abril 10, 2024 | Almacenamiento, Energías Renovables
En septiembre de 2022, Engie Chile desconectó su última unidad a carbón del Complejo Térmico de Tocopilla (CTT). Sin embargo, ahora el lugar albergará una nueva fuente de energía.
“Estamos orgullosos de anunciar que donde operaban antiguas centrales térmicas a carbón y fuel oil, ahora se construirá BESS Tocopilla. Este sistema de almacenamiento de 660 MWh, con una capacidad instalada de 116 MW, viene a cumplir uno de nuestros compromisos cuando empezamos el proceso de descarbonización de la mano de un Plan de Transición Justa: mantener nuestra presencia en la comuna y darle una nueva vida al complejo”, comentó la CEO de Engie Chile, Rosaline Corinthien.
A través de 240 contenedores en base a baterías de iones de litio, BESS Tocopilla tendrá una generación anual promedio de 211 GWh, lo que equivale a abastecer el consumo de aproximadamente 89.900 hogares en Chile.
Además, permitirá contribuir significativamente a la reducción de emisiones de CO2, al reemplazar la generación térmica en horas punta, evitando la emisión de 51.231 toneladas de CO2eq por año.
En tanto, el Managing Director Engie Flexible Generation & Retail, Gabriel Marcuz, expresó que «este proyecto demuestra el compromiso que tenemos tanto con la sostenibilidad, así como también con la entrega de flexibilidad y seguridad al Sistema Eléctrico Nacional. Uno de nuestros objetivos es precisamente que la transición energética de la cual somos parte sea segura y estable, lo cual está unido al trabajo con todos los involucrados en este proceso. BESS Tocopilla es una acción dentro de nuestro Plan de Transición Justa, aportando al desarrollo de la comuna y dándole un nuevo uso al sitio. De esta manera, seguiremos operando y trabajando por el crecimiento de Tocopilla, de nuestros colaboradores y de los vecinos de Tocopilla».
BESS Tocopilla se encuentra en la etapa de ingeniería y su construcción está programada para comenzar en junio de 2024.
Avances en BESS
Actualmente, la compañía cuenta con dos sistemas de almacenamiento en operación: BESS Coya (139 MW/638 MWh), la iniciativa con mayor capacidad de América Latina; y BESS Arica, que sirvió como proyecto piloto. A esto se suman BESS Tamaya (68 MW/418 MWh) y BESS Capricornio (48 MW/264 MWh), ambos ubicados en la Región de Antofagasta y actualmente en construcción.
BESS Tocopilla es el quinto proyecto en base a Battery Energy Storage System (BESS) de Engie en Chile y es el primer sistema de almacenamiento puro o standalone a gran escala. A diferencia de los sistemas que almacenan directamente la energía generada por un parque de energía renovable, este tipo de tecnología funciona de manera independiente y se conecta directamente a la red de transmisión para hacer la carga y descarga de las baterías.
Una vez que entre en operación, el actual portafolio de Engie en BESS se contará con una capacidad instalada de 371 MW / 2 GWh.
abril 10, 2024 | Industria, Institucionalidad
Hasta la comuna de Coyhaique llegó el subsecretario de Energía, Luis Felipe Ramos, para presentar el proyecto de ley que moderniza la Ley General de Servicios Eléctricos y los sistemas medianos, impulsada por el Ejecutivo.
Este proyecto de ley, que ya fue ingresado al Congreso y espera una pronta tramitación, se abordó con los parlamentarios de la zona, autoridades locales y representantes del sector privado.
El subsecretario Ramos destacó el impacto que tiene esta iniciativa en la población de las regiones más australes del país, y expresó que “viene a proponer una mayor equidad tarifaria respecto al Sistema Eléctrico Nacional, estableciendo medidas de compensación para que el desajuste entre las tarifas de uno y otro sistema no sean tan altas, y también promover la penetración de las energías renovables y de almacenamiento en la planificación y expansión de los sistemas medianos”.
Asimismo, destacó que “queremos que la energía sea más accesible, que tenga mejores condiciones, con un régimen tarifario más justo y que se incorpore a los sistemas medianos a nuestra política de transición energética, para así lograr la meta de carbono neutralidad a 2050”.
Suministro sostenible
En la jornada participó también el senador David Sandoval, quien aseguró que “este proyecto puede ayudar a mejorar sustantivamente los servicios que se entregan, mejorar la oferta, ampliar la posibilidad de incorporar otros actores y enfatizar en las energías renovables no convencionales y, en definitiva, resolver uno de los déficit de la Región de Aysén, que es la falta de energía para procesos productivos”.
