Goldwind, suministrará 47 aerogeneradores GW87 de 1,5 MW. Esta es la tercera colaboración entre el Mainstream y Goldwind, y su segundo acuerdo en Chile. En diciembre del año pasado Mainstream compro 23 turbinas Goldwind GW87 de 1.5 MW para el Parque Eólico Negrete Cuel de 34.5 MW en la zona central de Chile.

El parque eólico Ckani, que recibió la aprobación ambiental en diciembre de 2011, tiene una capacidad total potencial de 240 MW y ha sido desarrollado Mainstream desde el año 2009. El sistema se conectará al Sistema Eléctrico SING, y esta fase de 70MW se espera iniciar la construcción a finales de 2012. Mainstream planea tener todos los 240 MW en funcionamiento en 2015.

Fuente: www.ecoticias.com

In an interaction with the members of the Confederation of Indian Industry – Southern Region, Mr Girardi pointed out that Chile had 4,000-km-long coastline that afforded possibilities of developing tidal energy, and being a volcanic country, geo-thermal energy was also possible.

A member of the delegation led by Mr Girardi said at the interaction that while everybody knew Chile as a producer of copper, not many knew it was also rich in lithium. Lithium is a metal that is used in the manufacture of batteries for electric vehicles. Chile would welcome any kind of partnership in this area too, he said, noting that the Japanese had formed similar partnerships in the neighbouring Argentina.

Mr Girardi said that the mining sector in Chile would need investments of about $40-50 billion. Such huge mining operations would need energy. “We foresee a tremendous need for solar energy,” he said.

Mr T.T. Ashok, Chairman, CII-Southern Region, said India was set to emerge as a hub of wind, solar, biomass and bio-fuels related manufacturing and exports because of its very strong manufacturing and R&D orientation.

“The two countries need to expedite the proposed Comprehensive Economic Cooperation Agreement that can cover protection of bilateral investments, services, and education,” Mr Ashok said.

Source: www.thehindubusinessline.com

Briefly, geothermal power is thermal energy derived from the Earth’s geology. It is produced by drilling wells deep into the earth and tapping into underground heat, through naturally occurring steam or other heated fluids, to generate electricity. The use of geothermal power has grown steadily over the last several decades, reaching 10.7 GW of installed capacity worldwide in 2010. Pike Research forecasts that by 2020 global installed capacity will reach 25 GW.

For the moment, however, the barriers to new geothermal development are high. The biggest hurdle is access to financing; investors are wary because geothermal exploration carries a high resource risk (not all exploratory drilling leads to commercially productive resources) and long timelines for development. From discovery to commercial product can take as long as seven years; wind and solar farms, by contrast, can be up and running within two years.

Once operational, however, geothermal projects can provide clean, cheap power for decades.

Enhanced technology offers breakthroughs

While the geothermal power industry has been hit hard by the global recession–2010 saw only one plant come online in the United States–activity is expected to pick up sharply in the next few years. California, which boasts the strongest geothermal industry in the U.S., will see five new geothermal projects come online in the Salton Sea area, in Imperial County, in 2012.

What’s more, the advent of enhanced geothermal systems (EGS), which have the ability to tap deep, unconventional resources as opposed to the relatively shallow geothermal heat found in regions of volcanic and tectonic activity, promises to make many hundreds of megawatts available in the coming decade.

Countries with ample shallow geothermal resources, such as the United States, Indonesia, and the Philippines, are the primary focus of current production and development; but EGS, if it can be economically proven, promises to unlock geothermal energy from a wide range of countries and geologies. For that reason, geothermal energy is expected to increase as a percentage of the worldwide renewable energy mix, as growth accelerates in countries looking to exploit domestic resources.

Three countries in particular are poised to realize dramatic growth in their utilization of domestic geothermal resources: Australia, Kenya and Chile.

Although lacking the volcanic geothermal resources of some of its neighbors in the South Pacific (i.e., New Zealand, Philippines, and Indonesia), Australia is ground zero for the development of EGS technology. Currently, more than 50 companies exploring geothermal projects in Australia have taken out over 400 licenses for areas covering nearly 500,000 square kilometers, a combined area roughly the size of Spain. The Australian Geothermal Energy Association (AGEA) believes that, under current government incentives, the country could develop 2.2 GW of geothermal power by 2020.

