julio 1, 2015 | Mundo
Engie (ex GDF Suez) informó que con la compra del 95% de las acciones de Solairedirect y un 100% de los derechos de voto, se convirtió en líder de la industria solar.
La unión de ambos negocios permitirá a ENGIE reforzar su posición en este segmento con 383 MW de potencia bruta instalada sólo en Francia y fortalecer su posición en el mundo.
Cabe indicar que Solairedirect está presente en más de 15 países incluido Chile, donde ya cuenta con una planta inaugurada inyectando energía al SIC (comuna de Andacollo, Región de Coquimbo), y está desarrollando otros proyectos en la regiones de Atacama y Antofagasta; destacando entre ellos el proyecto Los Loros de 54 MW que se encuentra en proceso de construcción.
Al anunciar la adquisición el CEO y Presidente de ENGIE, Gerard Mestrallet, declaró que “estamos muy orgullosos de anunciar la adquisición de Solairedirect, una compañía francesa de alcance internacional. Este es un paso crucial hacia la implementación de nuestra estrategia en el mercado solar. Nosotros ya lideramos el mercado de energía eólica en Francia, y este acuerdo nos convierte ahora en el número uno en suministro de energía solar. Intentaremos fortalecer esta posición alrededor del mundo. Impulsando el conocimiento y experiencia del staff de Solairedirect y ENGIE, seremos capaces de esparcir nuestros desarrollos en energías renovables en línea con nuestra estrategia de liderar la transición energética en Europa y convertirnos en el proveedor de energía de referencia en los mercados de alto crecimiento».
Por su parte, Thierry Lepercq, CEO de Solairedirect, agregó que “estoy muy complacido con este proyecto con ENGIE, es un salto estratégico que pone a la energía solar en el corazón de los planes para convertirse en líder mundial en el rubro energético. La fusión proveerá a Solairedirect de los recursos financieros y del tamaño crítico que se requiere para acelerar su crecimiento. Nuestras actividades complementarias a lo largo del mundo, espíritu emprendedor y continuo esfuerzo en pos de la innovación, nos entregan una oportunidad única de construir juntos un líder mundial en el mercado solar”.
Líder francés en el mercado solar
Desde su fundación en 2006, Solairedirect ha sido pionera en la competitiva industria de la energía solar, presente en el desarrollo, construcción, operación, mantenimiento e inversión de parques solares ubicados en los cuatro continentes. Su innovador modelo de negocios está basado en un acercamiento industrial a la generación de energía solar, combinado con un foco en la reducción de costos.
Solairedirect ha desarrollado 57 parques, generando una capacidad instalada de 468 MW. Actualmente opera una capacidad bruta de 224 MW en Francia, con la capacidad de desarrollar 125 MW por año.
En Francia, ENGIE opera 22 plantas fotovoltaicas con una capacidad instalada de 158,5 MW (a fines de junio de 2015). Un ejemplo de esto es la planta Curbans, localizada a una altitud de 1.000 metros en la región de los Alpes-de-Haute-Provence, esta instalación comprende 105 mil paneles fotovoltaicos y produce suficiente electricidad para cubrir las necesidades de consumo anual de 10.500 hogares. ENGIE es líder en el segmento eólico en Francia y Bélgica, número uno en Europa en energía de biomasa y número 2 en Francia en energía hidroeléctrica. Este acuerdo lo posiciona como líder del mercado solar en Francia.
Fortalecimiento Global
Solairedirect indicó que se apresuró en aprovechar su éxito en Francia para lanzar su estrategia de crecimiento internacional, favoreciendo a países como Chile donde las condiciones son propicias para el desarrollo de la energía solar en comparación con otras fuentes de energía esto incluyó también a Sudáfrica, India, Estados Unidos, México y Tailandia. La empresa cuenta con una cartera de proyectos en fase de pre-construcción por más de 4,5 GW en las regiones seleccionadas, 434 MW de estos están programados para construirse en los próximos 6 a 18 meses.
ENGIE tiene una capacidad solar instalada de 201 MW alrededor del mundo. Un proyecto clave es la construcción de 100 MW concentrados en la planta solar de Kathu en Sudáfrica, y hay otros proyectos en diferentes fases de desarrollo en Chile totalizando más de 600 MW.
