agosto 17, 2021 | Industria
En el marco del encuentro organizado por el World Energy Council (WEC Chile) llamado «Desafíos de un Mercado Energético para Chile», el académico de la Pontificia Universidad Católica, Enzo Sauma, expuso acerca de los desafíos de las renovables intermitentes como fuente de flexibilidad y abordó conjuntamente los sistemas de almacenamiento en cuanto a tecnología y regulación.
El especialista comenzó señalando: «Hoy en día (la flexibilidad) lo dan las centrales térmicas, las centrales de ciclo combinado, de gas natural, lo pueden dar las carboneras y las centrales a petróleo. También lo pueden dar las centrales hidráulicas, pero uno de los problemas que tenemos con que lo provean las centrales hidráulicas es que cada vez se masifica más y necesitamos más de su disponibilidad y tenemos problemas de sequía».
Disponibilidad
«El hecho de que el cambio climático hace que cada año tenemos un 1% menos de agua disponible, entonces esto hace poco probable que las centrales hidráulicas sean las grandes fuentes de flexibilidad en el Chile del 2050. Entonces hoy en día estamos confiando en las centrales térmicas», agregó.
En base a lo anterior, el académico reflexionó acerca de qué otra forma se puede proveer esa flexibilidad y respondió “puede ser con almacenamiento y puede ser con gestión de la demanda, el tema es que hoy en día, el almacenamiento y gestión de la demanda, todavía no son costo efectivos como las centrales térmicas”.
“O sea desde un punto de vista económico, es mucho más barato proveer flexibilidad con centrales térmicas que con almacenamiento. Ahora proveerla con centrales térmicas tiene sus complicaciones porque, por ejemplo, una central a carbón, no puedo encenderla y apagarla cuando se quiera porque es aún más contaminante y costoso”, señala.
Almacenamiento
Enzo Sauma planteó también de cómo se puede avanzar para tener un sistema -que, aunque no sea 100%- ronde entre los 90% de energía renovable en el 2050 y según señala que se puede avanzar en “el almacenamiento, que hoy es más costoso que las térmicas, pero todos los pronósticos dan a entender que entre 2025 y 2030, en algún minuto, el almacenamiento puede ser competitivo”.
Del mismo modo, el académico ejemplificó con el proyecto solar de “Laguna Espejo de Tarapacá”, que consta de una estación de bombeo de 300 MW que va conectado a una planta solar PV, que genera electricidad en las horas de no sol (noche y madrugada).
En relación a eso, Sauma señala que “hay harto que hacer, no es solo un tema tecnológico, hay todavía temas de remuneración de los servicios complementarios, cómo se define almacenamiento, porque no hay un sector almacenamiento entonces son cosas que hay que discutir”.
agosto 11, 2021 | Industria
La crisis hídrica que afecta al país y que ha provocado una serie de ajustes en la operación del Sistema Eléctrico Nacional fue ratificada con los datos del boletín de julio de Generadoras de Chile, donde se sostiene: «Nos encontramos en un período de gran sequía».
Y es que, según las estadísticas del gremio, «durante el primer semestre de 2021 la generación hídrica acumulada fue de 8.071 GWh, lo que corresponde a un 0,4% mayor que el primer semestre de 2020, pero un 16,3% menor que el mismo periodo durante el 2019″.
También se indica que con el déficit de precipitaciones, «a la fecha se mantiene una importante escasez de precipitaciones respecto a un año normal en las cuencas de Rapel, Maule, Laja y Biobío, con déficits de 58%, 58%, 51% y 27%, respectivamente».
La acumulación del recurso hídrico en los embalses también es catalogada como débil. «El volumen embalsado al mes de junio en los embalses más relevantes del sistema totaliza 2625 Hm3 , lo que representó un aumento de un 5% respecto al mes anterior. El almacenamiento sigue siendo muy restringido, correspondiendo sólo al 63% de los recursos normalmente acumulados a la fecha. Sin embargo, este volumen de agua es 10% mayor que la cantidad almacenada a igual fecha de 2020».
Capacidad solar
En el boletín también se destaca el crecimiento alcanzado por las centrales solares fotovoltaicas, que llegaron a un representación de 17,7%, «superando la capacidad del resto de las otras fuentes de forma individual. De los 28.087 MW existentes, un 53% corresponde a energías renovables».
Después de las centrales solares, vienen las unidades a carbón, representando un 17,5%, seguida de las centrales de gas natural (17,3%); hidroeléctricas de pasada (12,2); hidroeléctricas de embalses (12,1%); diésel (11,7%), y parques eólicos (9,8%).
agosto 3, 2021 | Industria
La menor disponibilidad del recurso hídrico en lo que va del presente año ha encendido las alertas en los costos que se están registrando en el sistema eléctrico local, los cuales han aumentado considerablemente respecto al año anterior en una situación que podría mantener para el próximo año, si es que no aumentan las precipitaciones en el país.
