta está dividida administrativamente en 3 provincias y 9 comunas.

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MINISTRO VIERA-GALLO CONOCE INNOVADOR PROYECTO ENERGÉTICO EN ATACAMA

Un proyecto para transformar a la región de Atacama en el centro neurálgico de la implementación de la energía solar en Chile conoció en Copiapó el Ministro Secretario General de la Presidencia, José Antonio Viera-Gallo. La "Plataforma solar de Atacama" tiene como objetivo darle sustentabilidad energética a la zona sobre la base de las óptimas condiciones para utilizar la luz solar. La iniciativa cuenta con el respaldo del gobierno regional, encabezado por su intendenta Vivina Ireland; la Fundación Chile, presidida por Oscar Guillermo Garretón, y la división Codelco El Salvador, representada por su gerente general, Julio Cifuentes. La Intendenta de Atacama, Viviana Ireland Cortés, informó que en los próximos días el tema se discutirá en el Consejo Regional, "de tal manera que una cantidad de recursos del Fondo de Innovación para la Competitividad (FIC) podamos destinarlo a esta primera etapa en una alianza con Codelco y con Fundación Chile, que nos permita sentar las bases de esta instalación de la plataforma solar en la provincia de

Chañaral", dijo. Explicó que se dialoga con la Cámara Chilena de Construcción para que en materia de edificación se incorpore la energía solar y que lo mismo se planteó al Ministerio de Vivienda para que en los programas habitacionales del Estado se pueda usar como alternativa. En este sentido, el Ministro Viera-Gallo resaltó que en países como Alemania, Estados Unidos e Israel cada vez más la nueva infraestructura de vivienda, oficinas y servicios incorpora sus propios sistemas de energía autosustentable, con el objeto de ahorrar y aportar a la protección medioambiental. Recalcó la importancia de coordinar estos esfuerzos con la estrategia que desarrolla el Ministerio de Energía. El presidente de la Fundación Chile, Oscar Guillermo Garretón, dijo que Atacama posee una capacidad de radiación solar entre las más altas del mundo, por lo que "tiene la oportunidad de transformarse en una región capaz de resolver sus dificultades energéticas y transformarse en una potencia a nivel nacional en unos diez años". Informó que existe interés de instituciones como el Weizmann Institute of Science de Israel y el CSEM de Suiza para invertir en la zona

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Consejo Regional aprobó recursos para Plataforma Solar en Atacama La decisión permitirá financiar una primera etapa del proyecto para lo cual se aprobó 98 millones de pesos. (193.000,- US$) El Consejo Regional de Atacama aprobó por unanimidad los recursos para la primera etapa de la Plataforma Solar de Atacama, que transformará a la región en el centro neurálgico para la utilización de la energía solar, poniendo a Chile a la vanguardia de la demanda energética y superando incluso a Estados Unidos y Australia en el potencial energético. Esta iniciativa permitirá desarrollar la energía solar, generar nuevas fuentes de agua, instalar inversiones productivas y capital humano especializado en el Desierto de Atacama, lo cual según la Intendenta de Atacama, Viviana Ireland "es un desafío como región que contribuirá enormemente a satisfacer la demanda interna de energía, nos potenciará como una región líder en el desarrollo de fuentes energéticas y de paso nos ayudará a dar a conocer nuestra región de Atacama como un foco de desarrollo que contribuya a nuestra imagen país", manifestó. Esta primera etapa del proyecto contempla estudios de pre factibilidad, gestión de redes para atraer aliados tecnológicos y empresariales, preparación y formulación de propuestas a financiamiento para la segunda etapa y, por último, gastos operacionales que en su conjunto

alcanzan un monto de 98 millones de pesos para un lapso de tiempo que fluctúa entre los 8 a 10 meses, periodo en el cual se podría tener importantes avances en la desalinización de agua para pyme minera y cultivos energéticos, agua potable desalinizada para Chañaral y energía solar para poblados y escuelas, entre ellas el establecimiento educacional Aliro Lamas de Diego de Almagro que será pionero en la utilización de energía solar en sus instalaciones. La Gerente de Medio Ambiente y Energía de la Fundación Chile, empresa gestora de la iniciativa, señaló que el Desierto de Atacama cuenta con un potencial energético que llega a una radiación solar de 4.346 kcal/ (m2/día) siendo superada sólo por la 1º y 2º regiones y alcanzando niveles más altos incluso que países como Estados Unidos y Australia. Marcela Angulo agrega que en Atacama hay condiciones que favorecen esta radiación como son la abundancia de días despejados, el tener agua cercana limpia y fría del mar, contar con un clima desértico seco, y tener terrenos disponibles que no compite con otros usos. Por último, las proyecciones que se esperan con este proyecto energético son principalmente transformarse en una alternativa de reconversión productiva y revitalización de la Provincia de Chañaral ante un eventual cierre de la División El Salvador de Codelco. La energía solar puede crear un alto valor, incluso mayor al actual, además, según investigaciones

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científicas, las minas abandonadas se presentan como un interesante potencial de acumulación de energía a estudiar.

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Proyecto TSAREC  

Propuesta de solución de energía solar termodinámica para Sudamérica