El Grupo es un actor clave en el segmento de las energías renovables tanto dentro como fuera de Europa. Tiene una posición de liderazgo en las energías renovables con 19 GW de capacidad instalada, un 17% de su capacidad total de generación de energía, y cuenta con 27 GW más en construcción o en desarrollo. En Europa, el Grupo tiene la intención de duplicar su capacidad instalada de energía renovable entre 2015 y 2025 para alcanzar los 16 GW.
agosto 2, 2023 | Industria, Medio Ambiente
La ONG Chile Sustentable divulgó un informe que muestra que desde el inicio del proceso de descarbonización, hace cuatro años, en Chile se han cerrado ocho centrales a carbón. Tres corresponden a Enel (Tarapacá, en Iquique, y Bocamina 1 y 2, en Coronel), siendo esta la primera empresa que abandona el carbón en Chile. Además, se retiraron cuatro centrales de Engie (Tocopilla 12, 13, 14 y 15), en la ciudad de Tocopilla, y finalmente la central Ventanas 1, de AES Andes, situada en Puchuncaví.
El documento agrega que para el período 2024 y 2025, los generadores tienen el compromiso de cerrar las centrales Mejillones 1 y 2, de Engie, y Ventanas 2, de AES Andes, cuya promesa del cese de funcionamiento no se cumplió en 2022.
Asimismo, para 2025 tienen la obligación de reconvertir su operación a gas natural y biomasa las centrales Andina, Hornitos e Infraestructura Energética Mejillones, de Engie, en Mejillones.
De acuerdo con la ONG, seis centrales de AES Andes −Norgener 1 y 2 (Tocopilla); Angamos 1 y 2 (Mejillones), y Nueva Ventanas y Campiche (Puchuncaví)− están con comunicación a la Comisión de Mercado Financiero (CMF) y solicitud de retiro, presentadas ante la Comisión Nacional de Energía, pero aún sin respuesta por parte de la autoridad.
Finalmente, el cronograma de descarbonización da cuenta de la existencia de ocho carboneras sin compromiso ni fecha de cierre: las cinco centrales Guacolda, propiedad de Capital Advisors en Coronel; las centrales Cochrane 1 y 2, de AES Andes en la ciudad de Mejillones, y la central Santa María, de Colbún en Coronel, las que podrían operar hasta el año 2040.
En este contexto, según Chile Sustentable, sorprende que el grueso de las plantas no comprometidas con la descarbonización corresponde a Guacolda, cuyo presidente es Jorge Rodríguez Grossi, ex ministro de Energía, y a Colbún, donde Bernardo Larraín ocupa similar puesto.
abril 13, 2023 | Industria, Proveedores
La automatización ha revolucionado diversas industrias en los últimos años, y el sector eléctrico no es una excepción. Gracias a los avances tecnológicos y a la implementación de sistemas inteligentes, la automatización ha permitido mejorar la eficiencia y la productividad de la industria eléctrica, al tiempo que reduce los costos y aumenta la seguridad.
En el presente informe técnico, exploraremos algunas soluciones disponibles para incorporar automatización distintas áreas de la industria energética.
Una de las opciones técnicas emergentes es el uso de drones para la inspección y mantenimiento de redes eléctricas y plantas fotovoltaicas. Según explican desde Geocom, estos equipos pueden aumentar la productividad en la obtención de resultados para dichas tareas, ya que capturan de forma remota datos masivos, que luego se procesan en una oficina, obteniendo resultados de alta calidad y en menos tiempo.
Cristian Michell, jefe de Producto UAS Sistemas Aéreos No Tripulados de Geocom, destaca que existen, entre otros, los drones DJI Matrice 300 y DJI Matrice 30T, que la empresa provee a distintos sectores de la industria y la producción en el país.
Según explica, el DJI Matrice 300 es altamente versátil porque en él se puede intercambiar varias cámaras, a través de un skyport (puerto) que permite instalar y retirar fácilmente distintos sensores. Agrega que gracias a su versatilidad es posible utilizarlo en diferentes aplicaciones, como fotogrametría y topografía, gracias al empleo de cámaras de alta resolución y sensores Lidar. Esto se suma a la posibilidad de instalarle cámaras multiespectrales y térmicas.
