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PMGD: Integran pastoreo de ovejas en plantas generadoras del Maule y Ñuble

PMGD: Integran pastoreo de ovejas en plantas generadoras del Maule y Ñuble

Enel Green Power Chile, junto a IM2 Solar Chile, comenzaron a aplicar el método de pastoreo solar (solar grazing) de manera permanente, como sistema de mantenimiento natural de pasto, en dos de sus proyectos fotovoltaicos PMGD en operación, de un total de 10 actualmente en desarrollo, que son parte de un acuerdo firmado por ambas compañías y que alcanzarán un total de 76 MW de potencia instalada renovable.

Las primeras plantas fotovoltaicas que implementarán esta metodología son Dadinco, ubicada en la región de Ñuble y San Camilo, situada en la región del Maule, la cual consiste en el uso más 50 ovejas libres en cada uno para controlar el crecimiento del pasto de una forma natural y efectiva, acorde con las estrategias de sostenibilidad de ambas empresas.

Según señala Enel Green Power, la acción ovina permite limitar el crecimiento de pastos que puedan afectar el buen funcionamiento y rendimiento de los paneles solares, evitando sombras y previniendo posibles incendios por materia vegetal seca. «Además, se elimina el uso de cortadoras de pasto mecánicas tradicionales, que en su mayoría utilizan combustibles fósiles. Por otro lado, esta actividad permite crear valor tanto para las centrales como también, para las comunidades vecinas alineándose a su vez, con un pilar de la economía circular de uso compartido, que, en este caso, son los predios donde se sitúan ambas plantas»

«Junto con la relevancia que este método tiene para la eficiencia en el funcionamiento de nuestras plantas, este sistema responde a los esfuerzos y trabajo desarrollado por Enel Green Power Chile, para incorporar medidas e iniciativas innovadoras, que estén en línea con la implementación de la economía circular dentro de todas sus operaciones y que contribuyan a la acción por el clima», dijo Andrés Assar, coordinador de Desarrollo de Negocios Renovables de Enel Green Power Chile.

Mediciones realizadas indican que la integración de energía solar y pastoreo como método de control de la vegetación permite abatir gran parte de las emisiones de gases de efecto invernadero que se generaban por una gestión tradicional de mantención, evitando combustibles fósiles y reduciendo la tasa de emisión de metano por efecto de la descomposición natural del pasto.

«Con Enel Green Power estamos en constante búsqueda para mantener las plantas de la manera más sustentable. Creemos firmemente que este sistema puede aplicarse disminuyendo la intervención del hombre y combinarse sin ningún problema los objetivos económicos con los medioambientales», menciona Pablo Maestri, CEO de IM2 Solar Chile.

Coordinador Eléctrico: 2021 terminó con 30.734 MW de capacidad instalada en el sistema

Coordinador Eléctrico: 2021 terminó con 30.734 MW de capacidad instalada en el sistema

Se cumplió un nuevo hito en la historia del sector energético del país: al cierre de 2021 la capacidad instalada en el Sistema Eléctrico Nacional llegó a 30.734 MW entre Arica y Chiloé, proveniente de 714 centrales generadoras, donde 13.707 MW corresponden a unidades termoeléctricas, seguidas de 6.815 MW hidroeléctricos, y de 4.437 MW de parques solares.

Así lo señala el Coordinador Eléctrico Nacional en su plataforma Infotécnica, donde también se indica un total de 3.168 MW instalados en parques eólicos y 44,9 MW en energía geotérmica, correspondientes a la central Cerro Pabellón.

La energía solar es la que lidera el número de centrales, con 307 unidades generadoras, seguida de 197 centrales termoeléctricas (carbón, gas natural, biomasa y biogás); 164 hidroeléctricas (de embalse, pasada y minihidro); 45 centrales eólicas y 1 geotérmica.

El sistema de transmisión, por su lado, cerró el año pasado con 1.116 subestaciones, con una capacidad total de 100.737,28 MVA, mientras que las líneas de transmisión en servicio suman 36.106 kilómetros, equivalente a 1.023 instalaciones, de las cuales 17.197 km corresponden a 220 kV, seguidas de 5.956 km en 110 kV; 5.157 km en 66 kV, y 4.746 km en 500 kV.

