julio 14, 2024
Los recientes problemas en las plantas de concentración solar de potencia (CSP), como el fallo en el sistema de sales de la planta Noor III en Marruecos y el colapso del tanque de almacenamiento en la planta Cerro Dominador en Chile, derivaron en pérdidas significativas para el sector energético mundial y local.
Es fundamental desarrollar una secuencia lógica para abordar estos problemas y sus posibles soluciones, destacando los esfuerzos globales y los de Chile para mejorar la fiabilidad y eficiencia de estas centrales de generación.
El almacenamiento de energía térmica (TES, por su sigla en inglés) en este tipo de plantas es vital para asegurar la disponibilidad de energía durante momentos críticos o emergencias, reducir el costo de la electricidad y mejorar el rendimiento de dichas unidades.
Este sistema permite almacenar la energía generada durante el día en tanques de alto tonelaje para su uso nocturno o en días nublados, garantizando un suministro continuo y sin interrupciones de electricidad. Esto se logra gracias a las sales fundidas utilizadas como material de almacenamiento al interior del tanque, que almacenan energía en un rango de 220 a 565 grados Celsius. Sin embargo, la implementación y mantenimiento de estos tanques presentan desafíos técnicos y económicos que deben ser superados para maximizar su eficacia.
En marzo de este año, NREL (Laboratorio Nacional de Energías Renovables de EE. UU.) publicó el estudio “Failure analysis for molten salt thermal energy storage tanks for in-service CSP plants”.
El informe señala que la mayoría de los fallos se deben a problemas de diseño y fabricación del tanque, especialmente en el suelo, debido a fricciones con la fundación y variaciones de temperatura, comprometiendo la integridad de la estructura. Además, menciona la falta de estándares técnicos específicos para el diseño y fabricación de tanques con sales fundidas, ya que generalmente estas se fabrican mediante normas para depósitos que almacenan gas o petróleo, lo que complica el almacenamiento a las altas temperaturas alcanzadas por las sales.
Asimismo, según investigadores de la Universidad de Antofagasta (Uantof) y del Centro de Desarrollo Energético de Antofagasta (CDEA), muchas de las causas que provocan averías en estos sistemas se deben −entre otras− a los ciclos de temperatura a la que se someten estos tanques, deformándolos continuamente hasta provocar la rotura de las paredes o el suelo. De este modo, dichas fallas estructurales se originan en la deformación lenta y continua bajo esfuerzos altos a largo plazo, exacerbada por las altas variaciones de temperaturas de operación del tanque.
Los procedimientos de soldadura de estos depósitos pueden generar esfuerzos residuales, lo que, sumado a condiciones extremas de operación, genera la posibilidad de un agrietamiento por corrosión bajo tensión, favoreciendo la fácil rotura de los materiales con que fabrican los tanques.
Con todo, aún existen barreras que deben superarse para que la tecnología CSP alcance su máximo potencial, como la importancia de continuar investigando los tipos de materiales utilizados en estas plantas y proponer estándares específicos para la fabricación y mantenimiento de los tanques de almacenamiento de energía.
Adicionalmente, es esencial fomentar la colaboración internacional para compartir conocimientos y soluciones innovadoras. Solo así se podrá asegurar la viabilidad a largo plazo de las plantas CSP y su contribución significativa a un futuro energético sostenible.
junio 16, 2024
El reciente reconocimiento de Santiago de Chile como la ciudad más inteligente de América Latina, según el Índice IMD Smart City 2024, es un motivo de orgullo para todos los chilenos. Este logro refleja el esfuerzo y la dedicación de nuestra capital por adaptarse y sobresalir en un mundo cada vez más urbanizado y digitalizado. No obstante, mientras celebramos este avance, es crucial también reflexionar sobre las áreas en las que aún tenemos mucho por mejorar.
Comparado con ciudades de países del primer mundo, Santiago muestra importantes «gaps» que debemos abordar. Aunque destacamos en capital humano y cohesión social, aspectos como la movilidad y el medio ambiente presentan retos significativos. Ciudades como Londres, Singapur, Oslo y Zúrich han avanzado considerablemente en infraestructuras sostenibles y tecnologías verdes, áreas en las que Santiago aún tiene un largo camino por recorrer. En efecto, la eficiencia del transporte público y la calidad del aire son dos puntos críticos que requieren atención urgente.
La transición hacia la electromovilidad es esencial para que Santiago se consolide como una ciudad verdaderamente inteligente. La implementación de una red eficiente de estaciones de carga para vehículos eléctricos es un paso crucial. Esta infraestructura no solo fomentará el uso de vehículos eléctricos, sino que también reducirá las emisiones de gases contaminantes y mejorará la calidad del aire, un problema persistente en nuestra capital.