“Se trata de drones que permiten mapear un área, tomar fotografías y videos de alta resolución e inspeccionar diversos elementos, especialmente en el sector eléctrico. En este caso, se pueden inspeccionar líneas eléctricas y torres de transmisión a través de imágenes RGB (espectro visible), pero también por medio de imágenes provenientes de cámaras termales”, comenta Michell.
Con ello, añade el ingeniero, es posible identificar puntos calientes en las líneas eléctricas. “Por ejemplo, en los aisladores de las torres de alta tensión, de manera de identificar zonas de fugas eléctricas o donde los aisladores estén con roturas”, precisa el ejecutivo.
Para cubrir grandes extensiones
Otra área en que se pueden utilizar los drones es la inspección y monitoreo de plantas fotovoltaicas. Según explica Michell, para estas labores, una alternativa eficaz es el dron DJI Matrice 30T, que posee una potente cámara integrada al equipo. “Al tener estas características, está diseñado especialmente para labores de inspección”, resalta.
En este caso, se lleva a cabo un monitoreo a cada uno de los paneles de la central utilizando cámaras termales, para identificar puntos calientes, que son zonas defectuosas del panel, provocadas ya sea por factores ambientales o eventualmente por desechos de aves que se van depositando en las estructuras y causan roturas en las celdas. “Esto produce un mal funcionamiento del panel completo y una baja en el rendimiento de la planta fotovoltaica”, advierte el ingeniero.
Tradicionalmente, este tipo de inspecciones se había ejecutado de forma manual, recorriendo la planta fotovoltaica a pie o a bordo de una camioneta, con el apoyo de una cámara térmica. Al respecto, el ingeniero resalta que el beneficio del uso de drones se aprecia en términos de productividad. “Un operario iba con una cámara térmica manual, pasando por cada uno de los paneles y determinando en qué puntos podía haber fallas o zonas defectuosas, pero eso tomaba varias horas. Mediante el empleo de un dron se puede recopilar la información en una hora y, luego en oficina, y analizar los datos obtenidos”, comenta.
Caja multifunción
Un equipo complementario a este modelo de dron es el equipo DJI DOCK. Consiste en una caja que alberga un DJI Matrice 30T y que, gracias a que está equipada con distintas funcionalidades, le permite recargarse, despegar, ejecutar misiones de vuelo programadas y finalmente aterrizar. Así, se hace posible realizar misiones de vuelo con drones de manera automatizada.
«El dron se posa sobre la caja, hace su despegue de manera automática, realiza su misión de vuelo, luego vuelve a la caja autónoma; carga las baterías durante un lapso determinado y, después, sale nuevamente para otra misión. No se requiere un operador en terreno que realice este trabajo”, destaca el ejecutivo de Geocom.
Agrega que “el dron tiene un alcance de 7 km, distancia a la que se puede alejar de la caja. Previamente, el operario realiza la programación en un computador, a través de un software, y la envía por internet”.
Plataforma SCADA
Otra solución disponible para la automatización es Ability Symphony Plus SCADA, de ABB. Al respecto, Daniel Andrade, Digital Market Manager de ABB en Chile, comenta: “Symphony Plus SCADA es una plataforma abierta, flexible y escalable que sirve para todas las aplicaciones tipo SCADA y/o de control remoto, que garantiza una orquestación óptima de monitoreo y control de sistemas distribuidos geográficamente y de todas las tecnologías de generación (térmicas, renovables, baterías, etc.)”.
De acuerdo con el ingeniero, a través de esta herramienta pueden controlarse todas las variables, consignas, activos, equipos, etc., que estén integrados a Ability Symphony Plus SCADA, “ya que a través de su funcionalidad de arquitectura abierta permite soportar la completa integración de sitios remotos, DCS, PLC, controladores, sistemas eléctricos, dispositivos inteligentes, sistemas ERP, CMMS, etc.”.
Como ejemplo de operación de una planta renovable, precisa que todos los parámetros relacionados con el control e incluso mantenimiento de una válvula de una central hidroeléctrica – incluyendo el accionamiento de un interruptor y funcionamiento de los inversores solares, etc. –, se pueden monitorear y controlar desde la plataforma. “En general, se replican los mismos parámetros que se usan en las salas de control locales. Es decir, las mismas pantallas, tendencias, bases de datos, reportes, alarmas que están operando actualmente en una central local se reflejan en Ability Symphony Plus SCADA para su operación y monitoreo a distancia”, afirma Andrade.