Estrechez energética: Generadoras de Chile propone crear Comité de Contingencia

Generadoras de Chile planteó la creación de un Comité de Contingencia para enfrentar la actual situación de estrechez energética que afecta al país y que tiene impactos sobre la operación del Sistema Eléctrico Nacional, dados los menores niveles de hidrología, junto al stock de combustibles y al incremento de los costos de piezas e insumos para la construcción de centrales de energía renovable.

Así lo indica el análisis gremial del último boletín del Mercado Eléctrico, donde se propone que este comité sea creado «para coordinar las acciones urgentes y específicas».

Detalles

«Entre las medidas prioritarias, que consideramos se pueden implementar desde ya, están aquellas que permitan mejorar y asegurar la logística de combustibles, dado que a pesar de todos los esfuerzos que puedan realizar empresas generadoras de manera individual, en situaciones de contingencia que puedan poner al límite las cadenas de suministro, la experiencia local e internacional muestra que es fundamental que la autoridad lidere y facilite todas las gestiones necesarias para evitar situaciones de estrechez», señala el boletín.

Según indica el gremio, este último punto e»s de vital importancia tomando en cuenta que las proyecciones de consumo diésel de los estudios de seguridad de abastecimiento del Coordinador son muy superiores a la capacidad máxima de reposición de combustibles informada por las propias empresas distribuidoras de combustibles en varios de los escenarios analizados».

«Otra acción que creemos relevante es extender el decreto de racionamiento preventivo hasta que cambien las condiciones señaladas precedentemente y permitan una operación segura y eficiente del sistema. Una medida concreta habilitada por el decreto de racionamiento preventivo es la posibilidad de realizar un tratamiento especial de las instalaciones de transmisión eléctrica, por lo que será relevante revisar en detalle la factibilidad de implementar automatismos y criterios de operación que puedan liberar capacidad de transporte de energía», se añade.

También se propone «explorar mecanismos que permitan el desarrollo de infraestructura de emergencia, de manera análoga a la instalación de puentes tipo mecano en situaciones en que el desarrollo de instalaciones permanentes de transporte de energía no permitan entregar soluciones de corto plazo».

«Vemos ante este desafío una importante oportunidad de trabajo público-privada, liderada por el Gobierno, y que junto al Coordinador y las empresas del sector eléctrico y sus cadenas de suministro permita planificar adecuadamente y anticiparse a los peores escenarios que eventualmente puedan ocurrir, y que además puedan dar continuidad a esta coordinación en un periodo de transición al nuevo Gobierno que deberá enfrentar este gran desafío de liderar la necesaria adaptación del sistema eléctrico ante la nueva realidad», concluye el documento gremial.

ElecGas 2021: Coordinador Eléctrico alista resultados de estudio sobre requerimientos de inercia, potencia y de cortocircuito

ElecGas 2021: Coordinador Eléctrico alista resultados de estudio sobre requerimientos de inercia, potencia y de cortocircuito

El Coordinador Eléctrico Nacional se encuentra en la recta final para la elaboración del estudio internacional encargado, destinado a evaluar cuáles son los requerimientos de inercia, potencia y cortocircuito y cómo estas podrían ser apoyadas por nuevas tecnologías en el sistema eléctrico, lo que se enmarca en el proceso de retiro de las centrales de carbón.

Así lo indicó Juan Carlos Olmedo, presidente del Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico Nacional, durante el primer módulo de ElecGas 2021, donde se analizaron las perspectivas que vienen para el sector energético en 2022.

«La salida de las centrales sincrónicas implican reducciones de inercia, potencia y cortocircuito y, para ello, iniciamos a principio de años un estudio, que se licitó internacionalmente, cuyo objetivo es traer experiencia internacional para evaluar cuáles son los requerimientos de inercia, potencia y cortocircuito y cómo podrían apoyar estas variables las tecnologías emergentes en el sistema. Ese estudio ya está bastante avanzado, en las etapas finales, y esperamos compartir con todos los grupos de interés, sus resultados», precisa.

Lo que viene

En el panel también participó Céline Assémat, responsable del análisis y de la modelación del mercado eléctrico, DNV (Antuko), quien destacó la necesidad de avanzar en flexibilidad de la demanda dentro del actual escenario de descarbonización, además de la importancia de revisar el impuesto verde.