With its power grid struggling to keep pace with rising demand, Kenya hopes to expand geothermal generating capacity by 4 GW over the next 20 years. Already the center of geothermal activity on the African continent and the target of significant foreign investment, the country currently generates 167 MW of geothermal power at the Olkaria geothermal field. Kenya’s potential geothermal resources are vast: the Rift Valley, in the western part of the country bordering Uganda, contains a projected seven to 10 GW of power potential.

In 2010, the energy minister of Chile, Ricardo Raineri, announced that the country would invest over $200 million in geothermal power projects and granted over 170 concessions to geothermal developers through 2012. Despite strong economic growth over the last decade, Chile’s geothermal resources remain untapped. The Chilean government hopes to increase the country’s geothermal capacity by more than 1 GW and eventually generate 20% of its electrical power from geothermal resources.

The geothermal industry in the United States, meanwhile, is the world’s most developed, with just over 3 MW of installed capacity. Currently 188 projects in 15 states are moving forward, with the potential to triple U.S. geothermal generating capacity. Pike Research believes that the United States could add up to 5.8 GW over the next decade. The major players with interests in geothermal, both U.S. and worldwide, include Chevron and Calpine.

For utilities, geothermal presents an appealing renewable option with sizable upfront risks. Geothermal power is not sporadic; the scale of the resources is huge; the fuel cost, once plants are built, is zero. Financing, transmission issues, exploration uncertainty and public opposition, however, all present significant downsides to aggressive development of geothermal resources in the near term. The successful development of economically viable EGS technology will go a long way toward allaying those concerns.

About the Author

Richard Martin is the editorial director of Pike Research. His writing on the future of energy has appeared in Time, Fortune, Wired, The Atlantic, The Asian Wall Street Journal and many other publications. His book on thorium power will be published by Macmillan Science in April 2012.

Source: www.fierceenergy.com

Una verdadera revolución energética. Eso es lo que promete la explosión en reservas de gas no convencional, hallazgo que está cambiando el mercado de este hidrocarburo en el mundo y que podría tener importantes repercusiones en Chile. Su explotación reciente ha permitido que Estados Unidos haya pasado de ser importador de gas natural a perfilarse como el principal exportador de este hidrocarburo a nivel mundial. Con este cambio en la industria, algunos expertos proyectan que en un futuro no muy lejano el gas natural competirá derechamente con el carbón, con un precio similar y con la ventaja de menores emisiones contaminantes, por lo que ya se habla de que se avecina la “época dorada” de ese tipo de hidrocarburo.

El gas natural no convencional comprende el shale gas, el tight gas y el metano extraído de mantos carboníferos. De estos, el más relevante en términos comerciales es el shale gas, también conocido como gas de esquisto. Como explica Carlos Cortés, secretario ejecutivo de la Asociación de Distribuidores de Gas Natural de Chile (AGN Chile), “el gas natural no convencional no es si no gas natural que está presente en reservorios de manera distinta a la que fluye el gas natural convencional. Estas formaciones de baja permeabilidad o herméticas han estado ahí durante mucho tiempo, pero no estaba la tecnología disponible para explotarlo comercialmente. En los últimos años, debido a los altos precios de los energéticos en general, se empezó a invertir más en tecnologías para explotar estas reservas de gas no convencional. A medida que fueron bajando los costos, se empezó a explotar estas reservas comercialmente, en Estados Unidos y países de Europa y el Medio Oriente”.

Es justamente en la primera economía del mundo donde la explotación comercial del shale gas (y en menor medida de tight gas) ha cambiado el escenario de la industria de los hidrocarburos y de la energía. Si bien se conocía la existencia de este gas no convencional hace más de 100 años en ese país, es la combinación de una tecnología existente con una nueva la que hizo el gas de esquisto comercialmente viable. Entre las décadas de 1980 y 1990, la empresa estadounidense Mitchell Energy combinó y desarrolló dos técnicas para extraer este hidrocarburo: la perforación horizontal de pozos de gas (proceso que ya estaba siendo utilizado) con la fracturación hidráulica de la roca madre (proceso conocido como hydrofracking). Como explica Ian Nelson, ex gerente de Grandes Clientes de Metrogas (actual Gerente General de Energía Llaima), “se mezcló tecnología que existía, como las perforaciones horizontales, con el hydrofracking, que es meter mucha cantidad de agua con un porcentaje inferior al 1% de otros químicos, con lo que se fractura la roca y se le echa un propelente, arena básicamente, que queda en los intersticios de la roca, para que no se vuelva a cerrar. Así el gas empieza a fluir”.

