octubre 5, 2015 | Industria
(La Tercera) Construir una central hidroeléctrica de embalse en la zona norte del país puede ser calificado como una locura pensando en lo árida que es la zona y, sobre todo, por la escasez de agua que tiene la matriz eléctrica del Norte Grande del país (Sing), que consume en su totalidad energía termoeléctrica.
Pero ese inconveniente no inhibió a un grupo de jóvenes que está impulsando un proyecto hidroeléctrico de bombeo en Caleta San Marcos, al sur de Iquique, en la Región de Tarapacá.
La innovación de la iniciativa no sólo está en usar el agua como fuente de generación, sino también en usar las características especiales de la geografía de la zona -un farellón costero- para crear un embalse natural donde acumularán agua, la que sacarán del mar.
Ese es el proyecto Espejo de Tarapacá (300 MW), iniciativa cuya inversión se estima en US$ 380 millones, que en agosto del año pasado ingresó a tramitación ambiental y que hoy está en su última fase, ad portas de obtener su Resolución de Calificación Ambiental (RCA).
Pero ¿con qué energía subirían el agua desde la costa hacia los embalses, ubicados a 600 metros de altura? Para eso, pretenden construir un parque solar fotovoltaico que viabilizará el proyecto paralelo y que también entregará energía al sistema eléctrico. Se trata de Cielos de Tarapacá (600 MW), iniciativa que contempla una inversión de US$ 1.000 millones y que ingresó en febrero a tramitación ambiental. La particularidad de esta idea, indican en los estudios ambientales, es que el sistema eléctrico podrá ser abastecido con energía limpia, que se generará de manera constante, solucionando uno de los principales inconvenientes de las energías solar y eólica: su intermitencia.
De Stanford a Iquique
Pero ¿a quién se le puede ocurrir juntar dos formas de generación de energía tan distintas en una zona con tantas limitaciones? La idea nació en Stanford, California, cuando Juan Andrés Camus (33 años), hijo del presidente de la Bolsa de Comercio de Santiago y de BTG Pactual, y su socio, Francisco Torrealba (34 años), estaban haciendo un MBA en esa casa de estudios.
Corría el año 2011 cuando, inducidos por el impulso a la innovación que entrega esa universidad, situada en Silicon Valley, comenzaron a pensar en cómo se podía solucionar la coyuntura energética que se vivía en el país, pero considerando como parte de esa solución el uso de la energía renovable. “La energía hidráulica de bombeo es una tecnología muy antigua. La novedad es que nosotros ocupamos dos tecnologías que son muy conocidas, pero que aprovechamos de manera óptima, y usamos, además, la geografía chilena para ofrecer energía continua y competitiva”, explica Juan Andrés Camus, quien recuerda que al comienzo la universidad los ayudó a realizar las primeras investigaciones para poder concretar su idea e identificar en qué lugar de Chile la podían construir. “Una de las investigaciones que hicimos fue calcular cuál es la capacidad de almacenamiento que tienen los distintos países de América, considerando ciertas condiciones, como tener mar, un farellón costero y luego una cordillera que terminara en plató y no en punta, como es en general”, detalla.
La conclusión de ese estudio dio que buena parte del norte de Chile cumple con esas condiciones. También Perú y México, pero “Perú tiene un décimo de la capacidad que tiene Chile, y México, un cienavo”, indica.
Con la información preliminar en mano se creó Valhalla Energía, empresa liderada por Camus y Torrealba -socios fundadores-, pero que agrupa a varios jóvenes con los que ya habían trabajado en Un Techo para Chile. La oficina central está en una casona ubicada en Presidente Errázuriz, pero parte del equipo de Valhalla vive en San Marcos, en la caleta donde se instalará el proyecto, y Camus y Torrealba pasan tres de los cinco días de la semana en esa localidad.
Los inversionistas
Con la empresa creada buscaron inversionistas. Al inicio, el principal aportador fue el propio presidente de BTG Pactual, y también Corfo, pero en el camino se unieron otros empresarios, quienes de manera personal invirtieron en la iniciativa.
Ese fue el caso de Wenceslao Casares, ex dueño de Patagon, a quien Camus y Torrealba conocieron en Stanford, y de Arturo Claro, director de CSAV, para quien la iniciativa es novedosa y limpia. “La combinación de generación solar con la hidráulica durante las noches permite un suministro regular durante las 24 horas del día. Y el costo de la electricidad generada así es muy competitivo respecto de los métodos tradicionales, los que son mucho más contaminantes”, señala el empresario.
Uno de los elementos que también genera confianza es que toda la ingeniería la está liderando Carlos Mathiesen, el creador de Alto Maipo, proyecto hidroeléctrico de AES Gener, quien en diciembre de 2012 dejó la compañía. Hoy, ya cuentan con 45 inversionistas y también hay bancos que se han acercado para conocer la iniciativa, entidades que en el corto plazo serán relevantes para financiar la construcción de los proyectos.