Por su lado, Claudio Seebach, presidente ejecutivo de Generadoras de Chile, planteó que el mayor desafío es la descarbonización, precisando la importancia que tiene una transición en el diseño del mercado, por lo que la industria debe estar preparada para llegar a consensos en esta materia.

Según José Venegas, los principales retos también pasan por darle una mayor facilidad a los clientes finales, desde el punto de vista del costo-eficiencia, por lo que señaló que la CNE «está trabajando fuertemente para tener cada vez equipos más diversos, porque ciertamente esta transición requiere de ideas nuevas para encontrar soluciones».

La autoridad aprovechó de informar que el próximo año «vamos a tener que licitar 7.500 GWh aprox., en una o dos licitaciones, para consumos de 2027 y 2028, por lo que en los próximos días emitiremos las bases».

Otros retos mencionados por Venegas son continuar con el proceso de descarbonizacion, finalizar procesos de tarificación de transmisión y distribución, mejora esquemas SSCC, facilitar competencia, libre acceso, neutralidad tecnológica dando posibilidad a cliente a elegir y continuar mayor inserción de mujer en sector para contar con equipos diversos para estos retos y nuevos desafíos.

Transición energética: análisis de Generadoras de Chile plantea nuevas medidas

Transición energética: análisis de Generadoras de Chile plantea nuevas medidas

Una serie de medidas que se podrían considerar para que el sistema eléctrico local siga adaptándose a la nueva realidad de la transición energética, con el ingreso de nuevas tecnologías, además de las condiciones que se manifiestan con el cambio climático, plantea el análisis de Generadoras de Chile, publicado en su boletín del mercado eléctrico de este mes.

Según el documento gremial, «es urgente contar con una estrategia clara que permita al país transitar a un sistema carbono neutral de manera responsable, abordando aspectos como la gestión de recursos hídricos para la generación eléctrica, el desarrollo oportuno de infraestructura habilitante para la integración de generación renovable, la integración eficiente de recursos distribuidos y la revisión de mecanismos que permitan adaptar la infraestructura para hacer frente a nuevas fuentes de estrés que podrían poner en riesgo la operación segura del sistema eléctrico».

Ideas

Es así como se menciona la optimización del uso de agua en los embalses de las centrales hidroeléctricas, mediante la revisión de las herramientas y supuestos que se utilizan para identificar estrategias óptimas de gestión del recurso, sobretodo con el escenario de menor disponibilidad.

«En la medida que la gestión del agua embalsada se siga optimizando de manera centralizada por el Coordinador, la selección de la herramienta más idónea para gestionar de manera óptima el uso de recursos hídricos en embalses se podría desprender de una métrica que permita comparar el desempeño de distintos modelos de manera objetiva, considerando tanto herramientas simples como sofisticadas. Además, estos modelos se podrían evaluar utilizando datos del pasado (backcasting) y también simulaciones de escenarios sintéticos futuros (forecasting), tomando en cuenta los pronósticos de impacto del cambio climático en la disponibilidad de agua para la generación eléctrica», se señala.

Otro aspecto que indica el análisis es «priorizar la implementación de estrategias que permitan optimizar el uso de la infraestructura de transmisión existente», mediante opciones como «el reemplazo de equipos (e.g., transformadores), el uso de límites dinámicos de capacidad, esquemas especiales para el control correctivo de la red, la instalación de equipos FACTS (Flexible AC Transmission Systems) y la implementación de herramientas para la evaluación de seguridad en tiempo real y la optimización del despacho económico del sistema».

Además, se hace referencia a la necesidad de seguir perfeccionando señales de precios para la instalación eficiente de sistemas de almacenamiento, junto con la reducción de barreras para «la participación de este tipo de activos en los mercados de energía, potencia y servicios complementarios».

La revisión de señales de precios también se considera #para el ingreso eficiente de generación distribuida que, de desarrollarse de manera adecuada, podría permitir postergar inversiones en otros tipos de infraestructura. En esta misma línea, también vale la pena avanzar en la implementación de mecanismos que habiliten la participación de la demanda en la entrega de servicios que aporten flexibilidad al sistema, permitiendo a los clientes finales interactuar activamente con el mercado eléctrico».