En Estados Unidos, empresas de tamaño pequeño rápidamente toman concesiones para explotar el shale gas, lo que provoca el descenso del valor del Henry Hub y rompe la correlación que tenía hasta ese entonces el índice con el del petróleo Brent. Como grafica Nelson, “el Henry Hub (con la correlación de precios previa al fenómeno shale gas) debería estar por sobre a los US$13, pero está en torno a los US$4, y los precios se han mantenido. Con esto empieza a haber un cambio en el mercado. Otras empresas más grandes, como Halliburton y Exxon Mobil, desarrollan proyectos de shale gas y empieza a fluir una cantidad de gas de manera impresionante. Con el gas convencional, la razón entre producción y reservas siempre se había mantenido en torno a 60 años, concentrado en tres países: Rusia, Irán y Qatar, con reservas en torno a los 180 TCM (trillones de metros cúbicos). Cuando se hacen estos descubrimientos, Estados Unidos pasa de ser un importador neto a acercarse mucho a Rusia en la exportación en 2008, superándolo ya en 2009. Si ahora se suman las reservas de gas convencional y no convencional en el mundo, según cifras de The Economist y otras fuentes, se llega a valores que se acercan a los 900 TCM”.

Con un consumo de 3 TCM por año a nivel mundial, se estima que las reservas de gas natural ahora podrían alcanzar hasta cerca de 300 años. El ex ejecutivo de Metrogas señala que publicaciones como The Economist hablan de que esto tendría implicancias geopolíticas importantes, moviendo el balance de poder en el mundo del mercado del gas y del petróleo. En materia económica, actualmente, hay varias plantas de regasificación en Estados Unidos estudiando y pidiendo permiso para desarrollar proyectos que funcionen tanto para la importación como para la exportación, o sea que puedan regasificar y licuar. En ese sentido, Nelson pone énfasis en que “la Agencia Internacional de Energía, en sus reportes de los últimos dos años, utiliza la expresión sobreoferta de gas natural. Lo que se ha visto es que las transacciones en el mercado de gas spot han crecido de manera exponencial. Estamos en una etapa un poco turbulenta, donde por un lado existe una situación bastante autárquica en Estados Unidos, con precios muchos más baratos que los del gas en otras partes del mundo, con transacciones spot a precios baratos y obviamente presión a tratar de renegociar los contratos de largo plazo”. En ese sentido, Cortés opina que actualmente “no hay un mercado internacional de gas natural, como el de los commodities. Ahora se empieza a observar flujos de intercambio de gas entre los distintos países, lo que va a llevar a mediano plazo hacia un mercado más integrado a nivel global. Que esté apareciendo mucho más gas natural puede significar que su precio en un futuro no tan lejano tienda hacia la baja, y ese es el precio que se observa en mercados que están incorporando de manera masiva reservas de gas no convencional, como es el caso americano”.

Qué pasa en Chile

Recientemente Rudolf Araneda, gerente general de GasAtacama, adelantó a Revista ELECTRICIDAD que la empresa de generación está estudiando levantar un terminal de regasificación en el Norte Grande, para lo que está en conversaciones con dos compañías estadounidenses que están reconvirtiendo sus terminales de regasificación para la exportación, motivados por la gran cantidad de shale gas disponible en ese país, para así recibir este hidrocarburo desde Estados Unidos a precios más bajos que los actuales.

Pero el gas no convencional podría estar mucho más cerca de lo que se piensa. En el marco del “Mes de la Energía”, el gerente de Exploración de la Empresa Nacional del Petróleo (Enap) Lisandro Rojas, hizo algunos importantes anuncios. El ejecutivo informó que expertos del Servicio Geológico de Estados Unidos (USGS) buscarán determinar el nivel de reservas de gas natural no convencional en nuestro país, en un trabajo en conjunto con la empresa estatal.

“Lo que hemos visto que tiene más futuro son los hidrocarburos no convencionales”, señaló Rojas, en relación al agotamiento de las reservas actuales de gas en el país. Sin embargo, el ejecutivo advirtió que “es bastante difícil calcular el volumen de los yacimientos (de gas no convencional). Hace poco nos reunimos con el Servicio Geológico de Estados Unidos, que quiere evaluar el potencial del gas no convencional en Chile.

Hoy día el mundo está lleno de cálculos bastante espurios, hay que tener cuidado con eso”.