Además, es fundamental que Santiago aumente su apuesta por las energías renovables. La ciudad debe fomentar la instalación de paneles solares y otras fuentes de energía limpia tanto en edificios públicos como privados. El desarrollo de micro redes y sistemas de almacenamiento de energía permitirá una mayor independencia energética y resiliencia frente a posibles cortes de suministro.
Otro desafío crucial es la creación de una infraestructura más sostenible. Esto incluye no solo la optimización del transporte público, haciéndolo más eficiente y menos contaminante, sino también la planificación y desarrollo de espacios verdes que mejoren la calidad de vida de los habitantes. Parques, jardines y áreas recreativas no solo embellecen la capital, sino que también proporcionan beneficios para la salud mental y física de sus ciudadanos.
La inclusión digital es otro pilar fundamental para el desarrollo de Santiago. Hay que asegurar que todos los habitantes tengan acceso a Internet de alta velocidad y a las herramientas necesarias que son cruciales para reducir la brecha en ese campo. Programas de alfabetización digital y acceso a dispositivos tecnológicos deben ser prioritarios para garantizar que nadie se quede atrás en esta transformación.
Por otro lado, la cohesión social y la equidad deben ser pilares fundamentales en nuestro camino hacia una ciudad más inteligente. Esto implica invertir no solamente en infraestructura y tecnología, sino también en políticas que promuevan la igualdad y la inclusión. Enfrentamos el reto de construir una ciudad que no solo sea inteligente en términos tecnológicos, sino asimismo en su capacidad de integrar y elevar a todos sus ciudadanos.
En resumen, mientras celebramos este importante reconocimiento, debemos mantener una visión crítica y constructiva sobre los pasos necesarios para cerrar las brechas existentes y enfrentar los desafíos del futuro. Santiago tiene el potencial de ser no solo la ciudad más inteligente de América Latina, sino un referente global de sostenibilidad, inclusión y bienestar urbano.
Con un enfoque en la electromovilidad, energías renovables, infraestructura sostenible e inclusión digital, podemos construir una ciudad que verdaderamente sirva a todos sus habitantes y esté preparada para los desafíos del siglo XXI.
junio 4, 2024
Hace unas semanas, se conoció el resultado del último proceso de licitación para dar suministro a los clientes regulados (residenciales y comerciales) de las empresas distribuidoras que operan en el país. Si bien, es cierto que se ha logrado el objetivo de cobertura del 100% del suministro que se inicia el año 2027, es importante relevar las otras derivadas que se desprenden de este asunto.
Respecto a los procesos de licitación más recientes, los precios techo de energía establecidos por la autoridad se han elevado, mientras que el precio promedio adjudicado también, a lo cual se debe agregar el traspaso de costos sistémicos que ha sido controvertido por una asociación de consumidores. Al mismo tiempo, se redujo la cantidad de actores que presentaron ofertas, y el esfuerzo que hizo la autoridad por promover almacenamiento no rindió frutos.
Lo anterior da cuenta de que las actuales condiciones de mercado son más complejas y menos favorables que las observadas en la década pasada, y no hacen sino confirmar la importancia de impulsar un debate riguroso y responsable sobre la transición energética en Chile. Esto, con criterios de razonabilidad y equilibrio en los aspectos de seguridad energética, costo-efectividad e impacto ambiental.
Las energías renovables variables seguirán aumentando su presencia en nuestra matriz eléctrica, pero no se puede soslayar que requerirán el apoyo de energéticos de respaldo que garanticen la continuidad de suministro, a un costo razonable que no afecte a los usuarios, más aún ahora de cara a la implementación de un tercer mecanismo de estabilización de tarifas, y que, además, no amenacen la solvencia de las empresas que están concretando la transición.
En concordancia con lo anterior, el estudio encargado por AGN en 2023 al consorcio ISCI/SPEC concluye que ante un retiro forzado-anticipado (2035) del parque de generación a gas natural, el país incurriría en un alto costo de abatimiento (380 USD/tonCO2) para las emisiones de CO2 remanentes en la generación eléctrica (3 a 5 MtonCO2/año). Ello, a un costo estimado de US$26.000 millones en sobreinversión de tecnologías renovables, adicionales a los US$30.000 millones de inversión que ingresarán de forma eficiente a 2036, forzando así el ingreso de tecnología más caras, tales como geotermia y CSP (Concentración Solar de Potencia). Por ende, las tarifas de los clientes finales se moverían al alza.
