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 24, 2024 | Industria, Industria
El sector
Energía actualmente lidera las inversiones proyectadas para los próximos años, considerando las iniciativas ingresadas al
Servicio de Evaluación Ambiental (SEA), lo que está en línea con los desafíos de la descarbonización de la
matriz energética y con las metas de
carbono neutralidad hacia el año 2050.
Es así como en el Sistema de Evaluación e Impacto Ambiental (SEIA) los proyectos en calificación representan una inversión comprometida de US$1.515 millones, de los cuales US$1.476,8 millones corresponden a 9 proyectos energéticos emplazados en la Región de Coquimbo, considerando centrales fotovoltaicas, eólicas y centrales renovables con almacenamiento. El otro sector es minería con 4 iniciativas por US$38,3 millones.
La seremi de Energía de Coquimbo, María Castillo Rojas, subrayó que “el sector energético sigue siendo uno de los ejes productivos que empujan a la economía regional. La mirada con que se están abordando los avances en materia sostenible, nos permite vislumbrar un escenario de consolidación de las inversiones en energías renovables y el almacenamiento, de acuerdo al programa de Gobierno del Presidente Gabriel Boric y a la gestión del Ministro Diego Pardow. La mayor participación de Energía es una señal de que la descarbonización energética va por un camino ascendente con proyectos que son amigables con el medio ambiente”.
Seremi de Energía de la región de Coquimbo, María Castillo Rojas.
Con esta inversión proyectada, se espera que los futuros proyectos permitan la reconversión productiva de suelos que no tenían uso, o que se han visto afectados por la sequía, la generación de nuevos puestos de trabajo para la fase de construcción, y el encadenamiento de los servicios relacionados con estas obras.
NUEVAS CENTRALES EN CONSTRUCCIÓN
Por otra parte, en la Región de Coquimbo, de acuerdo con el reporte del Ministerio de Energía, se registran 11 centrales de generación eléctrica en etapa de pruebas y construcción, por US$334 millones y 222 MW, que aportarán nueva capacidad instalada a la matriz energética regional, principalmente renovable. Junto con ello, ya se encuentra operativa la línea de transmisión “Nueva Maitencillo -Punta Colorada -Nueva Pan de Azúcar”.
APROBACIÓN AMBIENTAL
Desde el año 2022 a la fecha, en la región de Coquimbo se han aprobado siete proyectos de generación energética, que suman 661 MW capacidad instalada y US$748 millones de inversión. Estas iniciativas permitirán limpiar la matriz energética y aportar al plan de Descarbonización liderado por el Ministerio de Energía, inversiones que se irán concretando en la medida que exista la disponibilidad de transmisión y la obtención de permisos ambientales sectoriales, entre otras consideraciones.
mayo 23, 2024 | Industria, Industria
En un esfuerzo conjunto por resolver los cortes de energía que han afectado a la comunidad de Villa La Alegría, se realizó una reunión entre la Seremi de Energía del Biobío, la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) y la Junta de Vecinos Villa La Alegría de Cabrero.
Este encuentro tuvo como objetivo principal facilitar un diálogo constructivo que permita abordar de manera efectiva y colaborativa las problemáticas relacionadas con el suministro eléctrico en la zona.
La reunión, organizada por los vecinos del sector y el Consejero Regional Roberts Córdova, contó con la participación del Alcalde de Cabrero, Mario Gierke, la Seremi de Energía, Daniela Espinoza, el Director Regional de la SEC, Manuel Cartagena y representantes de la empresa Frontel.
Durante la jornada, se discutieron las causas de los cortes de energía y se exploraron posibles soluciones a corto y largo plazo para mejorar la confiabilidad del suministro eléctrico.
Entre las soluciones propuestas, Frontel se comprometió a realizar una revisión de artefactos para reparación o reemplazo según corresponda. Por su parte, la Seremi de Energía, velará por el cumplimiento de este acuerdo.
