junio 16, 2022 | Industria
La empresa Red Eléctrica Internacional (REI), encargada de la gestión de líneas de transmisión en Chile desde 2016, anunció que pasará a llamarse Redinter. La directora general del negocio internacional, Eva Pagán, dijo que esta modificación va en la línea de una modernización que apunta a «impulsar la transformación verde y digital» en el país.
Entre los nuevos objetivos de la compañía, destacan «explorar soluciones de almacenamiento masivo de energías basadas en el bombeo hidráulico, como también buscar la posibilidad de desarrollar una línea de alquiler de fibra óptica oscura excedentaria. Asimismo, para el 2025, se contempla una inversión de 224 millones de euros que servirán para impulsar el crecimiento orgánico de la región».
El director de negocio internacional de Redinter, Juan Majada, agregó que «nuestra meta a futuro es garantizar en todo momento la seguridad y continuidad del suministro eléctrico, desarrollando una red de transporte fiable que contribuya al progreso social”.
junio 8, 2022 | Industria
Los proyectos de Energías Renovables No Convencionales (ERNC) que se encuentran en operacioes en el Sistema Eléctrico Nacional superaron otro umbral de desarrollo, llegando a 10.007 MW de potencia instalada, siendo liderados indiscutiblemente por la tecnología solar fotovoltaica.
Así lo muestra el último reporte mensual de ERNC publicado por la CNE, donde se detalla que, de este universo, las plantas solares fotovoltaicas registran 5.086 MW instalados, equivalente a una participación de 50,8%, seguida de los parques eólicos con 37,2% (3.720 MW) y centrales mini hidro (614 MW), mientras que el resto se distribuye entre la geotérmica, biomasa y termosolar de concentración.
El documento además muestra que existen un total de 24 MW de potencia instalada en proyectos que está en periodo de pruebas para interconectarse al sistema, en tanto que las iniciativas en construcción acumulan 4.615 MW de capacidad que se incorporará a futuro en la matriz, de los cuales las centrales solares tienen 3.862 MW.
La cifra más alta corresponde a la de proyectos ERNC que ya cuenta con su Resolución de Calificación Ambiental (RCA) aprobada, los cuales totalizan 48.343 MW que tienen el potencial de integrarse al Sistema Eléctrico Nacional. En tanto, en calificación ambiental, se anotan otros 8.557 MW.
noviembre 9, 2021
La energía eólica cumple 20 años en Chile. En noviembre de 2001 se inauguró el primer parque eólico de nuestro país, marcando un hito en materia de ERNC al poner en marcha las tres torres de Alto Baguales, en las cercanías de Coyhaique, con una capacidad de 2MW, capaz de abastecer a cerca de 40 mil familias de la zona.
En una década, Chile ha logrado levantar un total de 41 parques eólicos, multiplicando por mil la generación en base al viento: hoy la capacidad instalada es de aproximadamente 2.600 MW, equivalentes a casi el 10% de la capacidad total de generación de electricidad del país.
Los beneficios de la energía eólica son bastante conocidos. Es la tecnología más eficiente para producir energía de forma segura y ambientalmente sostenible: sin emisiones, inagotable y competitiva.
Además, los parques eólicos -a diferencia de otra tecnología- son fáciles de montar, utilizan porcentaje menor del área donde se emplazan, son compatibles con otras actividades como las agrícolas, ganaderas y la silvicultura, y las zonas son fácilmente recuperadas.
La energía eólica junto con la solar son las principales tecnologías que han llevado a Chile a situarse dentro de los países líderes en términos de integración de energía renovable no convencional (ERNC).
El camino que está recorriendo el país en materia de energía tiene señales auspiciosas, con metas importantes por alcanzar, que requieren compromiso, inversiones y decisiones que son cruciales para lograr la transformación energética y al mismo tiempo garantizar su sostenibilidad.