En virtud de lo anterior, la infraestructura a gas natural está llamada a jugar un rol relevante que está respaldado por evidencia técnica y por ser costo eficiente. Y no solo por su aporte a la eficiencia, seguridad y reducción de emisiones en el sector eléctrico, sino también por las sinergias entre su uso para generación eléctrica y en otros segmentos, así como su eventual funcionalidad para el desarrollo de gases verdes, como el hidrógeno verde (H2V) o el biometano.
mayo 31, 2024
El anuncio realizado este año por el Ministerio de Energía en términos de avanzar en una hoja de ruta para la energía eólica offshore o marina, es una noticia alentadora para el desarrollo del sector energético.
Hay pocas dudas de que nuestra economía se va a ir electrificando: el transporte, la calefacción y muchos procesos industriales van a ir migrando al uso de electricidad por su mayor eficiencia y menor costo. Además, las nuevas aplicaciones, como la desalación de agua y los derivados del hidrógeno verde, tienen una alta intensidad de uso de electricidad, lo que aumentará aún más nuestra demanda futura. La proyección energética de largo plazo indica que al año 2050 vamos a necesitar cuadruplicar nuestras centrales de generación.
En Chile, contamos con amplias reservas de energía solar y eólica que, lamentablemente, no se localizan cerca de los centros urbanos, por lo que requeriremos más transmisión y/o almacenamiento que encarecen los costos. Una alternativa que ha estado ausente del debate −hasta ahora− es la energía eólica marina offshore. Esta tecnología está siendo ampliamente utilizada en el norte de Europa, pero también en China y, crecientemente, en EEUU, Japón y otros países.
La energía eólica marina, además de su calidad −los vientos en el mar tienen mayor constancia− tiene la característica de estar mejor localizada, dado que la mayoría de las ciudades está cerca de la costa.
La razón por la que todavía no vemos grandes proyectos en Chile es, principalmente, por la profundidad del Pacífico y sus mayores costos. La buena noticia es que la tecnología eólica flotante evoluciona rápido y se proyecta que sus precios serán competitivos a fines de esta década.
Los molinos se pueden instalar en plataformas flotantes ancladas al fondo marino y, potencialmente, pueden llegar a grandes profundidades. Además, los molinos en el mar pueden tener mayor tamaño, impactando menos área y generando más energía. Por si fuera poco, en muchos lugares hay un ciclo complementario con la energía solar: el viento sopla más fuerte de noche.
En Chile, tenemos la ventaja además de que contamos con centrales a carbón en la costa que se están retirando, con líneas de transmisión que quedarán disponibles para transportar esa energía.
Recientemente, se publicó un amplio estudio para EEUU donde se muestra que hay un potencial de abastecer más de un 25% de la demanda eléctrica sin aumentar significativamente los costos de la electricidad para los consumidores.
California, que comparte los desafíos de nuestro océano Pacífico en el norte, tiene una estrategia para desarrollar 25 GW de energía eólica offshore al año 2045, algo así como el tamaño completo del sistema chileno. Ahí se realizan licitaciones públicas de áreas marítimas para el desarrollo de energía eólica offshore, facilitando la coordinación de los organismos del Estado, los permisos y la interconexión.
Es importante destacar que una planificación y regulación adecuadas son fundamentales para evitar costos innecesarios. En efecto, sólo la transmisión de la electricidad desde el mar a la tierra puede llegar a representar un tercio del costo de un proyecto.
Al respecto, un estudio para Reino Unido identificó que una adecuada coordinación de la conexión de los proyectos a la tierra puede reducir en un 50% el número de cables y activos utilizados. Esto significaría reducir los costos para ese país en 7.500 millones de dólares o un 18% del total.
Sería una buena señal que el Estado tome la iniciativa de elaborar una hoja de ruta que no se limite a definir reglamentos, sino que a facilitar la coordinación y la obtención de concesiones marítimas y permisos de una manera proactiva.
Hacer bien la planificación permite, además de reducir costos de electricidad y las pérdidas de energía, evitar el impacto sobre áreas marinas y costeras innecesariamente. Esto ayudaría a entregar certezas para los inversionistas y las comunidades locales, además de impulsar nuestro avance hacia un sistema más sostenible, diversificado e independiente.
febrero 6, 2024
El proyecto de ley que busca estabilizar las tarifas eléctricas, congeladas desde 2019, se hace cargo de los efectos que han tenido los mecanismos de regulación tarifaria implementados en los últimos años (PEC-1 y PEC-2). Sobre este texto vemos seis puntos a destacar. En primer lugar, viene a aclarar conceptos en lo relativo a los cargos que se realizarán en las cuentas de la luz y al hecho de que esos recursos se acumularán en un fondo. En ese sentido, la propuesta entrega claridad sobre el destino de los fondos que se utilizarán para pagar la deuda con las empresas generadoras.