Así lo indica a ELECTRICIDAD el socio director de energiE, Daniel Salazar, quien sostiene que una medida para enfrentar este panorama es flexibilizar el uso del sistema de transmisión.
Escenarios
¿Qué tan pesimista se ve el escenario de operación para la generación hidráulica en los próximos meses, a causa de la sequía?
El panorama no es muy alentador, los antecedentes que se han conocido confirman que la disponibilidad hídrica proyectada se ubica dentro de los peores años de la estadística, a lo cual se suma una energía embalsada casi 27% menor a lo acumulado a la misma fecha del año 2020. Por lo tanto, con la información disponible, se vienen meses en donde la operación del sistema eléctrico seguirá siendo de alto costo, con mayor presencia de generación térmica.
Esta situación podría obligar a un mayor despacho de centrales GNL, utilizando declaraciones de inflexibilidad?
Si los costos marginales se mantienen elevados, el GNL se debería despachar en forma natural, de acuerdo a su disponibilidad y costo declarado. No se identifica ningún fundamento que haga proyectar una mayor frecuencia de despacho de GNL inflexible.
¿Qué le parecen las medidas que implementaría el Coordinador Eléctrico Nacional?
Medidas como la gestión de mantenimientos u otras similares, se aplican en condiciones normales y con mayor razón en una situación como la actual. Con todo, las medidas más efectivas que se deben evaluar son resorte de la autoridad, en cuanto a acumular reserva hídrica o bien flexibilizar el uso del sistema de transmisión, para lo cual se requieren habilitaciones que se encuentran en la dictación de un decreto de racionamiento de carácter preventivo.
¿Qué se puede esperar de los próximos informes de deshielos?
A esta altura del año la disponibilidad hídrica que se proyecta no debería variar sustantivamente con los próximos pronósticos de deshielo, por lo tanto, no debería haber sorpresas. Con alta probabilidad los próximos meses estarán marcados por altos precios de corto plazo -pese a estar ad portas del inicio de la temporada de deshielo- y el año cerrará con una colocación térmica mayor a la del año 2020.
¿De qué forma esta situación podría presionar al alza de los costos marginales?
Mientras no estemos bien adentro del año 2022, con un invierno generoso en lluvia y nieve, los costos marginales deberían permanecer elevados. La diferencia la marcará la decisión que se adopte -por ejemplo- respecto a: volver al periodo de punta previo a la pandemia de Covid-19, o la dictación de un decreto de racionamiento de carácter preventivo que permita adoptar algún plan de seguridad para acumular reserva hídrica o flexibilizar el uso del sistema de transmisión, entre otras medidas de excepción.
septiembre 2, 2020 | Industria
(La Tercera-Pulso) Un año significativamente mejor que 2019 -el más seco del que se tenga registro- ha sido 2020 en materia de lluvias. No obstante, en las regiones desde Atacama al Maule el promedio de precipitaciones sigue por debajo de los niveles históricos, con una situación hídrica del país que sigue siendo compleja.
En el caso de la Región Metropolitana, en lo que va del año han caído 188 milímetros de lluvia, muy por encima de los 66 mm que cayeron en 2019, pero lejos aún del promedio histórico de 292 mm.
De acuerdo con el balance que entregó este martes el Ministerio de Obras Públicas, junio y julio fueron los meses más lluviosos desde al menos 15 años. Sin embargo, agosto volvió a ser extremadamente seco, con solo 6,8 mm caídos.
“En todas las regiones estamos muy por debajo de lo que es un año normal, la única excepción es la Región del Maule, donde estamos cerca, pero por abajo de lo que es un año normal”, dijo el ministro Alfredo Moreno.
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Buenas noticias
Pero en materia de nieve, en algunas zonas, este año se observó una acumulación superior a la de la temporada anterior a lo largo del país. La excepción se dio entre Coquimbo y la Región Metropolitana, donde sigue bajo los promedios históricos. No obstante, desde la cuenca de Rapel hacia el sur la acumulación alcanza niveles cercanos o incluso superiores al promedio histórico.
“Esto es una muy buena noticia para esta parte del país, esta es la reserva de agua que tenemos para la primavera y el verano”, dijo Moreno.
En relación al estado de los embalses, entre Coquimbo y Maule se mantienen con una acumulación inferior al promedio histórico y al 2019, con excepción de El Yeso (RM) y Convento Viejo (O’Higgins).