¿Son de Endesa o Collahuasi?
La forma en que han llegado a la caleta, ubicada a 100 kilómetros de la ciudad de Iquique, también fue especial. El primer viaje de Camus y Torrealba fue “mochileando” y luego arrendaron un bote pesquero para adentrarse al mar y medir la profundidad con un ancla. “Fuimos calificados como locos, pero llegamos con honestidad. La gente al inicio dudó de nosotros, pensaron que éramos de Endesa o de Collahuasi”, recuerda Camus.
Hoy tienen el apoyo de la junta de vecinos y de la caleta de pescadores de San Marcos. Según Camus, un elemento que ayudó a ser considerado como uno más de la comunidad fue el hecho de vivir en la zona. “Se creó una relación muy temprana y muy honesta que generó mucha confianza. Desde el año 2011 estuvimos avanzando en el proyecto con la comunidad. De hecho, cada vez que avanzábamos en un estudio, se lo presentábamos primero a la comunidad”, señala.
Ahora están en la fase de búsqueda de contratos, donde las mineras se presentan como el cliente principal. “Hemos visto mucho interés de parte de la minería. En general, la recepción ha sido buena, porque el concepto de generación limpia y almacenamiento es una buena combinación”, dice.
Las estimaciones de Valhalla es tener precios competitivos, ubicados entre el carbón y el Gas Natural Licuado (GNL), es decir, bajo los US$ 100 el MW.
Presentarse a la licitación de suministro de abril de 2016 también es una alternativa que están analizando. “Para las distribuidoras el proyecto es atractivo. Las hidráulicas tienen otras bondades, son muy rápidas y flexibles y le dan cierta holgura al sistema, sobre todo en una zona con un parque térmico tan grande”, indica Juan Andrés Camus.
[Claves para entender el almacenamiento de energía]
septiembre 30, 2015 | Industria
(Diario Financiero) Al parecer, la paralización de inversiones en el sector eléctrico quedó atrás, ya que según datos del Ministerio de Energía, en los últimos 18 meses, la cantidad de proyectos que han iniciado su construcción se ha duplicado.
Desde marzo del año pasado a la fecha, se pasó de 28 proyectos en construcción, con inversiones estimadas en unos US$ 5.900 millones, a 52 iniciativas, las que en conjunto suman desembolsos por unos US$ 11.700 millones.
«El sector energía es el de mayor dinamismo en inversión en Chile. Solamente en septiembre de este año se han iniciado la construcción de 8 nuevas centrales por más de 300 MW», dijo ayer el ministro de Energía, Máximo Pacheco.
Según los datos de la Unidad de Gestión de Proyectos de la cartera, la capacidad en construcción -en el SIC y SING- alcanza 4.182 MW a septiembre, frente a los 1.949 MW que se registraban a marzo del año pasado.
Asimismo, los proyectos de generación ingresados a evaluación ambiental entre enero y septiembre de este año totalizan 4.747 MW, de los cuales el 78% corresponde a centrales en base a Energía Renovable No Convencional (ERNC).
En otro frente, ayer el comité consultivo Energía 2050 entregó a la autoridad la denominada «hoja de ruta» con la que se elaborará una política energética de largo plazo para el país. Entre sus recomendaciones, propone que el 70% de la matriz energética a 2050 sea en base a energías renovables, incluyendo dentro de esto a las hidroeléctricas con capacidad de regulación.
Pacheco valoró el trabajo, e indicó que el documento será revisado, para posteriormente ser presentado a la presidenta Michelle Bachelet.
TDLC
Ayer el Tribunal de Defensa de la Libre Competencia (TDLC) acogió un recurso presentado por el CDEC-SIC en contra de la decisión que paralizaba el proceso de licitación de algunas obras de transmisión, con lo que se seguirá adelante. La medida fue solicitada por Celeo Redes, ligada a la española Elecnor y al fondo de inversiones AGP Infraestructure, luego que fuera descalificada del proceso.
septiembre 30, 2015 | Industria
(Pulso) Aunque el informe de Energía 2050 da un rol central a las energías renovables, sólo ve espacio para que las tecnologías solar y eólica lleguen, como máximo, al 41% de la matriz eléctrica nacional.
Esto, sin considerar la implementación de sistemas de manejo inteligente de la demanda ni tecnologías de almacenamiento, lo que podría ampliar aún más esa cifra, aunque esto no fue considerado entre los supuestos. Este 41% se compone de 19% solar y 23% eólico.
