septiembre 10, 2019 | Industria
(La Tercera-Pulso) La sequía en la zona central anotó uno de sus más duros capítulos este año. Y entre sus múltiples damnificados está la hidroelectricidad, que completó cuatro años aportando menos del 25% de la energía requerida en invierno.
Según cifras del Coordinador Eléctrico, mientras en el invierno (mayo-agosto) del período 2010-2015 la hidroelectricidad -contando las centrales de embalse y de pasada- representó en promedio el 40,7% de la producción de esta energía, en el período 2016-2019 bajó a 24,4%.
El descenso de este aporte ha debido ser suplido con mayor producción termoeléctrica -principalmente a gas y a carbón- y el creciente parque renovable variables (eólico y solar), tecnologías que han venido avanzando fuertemente en los últimos años, pasando de un aporte de 0,73% en el invierno de 2010 a 13,3% este año, el más alto desde que se tiene registro.
Estabilidad del sistema
Pero, a diferencia de lo que ocurría en décadas anteriores cuando el aporte de las centrales hidroeléctricas significaba apagones y bruscas alzas de precios, cae, esta vez no se han visto afectados ni la seguridad del sistema ni los precios, que se mantienen en niveles en torno a los US$50 por MWh.
Ello, principalmente por la mayor penetración renovable y la baja en los precios de combustibles como el gas y el carbón.
[VEA TAMBIÉN: Coordinador Eléctrico Nacional lanza portal con Sistema de Pronóstico de Caudales para centrales hidroeléctricas]
“El aporte de la producción hidroeléctrica al Sistema Eléctrico Nacional ha disminuido durante los últimos 11 años, debido a la escasez de precipitaciones. Sin embargo, nuestros estudios de seguridad nos señalan que no existen riesgos de abastecimiento debido a que tenemos una matriz de generación diversa”, comentan desde el Coordinador Eléctrico.
La entidad agrega que en épocas de sequía, las centrales hidráulicas disminuyen su aporte energético al sistema de la siguiente manera: las centrales de pasada, que no tienen capacidad de regulación, generan de acuerdo con los caudales afluentes. Es decir, si este trae menos caudal, la producción cae. En el caso de las centrales de embalse, estas optimizan su producción de energía, haciendo un uso adecuado del agua embalsada, de acuerdo con los programas de generación que establece el Coordinador.
El año que viene, en tanto, la situación se espera más o menos igual. “Los estudios que dispone el Coordinador hasta el momento, nos indican que hasta marzo del año 2020, que es cuando se constata el nivel más bajo de los deshielos, se observan condiciones secas desde la cuenca del río Maule al norte, y condiciones medias a secas desde la cuenca del río Laja hacia el sur”, añade el organismo.
El año que viene, no obstante, entrará al sistema Alto Maipo, que aportará 531 MW hidro al sistema eléctrico.
mayo 25, 2017 | Industria
(Diario Financiero) La Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) disminuyó en 74,8% sus ganancias durante el primer trimestre, en comparación al mismo período de 2016.
La compañía obtuvo utilidades por US$ 9,75 millones entre enero y marzo de este 2017, frente a los US$ 38,3 millones de los tres primeros meses del año pasado, según se informó en sus estados financieros enviados a la Superintendencia de Valores y Seguros (SVS).
Desde la compañía explicaron que durante el período, se experimentó un aumento en los ingresos ordinarios originados por mayores ventas de productos propios e importados en la línea de Refinación y Comercialización, y un incremento en los ingresos por ventas en los negocios de producción de hidrocarburos, y en el segmento de gas y energía.
Al mismo tiempo, indicaron que junto con el incremento de los ingresos, se produjo un alza en los costos de venta, lo que explican los resultados del trimestre. Originados principalmente en el incremento en los costos de la canasta de crudos comprados por sus refinerías, el aumento en los costos no crudo asociados al proceso de refinación, y la necesidad de importar combustibles debido a la mantención programada de la Refinería Bío Bío, efectos que terminaron afectando los márgenes de producción nacional.
