agosto 12, 2022 | Industria
La sequía estructural y las dificultades de transmisión. Estos dos factores configuran, principalmente, el contexto país que motivaron que Chile bajara dos puestos en el último estudio Recai (Renewable Energy Country Attractiveness Index), que elabora semestralmente la consultora EY.
El reporte incluye una evaluación de 100 países que destacan por sus condiciones favorables para el desarrollo de las energías renovables. En la última entrega, Chile aparece en el lugar N° 14, posición a la que contribuyeron sus fortalezas en este ámbito, entre las que resalta el alto grado de incidencia de la radiación solar en el territorio nacional a lo largo de todo el año.
El estudio se dio a conocer en el marco de un evento online “Energías verdes: los retos e hitos de Chile para el gran salto renovable”, donde participaron Javiera Ketterer, asesora de gabinete del ministerio de Energía; Trinidad Castro, directora ejecutiva de WEC Chile; Asunción Borrás, Head de Desarrollo de Negocio de Hidrógeno de Engie y vicepresidenta de H2 Chile; Paola Hartung, Directora de Asuntos Regulatorios de AES Chile y consejera de ACERA, José Mercy, subgerente de Finanzas Corporativas de BCI, y Elanne Almeida, socia de Servicios de Sostenibilidad de EY.
En cuanto a la metodología utilizada, Elanne Almeida explicó que la asignación de puntaje a cada país se realizó tomando en cuenta cinco aspectos: imperativo energético, estabilidad de las políticas, ejecución de proyectos, diversidad de recursos naturales y tecnológicos y macroseñales.
Respecto a las barreras que impiden un mayor afianzamiento de las tecnologías renovables en Chile, Asunción Borrás advirtió que es necesario contar con un marco regulatorio más estable. En ese sentido, abogó por que “se dé certidumbre y que, a la hora de obtener permisos, ya sea ambientales o para acceder a terrenos, sean relativamente sencillos de obtener y que no haya demasiadas trabas que retrasen la concreción de los proyectos”.
José Mercy coincidió con esta posición, argumentando que “los inversionistas pueden convivir con los riesgos propios de un proyecto de energías renovables, pero el problema es que como esas iniciativas se evalúan con horizontes de tiempo de 15, 20 o 30 años, ser capaces de predecir si el marco regulatorio y las políticas del país serán estables en el tiempo es lo más determinante para eventualmente frenar la ejecución de un proyecto”.
El ejecutivo añadió que “desde los bancos, eso se hace más importante aún; entonces si por ejemplo se va a evaluar un proyecto a 20 años se necesita claridad en que todo aquello que lo va a regular, como el esquema de ingresos que tendrá y las políticas para el otorgamiento de permisos, se mantenga estable en el tiempo”.
Visión sistémica
Por su parte, Javiera Ketterer indicó que junto con el ámbito regulatorio es necesario mirar el panorama desde una visión integral: “Tenemos que cuestionarnos cuáles son los requerimientos de las energías renovables que se van incorporando, porque hay que mirar el tema de manera sistémica; es decir, por ejemplo, cómo los costos van variando sistémicamente y no solo ver cómo va disminuyendo el precio de las ERNC, sino mirar también qué pasa con la transmisión y los servicios complementarios”.
En tanto, Paola Hartung resaltó la resiliencia del sector generación en los últimos meses, considerando el panorama condicionado por distintas exigencias: “El decreto de racionamiento eléctrico nos encontró en paralelo con la transición energética”. Al respecto, advirtió que “hay que entender que Chile está en una transición, pero también en una descarbonización acelerada”.
Vinculado con esto último, subrayó, las fechas de retiro de las centrales a carbón se han ido tenido que ir modificando para resguardar la seguridad energética del país.
mayo 24, 2022 | Industria
Un nuevo umbral cruzó la capacidad instalada en el Sistema Eléctrico Nacional, llegando a 32.000,4 MW, de los cuales 20.423 MW corresponden a centrales de generación convencionales y 11.576 MW son de Energías Renovables No Convencionales (ERNC), de acuerdo con lo informado por el reporte energético del Coordinador Eléctrico.
Por tecnología instalada el primer lugar lo tiene la energía hidráulica, con una participación de 23,1%, secundada por la solar fotovoltaica (20,7%); carbón (15,8%); gas natural (15,7%); eólica (11,9%), y petróleo diésel (10,4%).
Antofagasta es la región que se ha desmarcado de las demás, liderando la potencia instalada con 8.268 MW, seguida de Biobío (5.402 MW); Atacama (4.434 MW), y Valparaíso (3.496 MW).
Según el organismo, a abril se anotaron 62 proyectos de generación en periodo de pruebas, que acumulan una capacidad instalada de 2.478 MW, de los cuales 73,7% son solares fotovoltaicas, térmicos (17,1%) y parques eólicos (5,9%).