En la Estrategia Climática de Largo Plazo (ECLP), recientemente presentada por los distintos sectores industriales y encabezada por el ministerio de Medioambiente, se establece la meta del retiro del 65% de la generación a carbón de la matriz nacional para el 2025 y de retirar o reconvertir el 100% de las centrales a carbón para el 2040. Paralelamente, se establece la meta de tener al 2030 un 80% de la generación eléctrica proveniente de fuentes renovables.
Para poder alcanzar estas metas, son diversos los desafíos que se presentan, destacándose el desarrollo de infraestructura de transmisión y almacenamiento energético. Esto es fundamental para aprovechar el aporte creciente de las ERNC.
En materia de transmisión, los mayores desafíos apuntan al fortalecimiento de las redes. En los últimos meses de 2020 se registró hasta un 5% de vertimiento, que es una pérdida que no nos podemos permitir. Tenemos 6.000 MW de ERNC que van a ingresar al sistema y si queremos una descarbonización completa, necesitamos construir líneas para que esta energía pueda ser evacuada y llevada a los centros de consumo. Son desarrollos que hay que planificar ya que, si bien una central renovable se puede construir en dos años, la construcción de una línea de transmisión puede tardar de 5 a 8 años.
Otra opción para evitar los vertimientos de energía es el desarrollo de sistemas de desconexión automática de carga (EDAG) así como otros dispositivos de electrónica de potencia. Esta tecnología, de la cual ya tenemos experiencia de éxito en Chile, podría ser implementada en el corto plazo. Ello también requiere de una estrategia consensuada que dé garantías y promueva el interés por parte de los desarrolladores de estas tecnologías.
Asimismo, la incorporación masiva de sistemas de almacenamiento, como las baterías, por ejemplo, es deseable ya que daría flexibilidad al sistema y facilitaría el recambio de generación contaminante por generación renovable no convencional en base 24 horas, manteniendo la seguridad y confiabilidad del sistema.
mayo 3, 2021
Mucho se ha hablado en este tiempo en relación a la mejor regulación que debería tener el denominado GNL despachado en calidad de “inflexible”. Al respecto, se ha argumentado por las empresas que se sirven de la declaración, que la eliminación de esta posibilidad involucraría efectos extraordinariamente nocivos, tales como impactos medioambientales adversos, un sistema eléctrico menos seguro y un mayor costo de operación para el sistema eléctrico.
Es el caso de la empresa Colbún, la cual, en entrevista de su gerente general en El Mercurio el domingo 18 de abril pasado, mostró preocupación por la eventual eliminación de la norma de GNL Inflexible y afirmó que, de concretarse dicha opción, se haría menos conveniente importar GNL. Lo mismo aconteció recientemente en el lanzamiento de un libro sobre GNL y descarbonización, en donde una directora de la mencionada compañía arguyó que la eliminación de la posibilidad de declarar GNL como “inflexible” quitaría incentivos a su importación, afectando la descarbonización de la matriz eléctrica.
La realidad es contraria y, si bien es claro que el gas es y será un componente relevante de la matriz, tras la salida de las centrales a carbón, esto no tiene relación con la supuesta condición de inflexibilidad que los generadores termoeléctricos a gas declaran, que por cierto puede derivar en una práctica anticompetitiva, generando graves distorsiones en el mercado spot de energía, otorgando una prioridad al despacho de este combustible fósil incluso por sobre energías renovables, afectando precisamente la descarbonización. Asimismo, esta práctica contraviene los principios económicos establecidos en la Ley General de Servicios Eléctricos, pero, además, genera beneficios directos a quienes utilizan esta condición, comprando energía artificialmente barata en desmedro de los generadores renovables.
Un precedente muy relevante para la discusión que actualmente existe en Chile respecto del llamado “gas inflexible” es lo que acaba de acontecer en Perú. En este país un grupo de empresas presentó un reclamo de acción popular ante la Corte Suprema, en contra de un decreto supremo que permitía la declaración de un precio único de gas natural por un año y con topes establecidos, por debajo del costo real, con el objeto de asegurar el despacho y quema del gas en sus centrales.