Rojas explicó que un pozo de gas natural no convencional puede producir entre 10.000 a 200.000 metros cúbicos (m3) de gas por día, mientras que uno convencional puede tener una producción de entre 50.000 a 300.000 m3. En tanto el volumen acumulado de un pozo convencional puede llegar desde los 100 millones de m3 a los 500 millones de m3, mientras que uno no convencional tiene volúmenes que van desde los 10 millones de m3 a los 50 millones de m3. El costo de un pozo de gas convencional se sitúa entre US$1 millón y US$4 millones, mientras que el de uno con gas no convencional está entre los US$5 millones y los US$15 millones. “¿En qué redunda esta menor productividad y mayor costo?, en que se necesita otro precio. El gas convencional de Magallanes, el que se ha producido por 50 años, ¿qué precio necesita?: entre US$2 y US$4 por millón de BTU, para que sea económico y haya una ganancia. Con el gas no convencional estamos hablando de otro precio: entre US$6 y US$12 por millón de BTU. Estamos recién empezando, esto hay que estudiarlo muy bien, hay que estimar qué recursos hay y qué condiciones económicas se necesitan, tanto en costos como en precio. Si un hidrocarburo no se paga al precio de la localidad, no se considera como reservas. Por el momento, los hidrocarburos no convencionales en Chile son recursos, no tenemos claro si es económico o no sacarlos”, reflexionó Rojas.

Los otros tipos de gas no convencional

El tight gas es el gas atrapado en formaciones muy compactas que se sitúan por encima de la roca madre de donde se obtiene el shale gas. Como explica Nelson “es otro tipo de formación rocosa, gas atrapado en areniscas, caliza o rocas muy duras con poca permeabilidad, donde es más difícil sacer el gas”. En Estados Unidos existen importantes reservas de tight gas, así como de gas metano proveniente de mantos de carbón. Conocido en inglés como Coal Bed Methane o CBM, es gas natural proveniente de los microporos de las vetas de carbón. Es producido generalmente en mantos con poca profundidad y junto a grandes volúmenes de agua, con una importante presencia en Australia.

Fuente: Revista Electricidad

De hecho, en los últimos años para cubrir los requerimientos de gas, desde mayo a septiembre Argentina arrienda un barco con gas natural licuado, por el cual paga un precio altísimo, y compra gas a Bolivia. Aun así, esa importación no es suficiente para cubrir los déficits de 20 millones de metros cúbicos diarios.

Según consigna el diario argentino Clarín, “la intención del Ministerio de Planificación de Argentina sería arrancar con las importaciones de gas desde Chile en el próximo invierno, con el fin de reforzar el abastecimiento y reducir al mínimo los cortes a las industrias en los meses previos a las cruciales elecciones de octubre de 2011″.

Chile ahora tiene holguras. Tras haber invertido unos US$ 1.600 millones, hoy Chile cuenta con dos plantas de gas natural licuado (GNL) en funcionamiento. Una de ellas está en Quintero y puede regasificar 10 millones de metros cúbicos diarios, pero tiene prevista una ampliación que elevará el volumen a 20 millones de metros cúbicos diarios.

La otra planta se encuentra en Mejillones, que está en condiciones de regasificar hasta 5,5 millones de metros cúbicos diarios.

Como la producción de ambas plantas supera la actual demanda interna, Chile tiene excedentes de gas que puede reenviar a Argentina por los gasoductos que fueron construidos en los años 90.

Fuentes de gobierno dijeron que es posible concretar envíos de gas a Argentina para el invierno de 2011, sin embargo, indicaron que se requiere dar algunos pasos previos. Por ejemplo, realizar inversiones menores en la red de gasoductos -en los sistemas de compresores- para que técnicamente pueda enviarse el gas desde Chile a Argentina. Hoy, es posible que el gas circule en una sola dirección: de Argentina a Chile.

Adicionalmente, se necesita que la nación transandina adapte su normativa interna. En noviembre de 2009, Chile emitió un decreto que adecuó la regulación aduanera y estableció que el gas residencial tiene el mismo tratamiento que otras mercancías en tránsito, lo que significa que ese combustible, si se vende a terceros países, estará libre de cualquier tributación.

Además de exportar a Argentina, hay otras opciones que evalúa Chile. Una de ellas, enviar GNL a Argentina por el gasoducto GasAndes y que sea enviado hacia la VIII Región por el gasoducto del Pacífico. Otro camino es inyectar el GNL a Argentina por GasAndes y retirarlo por el norte de Chile o bien, en la Región de Magallanes.

Fuente: www.hidrocarburosbolivia.com