De igual modo, el ingeniero puntualiza que la herramienta se puede utilizar en cualquier tipo de tecnología de generación renovable hidroeléctrica, solar fotovoltaica, termosolar, eólica, geotérmica, biomasa, etc. y en almacenamiento tipo baterías y plantas de hidrógeno,
“Esta solución se está utilizando en Chile, por ejemplo, en el tele-comando desde Santiago de todas las centrales hidroeléctricas de Enel (aproximadamente 3,5 GW y más de 17 sitios). Con ellos tenemos el tele-comando desde 2009 y cada vez que ingresa un nuevo proyecto se agrega a este sistema Ability Symphony Plus SCADA”, detalla.
Andrade añade que ABB recientemente se adjudicó el proyecto de control remoto de las centrales renovables de Statkraft, comenzando con Rucatayo y Los Lagos, que son hidroeléctricas, “y en el futuro, de acuerdo al portafolio de centrales que tiene proyectado la generadora, se van a ir integrando todo tipo de centrales entre eólicas y solares y eventualmente plantas de hidrogeno verde”.
En la actualidad, Ability Symphony Plus SCADA se está utilizando en Chile en la central CSO Cerro Dominador y la planta fotovoltaica Pampa Camarones, de Engie.
agosto 13, 2021
El 2019 entró la última termoeléctrica a carbón en operación en el país, Infraestructura Energética de Mejillones (377MW), propiedad de la empresa Engie, la misma que este año anunciase el cese de operación de todas sus unidades a carbón al 2025, para reconvertir parte de ellas a gas y biomasa.
En Chile, existen 28 unidades termoeléctricas a carbón, de las cuales 19 ya cuentan con fecha de cierre y planes de reconversión para tres de ellas, dos a biomasa y una a gas. Las diez restantes no cuentan aún con una fecha definida. Este retiro programado hasta fines del 2025, equivale al 65% de la potencia termoeléctrica a carbón existente.
Tanto los anuncios de Enel, Engie y últimamente de Aes Andes (ex Aes Gener), dan cuenta de la ambición pública y privada de acelerar un proceso que se impulsa en el mundo occidental para cerrar este tipo de centrales, atendiendo el compromiso de reducir las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) liberadas a la atmosfera en el marco del Acuerdo de Paris. En Chile, además, el parlamento discute la promulgación de una ley que prohibiría el funcionamiento de todas las centrales a carbón a partir del 2025.
Para limitar las temperaturas, las emisiones anuales en 2030 deben ser de 15 gigatoneladas de CO2, lo que significa recortes de 7,6% anuales hasta 2030 para la meta de los 1,5°, y de 2,7% por año para la meta de 2° C.
El inventario nacional de GEI da cuenta de un peak de emisiones asociados a la generación eléctrica en el 2016, desde esa fecha han ido disminuyendo, explicado en gran parte por la alta penetración de las energías renovables variables en el sistema eléctrico nacional, y se espera que al menos un 60% de la reducción de emisiones de GEI comprometidos por Chile en su NDC provengan del sector de la generación eléctrica.
El adelanto y el cierre total de centrales a carbón traerá una serie de beneficios sociales y ambientales para los territorios que hoy alojan dichas unidades, pero también se generarán tensiones por la pérdida de empleo directo e indirecto y la disminución de la actividad económica.
El Programa de Energías Renovables y Eficiencia Energética de la GIZ está apoyando el proceso de transición justa del país y para ello ha desarrollado dos guías que pueden ser utilizadas como orientación para empresas, el gobierno central, los gobiernos locales y regionales así como también para las organizaciones de la sociedad civil.
GIZ en conjunto con Inodú elaboró una guía de buenas prácticas ambientales para el cierre de centrales desde una perspectiva multiactor, diseñando una ruta para el proceso de cierre, la cual se complementa con la perspectiva participativa de la inclusión de actores en el cierre, trabajo que fue desarrollado en conjunto con Gestión Social.