Si bien el caso peruano no es precio cero -como ocurre en el caso chileno-, sí es cercano a cero y presenta las mismas consecuencias y distorsiones económicas. Pese a esa diferencia menor, la acción popular -recurso legal cuyo objeto es proteger jurídicamente la primacía de la Constitución y la ley respecto del resto de normas de rango inferior a la ley- contiene la misma premisa que en Chile respecto de las críticas al “gas inflexible”, es decir: la existencia de una posición que permite a un grupo de compañías hacerse de una sobre renta económica, saltándose el orden de mérito establecido por el coordinador, lo que implica una falta de eficiencia económica, de competitividad, perdiendo del centro al consumidor. La Corte Suprema peruana acogió la mencionada acción argumentando infracción a la regulación del sector eléctrico peruano, el que incluye entre sus principales objetivos aumentar la competencia y evitar distorsiones de precio en las tarifas.
Otra de las cosas que llaman la atención en lo recién expuesto, es que dentro de las empresas que celebraron públicamente el fallo de la Corte Suprema del Perú estuvo la central Fénix, de propiedad de Colbún, la cual comercialmente depende, en ese mercado, del precio spot, artificialmente deprimido por la derogada norma. En Chile, los pequeños generadores renovables que se ven afectados por la existencia del GNL inflexible reclaman el término inmediato de esta condición ya que, entre otras razones, la Norma Técnica vigente no se está cumpliendo: la condición de inflexibilidad debe ser declarada sólo en casos excepcionales, cuestión que las empresas no hacen. El año 2019 y 2020 del total de GNL utilizado por Colbún en Chile, el 72% y 45% fue declarado inflexible, algo que dista mucho de la excepcionalidad que se le exige a esta condición.
Hay suficiente evidencia de que la inflexibilidad del GNL altera artificialmente los precios en favor de quienes la declaran, afectando la generación renovable y el mercado eléctrico en general. Mas allá de las posiciones que una empresa pueda tomar en relación a su situación comercial excedentaria o deficitaria, corresponde a la autoridad analizar la mejor regulación para el mercado eléctrico, la cual pasa por evitar tener espacios de distorsiones económicas como la aquí mencionada.
mayo 3, 2021
Sin perjuicio de que el sector minero es probablemente uno de los más preparados para enfrentar el desafío que impone la Ley de Eficiencia Energética, el 4% de reducción al que estaría obligado por dicha nueva normativa, viene a reafirmar que la Eficiencia Energética tradicional -esencialmente documental y orientada a proyectos de bajo impacto o incluso al simple cumplimiento- no será suficiente. Proyectos como recambios de luminarias, instalación de luminarias solares, o sistemas solares térmicos aislados, los cuales han sido usados por distintas industrias para mostrar avances en la materia, ya no serán suficientes. Si bien, aún está por definirse sobre qué punto se medirá el 4%, todo hace pensar que la medición se hará sobre indicadores típicos usados por la minería para medir la eficiencia en la mina y la planta, como son el movimiento de mineral y tratamiento del mismo.
Lo anterior, dado que los desafíos propios de la industria -independiente del nivel de eficiencia- tales como el envejecimiento de los equipos de transporte y mayor distancia de acarreo de mineral por el crecimiento de los rajos, la baja constante de la Ley que obliga a procesar más material para sostener los niveles de producción, variabilidad de la dureza y cambios en materia de comercialización, donde la producción de concentrado prima por sobre la producción de cátodos, y los procesos de desalinización y bombeo de agua de mar, entre otras; hacen difícil pensar que sea el producto final o las ventas de estos la unidad a ser considerada.
Para ejemplificar la nueva mirada a la que me refiero, quiero usar una táctica a la que ante épocas de crisis económica, las compañías siempre recuren, me refiero a generar al interior de la organización grupos específicos de trabajo orientados exclusivamente a optimización de costos. En la mayoría de los casos, estos se traducen en ahorros millonarios, que se miden en metas anuales, pero que -sin duda- son el resultado del trabajo colaborativo e integrado de un sinnúmero de especialistas que se unen para levantar opciones de mejora y optimización.