En segundo término, el proyecto se hace cargo del retraso en la dictación de los decretos tarifarios que debieron haber sido publicados durante 2023, año en el que se esperaba cierta alza en las tarifas. Como esto no ocurrió, la deuda con las generadoras sobrepasó los 1.800 millones originalmente establecidos en la ley PEC-2 y alcanzó cerca de 5.500 millones de dólares. En línea con esto, el denominado Mecanismo de Protección al Cliente (MPC), que se esperaba que alcanzara hasta 1.800 millones, se sinceró y estableció que ascendiera a 5.500 millones de dólares. Al respecto, cabe destacar que a diferencia de los 1.800 millones de dólares originales, los 3.700 millones suplementarios solo tendrán una garantía estatal por hasta el 30% de su valor.
Como tercer punto, el PDL modifica ciertos cargos que estaban contemplados en la ley anterior. Básicamente, fija en pesos el monto que van algunos de ellos destinados a cubrir el MPC, que durante el primer tiempo serán de 22 pesos por kWh y luego de nueve pesos, más los ajustes correspondientes. Lo anterior, sin perjuicio de la facultad de la Comisión Nacional de Energía para hacer ciertos ajustes en determinadas circunstancias.
En cuarto lugar, la propuesta da mayor certeza acerca de las fechas de pago de las deudas con las generadoras, a propósito del PEC-1 y PEC-2. Respecto a ambos casos la fecha para el pago no podrá exceder del 31 de diciembre del año 2027. En lo que se refiere al PEC-2, el desembolso dentro de dicho plazo es solamente por los 1.800 millones de dólares que estaban originalmente considerados y que debían pagarse al 31 de diciembre del 2032. Ahora −aparentemente−, tal deuda por dicho monto original se pagaría en un plazo mucho menor, al 31 de diciembre de 2027. Sin embargo, debemos tener presente que, por sobre estos 1.800 millones de dólares originales hay una deuda que es más del doble, concretamente los 3.700 millones de dólares en que se incrementó el MPC, y eso se pagará entre enero de 2028 y diciembre de 2035.
Como quinto punto, se están descongelando ciertos elementos de las tarifas de las distribuidoras, que también fueron una forma de evitar las alzas de la luz, pero que generaban distorsiones en los precios.
La propuesta establece, finalmente, un subsidio para las familias más vulnerables, que se espera que beneficie a cerca de 850 mil hogares y que será de 120 millones de dólares anuales. Estos recursos provendrán en gran parte de un “Fondo de Estabilización de Tarifas”, que se financiaría con cargos que las mismas personas pagarán en sus cuentas de la luz. Cabe señalar que solo un 17% de este subsidio provendrá de recursos del Estado.
Si hacemos un cálculo, básicamente se trata de un subsidio de 10 mil pesos al mes por hogar, recursos que emanan en casi un 83% de los mismos clientes, para compensar la cuenta de los más vulnerables. ¿No parecerá una reasignación tarifaria?
Al respecto, se indica que se contempla la existencia de más fondos según lo determina la ley, pero vemos que finalmente el aporte real del Estado se reduce principalmente a introducir la mano en el bolsillo de unas personas para financiar a otras. Seguimos entonces con el Estado tratando de solucionar un problema con fondos de terceros.
Lamentablemente, además de lo señalado sobre los subsidios, están de por medio los plazos que se consideran para pagar las deudas con las generadoras, más que duplicando las expectativas de recaudación. Es decir, de recaudar 1.800 millones de dólares en 10 años, a recaudar 5.500 millones en 13 años.
Es natural que existan dudas respecto a la forma como se realizan estos cálculos. En los mecanismos anteriores se quedaron cortos cuando estimaron el monto de la deuda que se acumularía con el PEC-1 y el PEC-2, y ahora que esta deuda se triplica, nos aseguran que pueden cubrirla prácticamente en la misma cantidad de tiempo.
Evidentemente, es un proyecto que tiene urgencia de ser revisado, pero esperamos que se haga a conciencia y que se pueda estudiar cada una de sus distintas aristas. No vaya a ser cosa de que nos encontremos en marzo del próximo año discutiendo una nueva modificación a este esquema de estabilización de tarifas.