El proyecto de generación de mayor tamaño que se interconectó al sistema en abril fue el parque fotovoltaico Valle del Sol, en la Región de Antofagasta, de 150 MW.
mayo 13, 2022 | Industria
Sigue aumentando la participación de las centrales solares y eólicos en la generación bruta del sistema eléctrico local, llegando en conjunto a 28,8% en el primer cuatrimestre del año, de los cuales 18% es aportado por las primeras unidades y 10,8% por las segundas, de acuerdo con los datos del reporte de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera A.G.).
El incremento de la energía solar es de 42,3% entre los primeros cuatro meses de 2021 y 2022, en tanto que la eólica es de 49,1%. Ambas fuentes energéticas son el grueso de la generación bruta ERNC, la cual llegó a 33,6% a abril, donde las centrales de biomasa marcaron 2,2% y las mini hidro (2%). Ello significó un aumento de 38,3% respecto a abril de 2021.
Por su lado, la generación hidroeléctrica convencional tiene una participación acumulada de 15,6%, correspondiente a centrales de embalse (7,9%) y de pasada (7,7%), lo cual representa un alza de 1,7% respecto al año anterior.
La suma de este aporte, junto al ERNC, arroja un total de 49,2%, versus el 50,8% que tiene la generación térmica, donde el carbón es la principal fuente (27,8%), seguida de gas natural (20%) y petróleo diésel (1,9%). Con todo, la generación bruta cayó 11,25 en comparación al año pasado.
abril 19, 2022 | Industria
Continúan aumentando los precios de los combustibles que se utilizan para la generación eléctricas. A marzo de este año es el carbón el que más ha aumentado su valor, en 108,4% respecto a marzo de 2021, llegando a US$182,9 por tonelada, mientras que el gas natural lo ha hecho en 67,8% (US$11,7 por MMBTU), según indica el reporte mensual del Coordinador Eléctrico Nacional.
El documento también anota un alza de 12,8% para el gas natural argentino, equivalente a US$5,6/MMBTU, en tanto que el diésel lleva un incremento de 62,6% (US$980 por metro cúbico).
Capacidad instalada
Al cierre del primer trimestre del año, el organismo registró una capacidad instalada total de 31.709 MW entre Arica y Chiloé, de los cuales 20.420 MW corresponden a centrales convencionales y 11.288 MW a centrales ERNC.
A nivel de tecnología la mayor participación instalada la tiene la energía hidráulica (23,3%), seguida de la energía solar (20%); carbón (16%); gas natural (15,9%); eólica (12%), y petróleo diésel (10,4%).
Por regiones Antofagasta lidera la lista de potencia instalada con 8.118 MW, secundada por Biobío (5.402 MW); Atacama (4.329 MW); Valparaíso (3.487 MW), y Maule (2.186 MW).
Durante marzo se interconectaron 12 proyectos de generación, de los cuales 11 fueron PMGD solares, mientras que el restante fue el parque eólico Lomas de Duqueco (57,4 MW).
En cuanto a los proyectos en etapa de pruebas, el Coordinador Eléctrico señaló la existencia de 60 centrales, que suman 2.471 MW, siendo la tecnología solar la dominante, con 63,1%, seguida de parques eólicos (5,9%) y centrales térmicas.
abril 11, 2022 | Industria
La participación de las energías renovables en la generación bruta del Sistema Eléctrico Nacional llegó a un total de 51,3% acumulados en los tres primeros meses de este año, mientras que el aporte térmico se ubicó en 48,7%, según indica el último reporte mensual de la Asociación Chilena de Energías y Almacenamiento (Acera A.G.).
Según el documento gremial, las teconlogías ERNC totalizaron una generación real de 34,5%, distribuida en 18,7% proveniente de centrales solares fotovoltaicas, seguidas de 10,9% de los parques eólicos; biomasa (2,1%); mini hidro (2%), geotérmica (0,6%) y biogás (0,2%).
Por su parte, el aporte hidroeléctrico convencional llegó a 16,8%, repartido en una participación de 8,6% de las centrales de pasada, y de 8,2% de embalses.
En cuanto a la generación térmica, el carbón encabezó la lista, con una participación de 27,5%, acumulado al primer trimestre, secundado por gas natural (19%) y petróleo diésel (1,3%).
ERNC
De acuerdo con Acera, la participación ERNC acumulada de 2022, reconocida para el cumplimiento de la Ley ERNC, corresponde al 33,6% de la matriz eléctrica.
Respecto al mes de marzo del año pasado, la generación de energía eléctrica ERNC aumentó en 41,1%. Durante marzo pasado, la máxima participación horaria ERNC alcanzó un 62,5%, y se produjo a las 17 horas del 24 de marzo. En aquella hora, el peak de ERNC se compuso de un 67% de energía solar y un 28% de energía eólica, entre otros.