“En este escenario, el 29% restante y necesario para cumplir con la meta de un 70% de energía renovable podría provenir de centrales hidráulicas mini-hidro, pasada y/o embalse (tecnología probada y con amplio potencial), instalando 8 GW adicionales a los 6 GW existentes (con esto el sistema presentaría alrededor de 50TWh o 14GW capacidad instalada)”, añade el documento.
“El objetivo de un mínimo del 70% de energía renovable al 2050 corrobora que Chile tiene un importante potencial en energías limpias y que todos los sectores involucrados en el comité así también lo asumen, lo que quedó plasmado en los principales desafíos del documento”, señaló Carlos Finat, director ejecutivo de Acera.
septiembre 28, 2015 | Industria
(La Tercera) Un año particular está enfrentando la operación del sistema eléctrico nacional. La fuerte arremetida de las energías renovables no convencionales (ERNC) está reflejando la necesidad de mejorar la forma en que opera el sistema que hace posible que en cada hogar, trabajo, colegio o área verde haya energía eléctrica.
En agosto, las energías que se califican como renovables no convencionales, de acuerdo a la norma de enero de 2007, aportaron con un 10,34% en la producción efectiva de energía, según el director técnico ejecutivo del CDEC-SIC, entidad que coordina la operación del sistema eléctrico, Andrés Salgado. Y de ese total, un 5,2% de la generación que se obtuvo fue gracias a la energía eólica y solar fotovoltaica -que tienen una alta intermitencia-, de acuerdo al último reporte de Systep, compañía que analiza el sistema eléctrico y que es liderada por el académico de la Universidad Católica Hugh Rudnick. En el mismo mes del año pasado, este tipo de tecnologías variables sólo aportó el 2,6% de la generación efectiva (ver infografía).
Pero la variabilidad que tiene la operación de este tipo de tecnologías, unido a la estrechez en la transmisión de energía que afecta a la zona norte del Sistema Interconectado Central (SIC) -III Región-, está perjudicando no sólo a las empresas extranjeras que se instalaron con plantas eólicas o fotovoltaicas en esa zona -las que no pueden colocar toda su energía en el sistema-, sino que también al complejo termoeléctrico Guacolda de AES Gener, que debe bajar la intensidad de su actividad (operar en mínimo técnico), de acuerdo a la intermitencia de las energías variables.
La coordinación de la operación tampoco se queda fuera del impacto de la intermitencia de estas fuentes: “Los desafíos técnicos que tienen algunas de las tecnologías calificadas como ERNC están relacionados con la intermitencia de su producción, situación que también ha representado un desafío para la coordinación de la operación del sistema a cargo del CDEC-SIC”, reconoce Salgado, aunque destaca que la situación podría mejorar en algunos años más, cuando el país ya cuente con la interconexión de los sistemas eléctricos y también cuando esté operativa la línea de transmisión que lidera la colombiana Isa a través de Interchile, que irá desde Cardones hasta la zona de Polpaico, lo que se espera para fines de 2017. “Esto permitirá que la energía fluya: cuando haya sol y viento, permitirá que esa energía barata fluya hacia los centros de consumo de la zona centro y sur, y cuando tengamos altos caudales de agua en el sur, también circulen hacia el norte”, dice el secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Andrés Romero.
Por eso, Romero minimiza los problemas que hoy registra el sistema eléctrico. “El discurso que se ha tratado de generar sobre el problema de la intermitencia de la energía renovable muestra más bien la resistencia del mercado a un cambio, pero en el mundo esto ya ha tenido una solución y nosotros estamos en ese camino”, dice.
Atrás costos altos
La solución más importante, indica Romero, es contar con un sistema de transmisión más robusto, lo que se logrará hacia fines de 2017. Este cambio tendrá un impacto relevante en el costo marginal del país, que es el valor en que se transa la energía entre los grandes consumidores y las eléctricas.
De acuerdo a la CNE, cuando este nuevo escenario esté operativo, “debería haber una estabilidad en los costos marginales, valor que fluctuará entre US$ 60 a US$ 70 el MW/h”, adelanta Romero. “Lo que podemos decir es que esa situación de costos marginales exorbitantes de US$ 200 por MW/h o incluso US$ 250 por MW/h, ya no la estamos viendo ni nosotros ni el mercado”, explica.
Más agua y nieve
Hoy ya se siente un cambio en la tendencia de precios del mayor sistema eléctrico de país. En agosto, el valor de la energía promedió US$ 54,6 el MW/h, lo que se compara con los US$ 73,3 por MW/h del mismo mes del año pasado (-27%). “Desde el año 2006 que no había costos marginales tan bajos en el SIC”, señala el informe mensual de Systep. El valor ha mantenido su tendencia a la baja. El promedio hasta el 23 de septiembre llega a US$ 39 por MW/h (ver infografía).