Ahora bien, aun cuando la meta del 4% moviliza, lo que más debería movilizar a la industria es el hecho de que el uso de energía eléctrica y combustibles representa cerca del 20% de su costo de producción. He aquí el cambio fundamental que deben tener los Sistemas de Gestión de Energía, donde la meta es lograr articular a todas aquellas áreas que, de una u otra manera, intervienen con el uso y gestión de los recursos en las operaciones: áreas de Gestión de Energía, Innovación, Excelencia Operacional, Mantenimiento, Gestión en materia de Costos, Medio Ambiente, entre otras. Estas áreas pueden lograr levantar una cartera de proyectos de mejora a corto, mediano y largo plazo que, sumados, no sólo alcancen la meta que impone la Ley de Eficiencia Energética, sino que optimicen costos de producción, logrando con el tiempo que la energía sea incorporada dentro de la cultura organizacional, como una variable que se gestiona por defecto, no como un mero cumplimiento normativo, sino en pos de la productividad, competitividad y sustentabilidad del negocio.
Este ultimo punto no debe pasar desapercibido, la gestión de energía es la principal herramienta de reducción de gases de efecto invernadero, por lo que, dentro de la integración que debe perseguir la empresa por incorporar la variable energía dentro de sus principales sistemas y modelos de gestión, debe también considerar los Gases de Efecto Invernadero, a través de la gestión de la Huella de Carbono de la organización.
Con este nuevo enfoque, el área que lidera la Gestión de Energía, apoyará en la definición y mantención del sistema, articulando y liderando los temas relacionados con el área, identificando opciones de mejora y captura de nuevas opciones tecnológicas para que luego estas iniciativas sean implementadas por las áreas de la organización que corresponda según su naturaleza, especialización, equipos que muchas veces serán los mismos que operarán la mejora. El trabajo en equipo y la definición de roles en cada iniciativa es crucial para el avance concreto y sostenido en materia de eficiencia energética. Si esperamos que el área de Gestión de Energía diseñe, resuelva e implemente todas las iniciativas, es probable que nos encontremos con murallas infranqueables, propias de organizaciones tendientes a trabajar en silos, donde cada unidad, si bien se encuentra dispuesta a colaborar, cuida su espacio y ámbito de competencia celosamente.
Bajo esta mirada, el trabajo en silo o el desarrollo de una cartera de proyectos reducida -producto de un mal entendimiento del concepto de eficiencia energética- debe ser considerado por las organizaciones como cosa del pasado. La meta del 4% establecida por la Ley sólo es viable de ser alcanzada con un trabajo colaborativo e integrado dentro de la organización.
Ahora bien, si resumimos la Ley desde el punto de vista de cumplimiento, hay 2 puntos básicos a cubrir, el primero contar con un SGE certificado o que cumpla los requerimientos mínimo establecidos en el Reglamento, por otro lado, tenemos el cumplimiento del 4%, el cual uno esperaría que sea alcanzado de manera natural por el propio andar del SGE, pero cuando este último no logra articular a los actores capaces de levantar iniciativas o proyectos de alto impacto para llegar a ese 4% se complica el panorama. Más aún, cuando seguramente ya habrán pasado fácilmente un par de años y la capacidad de reacción para enfrentar este inconveniente se ve mermada producto de lo complejo que es movilizar organizaciones complejas como lo son los Consumidores con Capacidad de Gestión Energética, o CCGE como indica la Ley.
Avanzar de la mano con áreas ligadas a la mejora de la productividad u optimización de procesos desde el inicio es probablemente la mejor decisión, el trabajo colaborativo y en red -idealmente contemplando otras empresas- es crucial para modificar la cultura organizacional en torno al tema y la innovación, hoy por hoy ligada a la electromovilidad y uso de Hidrogeno, es la temática que transformará a la industria minera -y no minera- en las próximas décadas.