Para el alcalde de Cabrero, Mario Gierke, fue de suma importancia la reunión para la junta de vecinos: “Lamentamos la problemática que están viviendo nuestros vecinos. Ellos se organizaron y lograron convocar a la autoridad y a la empresa privada y lograron también llegar a acuerdos importantes de mayor respaldo en las visitas, orientación a los vecinos y el compromiso de devolver lo que ellos han perdido, por eso fue muy provechosa”.
En tanto, la Seremi de Energía, Daniela Espinoza, destacó la importancia de este tipo de encuentros para fortalecer la comunicación entre las autoridades y la comunidad.
«Nuestra prioridad es asegurar que todas las familias de Villa La Alegría tengan un suministro eléctrico confiable. A través de este diálogo abierto, buscamos entender mejor los problemas que enfrentan los vecinos y trabajar juntos para encontrar soluciones efectivas. Es esencial que la comunidad se sienta escuchada y que sus preocupaciones sean tomadas en cuenta. Estamos comprometidos a establecer un canal de comunicación continuo y transparente con los residentes de Villa La Alegría para garantizar que sus necesidades sean atendidas. Este tipo de colaboración es fundamental para desarrollar políticas y estrategias que realmente beneficien. A la comunidad no sólo se trata de resolver los problemas inmediatos, sino también de construir una relación de confianza y cooperación a largo plazo», aseguró.
La comunidad de Villa La Alegría, las autoridades de la SEC y Frontel se mantendrán en contacto para continuar trabajando en pro de un mejor servicio eléctrico para todos.
En ese contexto, el director regional de la SEC, Manuel Cartagena, destacó que están comprometidos a supervisar y garantizar que las empresas distribuidoras de energía cumplan con sus obligaciones de servicio.
“Este diálogo con la comunidad es esencial para identificar áreas de mejora y asegurar que se implementen las medidas necesarias para evitar futuros cortes de energía», expresó.
Por su parte, el jefe del Servicio al Cliente de Frontel, Jaime Morales, destacó la instancia para poder escuchar a las vecinas y vecinos.
“La idea de la reunión era poder escucharlos, conocer los problemas y ver de qué forma como empresa podemos ayudarlos. Fue una reunión positiva porque los vecinos pudieron exponer sus necesidades y nosotros plantear nuestras soluciones de forma concreta”, manifestó.
De igual forma, la presidenta de la Junta de Vecinos de Villa La Alegría, Jenifer Quijada, expresó su agradecimiento por la reunión y la disposición de las autoridades para escuchar sus preocupaciones. “Estoy muy agradecida que se tomaran el tiempo de asistir a esta reunión que se programó en tan corto plazo, agradezco a las autoridades por su asistencia. Estoy contenta de haber generado esta instancia. Esperamos que este sea el primer paso hacia una solución definitiva a los problemas de cortes de energía que hemos sufrido”, aseveró.
El encuentro concluyó con el compromiso de realizar seguimientos periódicos para evaluar el progreso de las medidas acordadas y asegurar que se cumplan los objetivos establecidos.
mayo 22, 2024 | Industria, Industria
Innergex Renewable Energy Inc. anunció que su instalación de almacenamiento de energía en baterías San Andrés 35 MW/175 MWh (5 horas) fue puesta en servicio y se encuentra inyectando energía a la red.
Ubicada en el sitio donde se emplaza la planta fotovoltaica de Innergex San Andrés, en el norte de Chile, es la segunda mayor instalación de almacenamiento de energía de Innergex actualmente en funcionamiento, tras la puesta en servicio de la instalación de baterías Salvador 50 MW/250 MWh (5 horas) el 30 de octubre de 2023.
«Estamos muy orgullosos de nuestra creciente cartera de almacenamiento de energía en Chile, porque contribuirá significativamente a satisfacer el crecimiento de la demanda de producción de energía renovable 24/7″, dijo Michel Letellier, presidente y director ejecutivo de Innergex.
«Estos proyectos permiten a Innergex optimizar la generación de su cartera y sus ingresos en función de la dinámica del mercado y la demanda en Chile. En general, nuestra capacidad para capitalizar los precios variables de la energía y recibir pagos por capacidad nos permiten ofrecer una solución de energía limpia tanto con un perfil de riesgo favorable como con una fuerte rentabilidad financiera», agregó el ejecutivo.