Por su parte, la seremi de Gobierno de la región, Tatiana Plá, afirmó que «el subsecretario Ramos ha destacado cómo será el trabajo legislativo con el cual esperamos que este año podamos tener aprobado este proyecto y el apoyo que ha tenido de nuestros senadores Sandoval y Órdenes. El senador Sandoval ha valorado cómo nuestro gobierno le ha dado importancia a este proyecto que fue presentado y esperamos que termine su tramitación en la Cámara, para estar luego de septiembre en el Senado, donde sabemos que tenemos el apoyo de nuestros senadores».
Desde la autoridad explicaron que la propuesta busca modernizar y ajustar la regulación de los sistemas medianos, para que puedan sumarse eficazmente a la transición energética y a la mayor promoción de las energías renovables no convencionales en el contexto actual, así como el fomento de los sistemas de almacenamiento.
abril 6, 2024 | Gremios, Industria
La Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN) realizó este miércoles su primer webinar del año, donde participaron representantes de empresas de este rubro en el país y otros expertos del sector energético.
De esta forma, en torno los desafíos de la comercialización en 204 compartieron sus visiones el cofundador de Match Energía, Juan Sebastián Jara; la country manager de Factor Luz, Teresa Company; el gerente de Desarrollo y Nuevos Negocios en Roda Energía, Mauricio Utreras; y el CEO de Energyasset, Miguel Iglesias. Como moderador del encuentro intervino el secretario ejecutivo de ACEN, Eduardo Andrade.
Si bien los panelistas concordaron en que la probable baja del límite de la potencia es un gran desafío, también plantearon otros de menor envergadura que, según la mayoría de los actores del sector, involucran un intercambio eficaz entre los distintos agentes del mercado, definiciones desde la autoridad eléctrica y una cadena de pagos saludable.
Sin embargo, la mirada también la pusieron en los retos internos de cada empresa comercializadora, tal como destacó Teresa Company, al afirmar que es necesario “reinventar, flexibilizar y fortalecer la propuesta de valor; es decir tenemos que ir más allá de suministrar energía; debemos convertirnos en empresas que ofrezcan servicios que se puedan ajustar a las necesidades del cliente y que sean muy atractivos”. Asimismo, resaltó el poder que ahora tiene el cliente a través del uso de la tecnología, la cual le otorga “un mayor control de su energía”.
Desde la vereda de la demanda, Juan Sebastián Jara advirtió que la cadena de pago asociada a los peajes de distribución no está supervigilada, como sí lo están los balances de potencia, energía, servicios complementarios. A su juicio, debido a eso los clientes en vez de sentirse empoderados están con temor a que “los desconecten”.
“Si uno grafica cómo el sistema va asignando los sobrecostos asociados al mercado de la energía, los mínimos técnicos, las partidas de tensiones y el precio estabilizado, más del 90% de ese volumen de dinero se reparte en horas días. Entonces las empresas que ofrecen ese tipo de servicios tienen que agregar dichos costos en su oferta y el precio estabilizado como lo hemos visto, que se lleva más del 50% de los cargos SEN −incluidos los servicios complementarios−, con lo que tienes al menos 11 dólares más por MW y en algunos meses llega hasta 15 dólares”, añadió Jara.
A lo largo de la conversación, los expertos dejaron en claro que hay que invertir tiempo además en “educar” a los clientes. De acuerdo con Mauricio Utreras, eso incluye “ayudarlos a entender y comprender las problemáticas y cambios regulatorios que se están viviendo y cómo los van a afectar, como la futura ley de estabilización de las tarifas eléctricas o la recalificación de las líneas dedicadas, que está provocando gran incertidumbre en los clientes libres en distribución”.
abril 4, 2024 | Industria
El proyecto de ley de Estabilización de Tarifas Eléctricas sigue avanzando en su tramitación en Congreso. Esto, luego que este miércoles la Comisión de Hacienda de la Cámara de Diputadas y Diputados aprobara en particular esta iniciativa, que busca mitigar las alzas en las cuentas de electricidad proyectadas por la Comisión Nacional de Energía (CNE) y crear un subsidio temporal que beneficie a 1.100.000 hogares vulnerables en todo el país.
El ministro de Energía, Diego Pardow, valoró la respuesta de los parlamentarios a la propuesta que va en apoyo de familias y pymes. “Tanto hoy, en la Comisión de Hacienda como antes en la Comisión de Minería y Energía de la Cámara, han entendido que el tenor de esta iniciativa es entregar una solución urgente para mitigar las alzas proyectadas de la energía eléctrica”, afirmó el secretario de Estado.