El Yeso, con 123 Hm3 supera los 99 Hm3 acumulados el año pasado. El promedio histórico, eso sí, es de 172 Hm3. Por otra parte, Convento Viejo acumula 213 Hm3, superando los 165 Hm3 de 2019 y el promedio histórico de 168 Hm3.
“En ambos casos estamos muy lejos, pero tenemos un 20% más de agua de lo que teníamos el año pasado. Esa es una gran noticia para el agua potable de Santiago”, indicó Moreno.
En relación al pronóstico para los próximos meses, se anticipa una primavera más cerca de lo normal en gran parte del país. Esto seguirá acrecentado la sequía entre Atacama y Maule. “Los pronósticos meteorológicos indican que -hasta donde uno puede prever- vamos a continuar con pocas lluvias. Hay incluso algunos pronósticos que indican que podría entrar el fenómeno de La Niña. Esto podría profundizar la sequía”, dijo Moreno.
febrero 20, 2020 | Industria
(Pulso) La sequía también ha golpeado al sector energético. Así lo dejan ver las cifras del Coordinador Eléctrico, que arrojan que en los meses de verano de este año (diciembre, enero y hasta el 15 de febrero, para el caso de 2020), la generación hidroeléctrica está teniendo una fuerte baja en comparación al mismo periodo de los años anteriores.
Se trata de un cambio de escenario respecto a los años anteriores, pues historicamente es en verano donde, producto de los deshielos, la producción hidroeléctrica sube. En lo que va del trimestre diciembre-febrero de la presente temporada la hidroelectricidad representa el 27,9% del total de producción eléctrica, mientras que el año pasado fue el 32,5%. Analizando los años anteriores, el aporte siempre fue más alto que lo visto hasta esta temporada, según lo muestran números históricos publicados por la Consultora Systep. De acuerdo con estos datos, en varios años el agua reprsentó más del 40% del total de la generación de la matriz.
Sin embargo, y a diferencia de lo que ocurría en el pasado, el auge de las energías renovables -principalmente eólica y solar- y la caída de sus costos ha permitido que esta menor producción hídrica no signifique alzas en los costos de la electricidad.
Lo que explica estos números es principalmente la falta de agua que ha habido en los últimos años en la zona central, lo que se agudizó en 2019. El año pasado se finalizó con una relevante escasez de lluvia en todas las cuencas del sistema, donde destacaron las del río Rapel y Maule, que tuvieron un déficit de 79% y 68% respecto a un año normal, mientras que en las cuencas del Laja y Biobío se llegó a un 35%.
“Esto provocó una débil acumulación de recursos en los principales embalses de generación. El volumen de recursos hídricos acumulado al 31 de diciembre de 2019 en los embalses más relevantes del sistema totalizaba 3.425 Hm3, lo que representa un 43% menos que el volumen habitualmente almacenado en esa fecha”, sostuvo Rodrigo Solís, director de estudios y contenidos de Generadoras de Chile.
Otro factor que afecta a la menor generación hidro es que no se han construido nuevas centrales de esa tecnología en los últimos años. A esto se le suma la fuerte entrada de energías renovables al sistema.
La situación no pareciera que mejorará en los próximos años, según los pronósticos de expertos. El Coordinador Eléctrico proyectó para este año -al igual que el pasado- con una hidrología seca. Sin embargo, la entidad espera que la participación de la generación hidroeléctrica este año aumente, representando el 29% del total de la energía de la matriz, con 22.983 GWh.
Soluciones
Para la industria el fenómeno de menor aporte hidroeléctrico al sistema es preocupante, pero en el que se ven soluciones, principalmente en la generación de energías renovables.
Al respecto, el director de estudio de Acera, Darío Morales, sostuvo que lo primero que se debe hacer es tomar conciencia de la crisis climática que se enfrenta y acelerar lo más posible la transición energética. “Eso significa abrir espacio a las nuevas tecnologías renovables que no han podido lograr un alto desarrollo en Chile (como CSP o geotermia), impulsar el ingreso del almacenamiento de energía como complemento de las energías variables y abrir espacio a los pequeños medios de generación distribuida”, señaló el ejecutivo.
Para la gerenta de la consultora Energética, María Isabel González, “no es un tema preocupante como lo fue hace 20 años con la sequía del 98-99, en que nuestra matriz de generación era 70% hidro. En la actualidad tenemos una matriz mucho más diversificada gracias a la baja de precios de la tecnología solar y eólica”.
En lo que va del verano, el carbón es el principal aportante a la matriz, explicando el 34,9% de la producción total del sistema. La energía solar, en tanto, representa el 10,3% y la eólica, 6,7%.