Lo que ha influido es el mayor uso de las tecnologías hidroeléctricas. En el octavo mes del año, el aporte de las centrales hidráulicas llegó a un 51%, lejos del 38% que aportaron al mix de generación de julio pasado. Si bien Andrés Romero es cauto y dice que aún no se puede hablar que se dejaron atrás los cinco años de sequía, sí destaca los mejores indicadores para el período de deshielo, lapso que va de octubre a marzo de 2016. “La cantidad de nieve que ha caído hace augurar que habrá una disponibilidad mayor de las hidroeléctricas”, dice.
Ha sido tanta la cantidad de agua que ha caído en el sur del país, que Endesa ha tenido que botarla, reconoce el gerente general de Endesa, Valter Moro. “Debido a los últimos temporales tuvimos vertimientos de algunas de nuestras centrales, lo que ha tenido como consecuencia que los precios estén muy bajos en las zonas donde están las instalaciones”, explica, y adelanta que no ve necesario nuevos vertimientos. “No vemos que vaya a ocurrir nada excepcional en los próximos meses, y si se dan costos marginales cero, probablemente van a ser eventos horarios y acotados territorialmente”, indica el ejecutivo.
Otro elemento que influye en la caída de los precios es la baja de los combustibles en el mercado internacional, como el carbón, que pasó de US$ 100 la tonelada a los actuales US$ 70 la tonelada, y de petróleo, que el viernes cerró en US$ 45,70 el barril, versus los US$ 61,43 el barril que marcó en junio pasado (-26%). “La baja de precios actual está en gran medida impactada por el precio del petróleo, más que por factores internos”, señala Moro.
Cuenta final
Pero el gobierno no sólo es optimista con el valor de la energía que impacta a los grandes consumidores, también con el cliente final. Es que Romero ve un escenario positivo para las cuentas eléctricas de mediano y largo plazo, pues estima que la licitación de suministro que se realizará en abril de 2016, energía que en su mayoría se destinará a la renovación de contratos existentes, tendrá precios aún más bajos de los estimados en la Agenda Energética. “En la Agenda hablamos de un precio promedio de US$ 95 el MW/h, pero creemos que será más bajo que eso. Esto, por la mayor competencia que esperamos”, proyecta.
Para el socio de Electroconsultores, Francisco Aguirre, el gobierno “ha tenido mucha suerte”, porque además de los menores precios de los combustibles, la demanda eléctrica se ha resentido. “Los precios suben con la demanda y la demanda está deprimida. Con esta condición de demanda, nos sobra capacidad instalada, y con los bajos precios que están registrando los combustibles se crea una figura de precio-oportunidad que dará como resultado precios baratos para la energía”, indica.
El comportamiento de la demanda es un ítem que la CNE varió en su último informe de precio de nudo. Para este año proyectan un crecimiento de 3,8% versus un 4,6% que estimó en octubre de 2014, y para los próximos 10 años, una tasa promedio de crecimiento de 3,5%.
Con este menor consumo no hay urgencia de nueva capacidad instalada. “Ya no estamos dependiendo de un proyecto”, asegura Romero. “Nuestra conclusión en ese sentido es clara. Si sumamos los proyectos que están en construcción más los que se van a materializar porque ganaron una licitación, estamos en una situación radicalmente distinta a lo que teníamos hacia inicios de 2014. Esa necesidad imperiosa de nuevas instalaciones ya no tiene la misma urgencia que antes”, afirma Andrés Romero.
septiembre 24, 2015 | Formación
En el marco del Congreso Internacional Genera-Matelec 2015, la Asociación Chilena de Energía Renovable (Acera) junto a la Unión Española Fotovoltaica (Unef), realizará una jornada técnica sobre las ERNC, la que se desarrollará el jueves 8 de octubre, entre 9 y 14 horas, en Espacio Riesco.
El foco del encuentro será el análisis de la experiencia española en el sector de la energía solar, además de revisar los principales retos de la integración de las energías en la red eléctrica, tanto desde el punto de vista técnico como normativo, favorecer los intercambios de experiencias y promover la realización de estudios y proyectos concretos.
Otros objetivos será el estudio de las implicaciones para los requisitos técnicos de equipos y plantas; la participación en los servicios de regulación: Control de tensión y regulación potencia/frecuencia; PPAs con garantía de suministro: Implicaciones para el sistema y para los clientes, y los servicios que pueden aportar las empresas desde el punto de vista del desarrollo, operación y
mantenimiento de plantas.
El evento tendrá tres bloques, donde se verán los requisitos técnicos para la conexión a la red: ventajas de las ERNC y comparativa con las centrales convencionales, seguido de la operación técnica del sistema ante la integración de las renovables, y la experiencia española en Chile.
Vea acá el programa de la Jornada Técnica
[Matelec Latinoamérica 2015 albergará congreso internacional de electrónica y automatización]