Durante la discusión en la Comisión, el titular de Energía expuso la fórmula para financiar la creación de un nuevo subsidio temporal para familias vulnerables, el cual beneficiará a 1.100.000 hogares y que será costeado a través del Cargo por Servicio Público, que pagan contribuyentes con altos consumos eléctricos, por un monto de US$100 millones, y un aporte estatal de US$20 millones.
Asimismo, el ministro Pardow explicó la creación de una mesa de trabajo que permita evaluar otras fuentes de financiamiento, a efectos de aumentar el monto anual del subsidio a familias vulnerables y analizar otras políticas destinadas a disminuir el alza de la tarifa eléctrica para los clientes regulados. Al respecto, la autoridad se comprometió a dar a conocer el informe final que surja de esa instancia a la Comisión de Hacienda de la Cámara.
La propuesta ahora continuará su discusión en la sala de la Cámara de Diputadas y Diputados. Una vez aprobada en esta instancia, pasará a su tercer trámite legislativo en el Senado.
marzo 28, 2024 | Industria, Industria
Desde abril, y hasta el mes de septiembre, se comienza a medir el consumo eléctrico de los clientes libres entre las 18:00 y las 22:00 horas, exceptuando los días sábados, domingos y festivos, para determinar los cobros en “horas punta”. Esta tarifa se cobra todos los meses del año y busca entregar una señal de precios en los períodos de mayor exigencia al sistema, para que los clientes racionalicen su consumo eléctrico.
Si bien estos cargos se cobran a todos los usuarios del sistema, quienes más lo resienten son los clientes libres, quiénes tienen un consumo mayor a 500kW. Sin embargo, estos pueden optar por una vía distinta para mitigar alzas excesivas en sus cuentas de electricidad: la gestión de sus “horas punta”.
“Los clientes libres pueden lograr importantes ahorros si gestionan su demanda de energía en horas de punta. Esto se logra a través de un cambio en la forma en que consume energía o, en casos específicos, mediante equipos de generación electrógenos o baterías”, explicó el gerente de Desarrollo y Nuevos Negocios de Plataforma Energía, Luigi Sciaccaluga.
En esta línea, el experto recalcó que la gestión de “horas punta” es una oportunidad para reducir el monto de la cuenta de electricidad. “A diferencia de los costos sistémicos, donde los clientes libres no tienen capacidad de incidencia, las ‘horas punta’ pueden ser gestionadas a través de cambios durante el horario de control”, dijo.
Cómo gestionarlas
Según Sciaccaluga, los clientes libres pueden solicitar la información de su consumo eléctrico, medido en intervalos de 15 minutos por sus distribuidoras. Esto les permite identificar con mayor facilidad los horarios de mayor gasto.
“Con esta valiosa información, las empresas pueden efectuar un análisis de la energía consumida en el período de ‘horas puntas’. Lo primordial es contar con asesoría experta e implementar una cultura dentro de la empresa que tienda hacia la disminución del consumo en estos períodos”, afirmó.
Otra sugerencia es que las empresas dejen programado su equipamiento para que se desconecte entre las 18:00 y 22:00 horas. Para ello, es crucial verificar los equipos de respaldo para que operen correctamente ante cualquier eventualidad. Además, las firmas pueden distanciar las partidas de sus equipos en lapsos de 15 minutos para evitar puntas de consumo que pueden ser sumamente excesivas en períodos muy cortos y verificar que sus sistemas de control automático estén correctamente activados como tal y no en modo manual. “Es importante generar una cultura dentro de la empresa para que las distintas áreas operativas comprendan la relevancia de estas gestiones, sepan el impacto que tienen y el costo que evitan gracias a ellas”, explicó Sciaccalugga .
Qué deben hacer los clientes libres
Hoy existen dos cargos por potencia de hora punta, uno relacionado con la factura de suministro eléctrico de los clientes libres y otro relacionado a los peajes de distribución. El primero no considera dentro del período de horas punta los días sábados, domingos y feriados, mientras que el segundo si los considera para el cálculo de la tarifa.
En este contexto, la normativa del sector permite a los clientes libres solicitar a sus respectivas distribuidoras, que los días sábados, domingos y feriados queden fuera del control de horas de punta para efectos del peaje de distribución. Para que este aviso tenga efecto, deben ingresar una carta en la oficina de la distribuidora individualizando la instalación, a más tardar el jueves 28 de marzo, y se sugiere quedarse con una copia timbrada que acredite la correcta recepción del documento.