El 2022 dejará de funcionar Bocamina II cerrándose la primera central de manera completa en la comuna de Coronel, lo cual abre una oportunidad para impulsar medidas que permitan una reconversión a nivel local mirando hacia un futuro sin emisiones, generando aprendizajes de experiencias anteriores cercanas y también posibilitando nuevos acuerdos transversales que apunten hacia el buen vivir.
julio 2, 2021 | Industria
La empresa de análisis de mercados financieros Fitch Ratings ve negativamente la propuesta de legislación proveniente de la Cámara de Diputados chilena para anticipar una eliminación completa de centrales a carbón en 2025, señalando que si se aprueba el proyecto en el Congreso, pasando a ser Ley, «las unidades basadas exclusivamente en carbón como Guacolda Energía SpA y Empresa Eléctrica Cochrane Spa se verían afectadas».
«Guacolda ya enfrenta una situación difícil, debido a una posición contractual decreciente que aumentará su exposición al mercado spot. El caso base de Fitch para Guacolda supone un incremento del endeudamiento a 5,4x en 2021 y que se mantendría en ese rango durante el horizonte de clasificación. Fitch espera que no haya pago de dividendos hasta 2025, con el fin de que la compañía puede fortalecer su liquidez para estar mejor posicionada para refinanciar y pagar parcialmente el bono de US$500 millones con vencimiento en 2025. Incluso con la disminución de la posición contractual, Guacolda tiene contratos de compra de energía (PPA; power purchase agreements) que vencen entre 2025 y 2030, los cuales que presionarán la eventual refinanciación de la compañía y la futura generación de flujo de caja», señala el análisis.
«Por su parte, los PPA de Cochrane tienen una duración media de 14 años con las contrapartes mineras y dichos contratos incluyen pagos de cargos mensuales fijos y transferencia total de costos variables. Cochrane tiene PPA a largo plazo que van más allá de 2025. La moción actual pondrá presión en cómo la compañía continuará sirviendo esos PPA, sin incurrir en interrupciones que puedan desviar los supuestos de Fitch de que el endeudamiento de Cochrane disminuirá por debajo de 5,0x en 2022, combinado con un indicador de cobertura del servicio de la deuda de 1,5x durante la vida de los bonos#, se indica.
Además se sostiene que el proyecto de ley también afectaría a la estrategia Greentegra de AES Andes S.A. y su plan de expansión, pues «casi un tercio de la capacidad instalada de la empresa en Chile, equivalente a 3,2 GW, se concentra principalmente en el carbón. AES Andes tiene previsto añadir 2,3 GW procedentes de fuentes de energía renovables hacia 2024, al tiempo que reducirá gradualmente el despacho de energía de sus unidades de carbón hasta que expire el acuerdo original de descarbonización en diciembre de 2040».
Efecto neutro
Según Fitch Ratings, la anticipación acelerada de la salida de centrales a base de carbón «sería neutral para el resto de las empresas de generación en la cartera clasificada por Fitch, ya que estas compañías tienen una base de activos de generación diversificada. Enel Chileserá la primera generadora del país en desconectar completamente el carbón, en mayo de 2022».
«Por su parte, Engie Energía Chile S.A.desconectará las unidades 14 y 15 de Tocopilla en diciembre de 2021 y dos unidades de Mejillones en diciembre de 2024. La capacidad de carbón restante de Engie se reconvertirá a biomasa y gas natural durante 2025. Colbún S.A. tiene solo una unidad a base de carbón en su flota de generación, que representa aproximadamente 6% de su capacidad instalada», se agrega.
Fitch estima que la iniciativa aumentaría entre 25% y 30% el costo marginal en el sistema eléctrico chileno durante las horas punta, ya que el sistema necesitaría cubrir la alta demanda con unidades de diésel, que son menos eficientes y más caras, con costos marginales en el rango de US$110 y US$120 por MW por hora.
«Para evitar los elevados costos marginales o posibles interrupciones en el sistema, es fundamental acelerar la expansión del sistema de transmisión con nuevas infraestructuras para evacuar la generación creciente de energía del país procedente de fuentes renovables, especialmente la línea de transmisión Kimal-Lo Aguirre, prevista para 2028», concluye el análisis.