Operatividad
Desde la empresa resaltaron que, situada en el desierto de Atacama, la instalación de almacenamiento de energía en baterías San Andrés aprovecha el excepcional potencial de radiación solar de la región.
Durante el día, el excedente de energía solar se almacena y se distribuye por la noche y a primera hora de la mañana para aprovechar los precios máximos del mercado, lo que permite a la instalación evitar la congestión diurna, respaldar la red durante los peaks de demanda y optimizar la rentabilidad del proyecto.
Recalcaron que el almacenamiento en baterías es un motor clave para el crecimiento futuro, e Innergex está explorando activamente nuevas oportunidades en sus principales mercados para desarrollar proyectos integrados de energías renovables y almacenamiento en baterías, aprovechando el inmenso potencial de esta innovadora tecnología.
Se espera que la planta de baterías San Andrés genere ingresos anuales en un rango de entre 6 millones de dólares (8,2 millones de dólares canadienses) y 8 millones de dólares (10,9 millones de dólares canadienses), mientras que los gastos de operación, generales y administrativos alcanzarán los 0,4 millones de dólares (0,5 millones de dólares canadienses) en el primer año completo de funcionamiento.
mayo 20, 2024 | Almacenamiento, Energías Renovables
Las normas relativas a ingresos tarifarios e integración vertical en la industria son temas que les restan por votar a los integrantes de la Comisión de Minería y Energía del Senado que se encuentran debatiendo en particular, el proyecto de transición energética en primer trámite.
La iniciativa originada en mensaje, posiciona a la transmisión eléctrica como un sector habilitante para la carbono neutralidad. Su objetivo es descongestionar las líneas de transmisión eléctrica facilitando que las generadoras puedan operar. La idea es mejorar la institucionalidad, agilizando las obras de infraestructura, dando los primeros pasos para la licitación del proceso de almacenamiento a gran escala y estableciendo cambios en los ingresos tarifarios.
Hasta ahora, los parlamentarios ya aprobaron indicaciones que buscan impulsar el desarrollo de proyectos de transmisión eléctrica en todo el país, poniendo un foco especial en la Región del Ñuble, donde existen problemas particulares de suministro. Así se respaldó una disposición que establece que, por los próximos 5 años desde la promulgación de la ley, se permitirá la construcción de obras necesarias y urgentes
Licitación
En la última sesión, se aprobó también de manera unánime, la eliminación de la norma que contemplaba la licitación de almacenamiento anunciada en el marco de la última Cuenta Pública Presidencial.
De esta manera, el Ministerio de Energía, junto a la cartera de Bienes Nacionales, se abocará al desarrollo de un plan de fomento a sistemas de almacenamiento en terrenos fiscales por un total agregado de 13 GWh, proceso que actualmente se encuentra en etapa de postulación. La idea es que las empresas interesadas logren asignarse directamente terrenos destinados a proyectos de almacenamiento en zonas definidas por el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN).
La eliminación de la norma, se produjo tras la explicación entregada por el ministro de la cartera, Diego Pardow. Éste aseguró que “se calculó que a 2030 se necesitaban 2 GWh de manera residual a la demanda del mercado. Cuando se estableció esta meta en junio de 2023, existían 900 mega en construcción, 500 en operación; pero ahora tenemos 1.560 en construcción, 240 en etapa de prueba y 400 en operación”.
En la pasada sesión también se respaldaron disposiciones relativas a la transmisión zonal relevando el rol de los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD), quienes deberán operar a costos de la oferta. También se sancionaron materias relativas a las garantías que deberán presentar estos generadores y el asumir la inversión -sin traspasarla a los consumidores- de las obras de expansión zonal. A su vez, se acordó permitirles entrar al negocio del almacenamiento.
Ahora resta que la Comisión vote las indicaciones relacionadas con los ingresos tarifarios y la integración vertical de este sector. Tras ello, el texto volvería a Sala para ser remitido a su segundo trámite.