El gerente general de ENAP, Marcelo Tokman, explicó que «hemos conseguido nuevamente obtener resultados positivos, en línea con nuestras proyecciones para este año, pese al alto nivel de volatilidad de la industria y el complicado escenario mundial. Este desempeño va en línea con nuestro Plan Estratégico de proyectar a ENAP como una empresa clave para el desarrollo de Chile y un actor relevante de la industria energética».
mayo 10, 2017 | Industria
El primer paso para que en Chile se comience a aplicar el hidrógeno sustituto de combustibles fósiles se anunció por parte de Corfo para introducir esta solución tecnológica en los camiones de extracción que operan en el sector minero, donde se instalaría un sistema híbrido de hidrógeno-diésel en estos vehículos, donde el primer combustible se generaría a partir de la energía solar disponible en el norte, a través de la electrólisis (uso de agua y energía termosolar).
Así lo señaló Eduardo Bitran, vicepresidente ejecutivo de Corfo, durante la conferencia internacional «Hidrógeno con Energías Renovables, nuevas oportunidades para Chile», organizado por GIZ Chile, Corfo y el Ministerio de Energía, donde se discutió sobre las aplicaciones de este combustible en los sectores de minería, transporte y energía.
Bitran sostuvo que la idea de desarrollar un sistema de combustión diésel-hidrógeno para los camiones mineros busca adaptar, desarrollar e industrializar esta solución tecnológica para avanzar en la producción de combustibles más limpios, los que también pueden ser producidos a partir de energías renovables, como la solar en el norte de Chile.
Juan Rada, consejero y past president del Programa de Energía Solar de Corfo, aseguró a Revista ELECTRICIDAD que esta iniciativa «va a ser con energía solar, a través de electrólisis».
«El primer trabajo que hay que hacer ahora es entender cómo funcionan los camiones y una vez que tengamos los resultados se verá el siguiente paso. Queremos industrializar el uso del hidrógeno como combustible. Tenemos que ver también cómo vamos a hacer la infraestructura de producción del hidrógeno, pero no vamos a trabajar eso en detalle, hasta que veamos los resultados de los camiones», precisó el ejecutivo.
Aplicaciones
Bitran dijo que esta experiencia será de vital importancia para posteriormente ver la factibilidad de contar con aplicaciones de hidrógeno en otros sectores, como en el almacenamiento energético, el cual también puede ser generado mediante la energía solar, aprovechando la disminución de costos que experimenta la tecnología fotovoltaica y la concentración solar de potencia.
Indicó que el potencial del hidrógeno en Chile se enmarca en la necesidad de innovar que tiene la economía local, aprovechando el recurso solar que presenta el norte del país, así como el hecho de contar con la mayor producción de litio y de cobre, pues dijo que estos son insumos clave para el desarrollo de la electromovilidad a escala mundial.
De acuerdo al ejecutivo, el desarrollo de la economía del hidrógeno tiene como uno de sus principales pilares a las tecnologías de energía solar, señalando que las proyecciones apuntan a que sigan disminuyendo los costos de esta fuente energética, por lo que «sin duda la producción de hidrógeno solar se transformará en una de las principales opciones de almacenamiento de energía, a un costo extraordinariamente competitivo con el diésel. Acá tenemos una oportunidad de sustitución de los combustibles fósiles en la gran minería, así que se podría reducir la huella de carbono en las operaciones mineras, aprovechando los bajos costos de la energía solar».
A su juicio, los mejoramientos de la tecnología de producción de hidrógeno y oxígeno se pueden impulsar en Chile «a partir de agua y energía solar, a través de la electrólisis, donde hay caídas dramáticas en los costos de inversión, así que debemos esperar que Chile cambie la proporción de uso de combustible fósil en la producción de hidrógeno».
«Ya tenemos ofertas por debajo de los US$30 MWh en energía fotovoltaica y del orden de US$60 MWh en el caso de la concentración solar de potencia. Sabemos cuáles son los problemas tecnológicos que impiden la reducción de los costos aún más, por lo que los estamos abordando, así que energía barata y limpia en el norte de Chile vamos a tener», precisó Bitran.
Ministerio de Energía
La subsecretaria de Energía, Jimena Jara, destacó el aporte que puede entregar el hidrógeno como combustible complementario con las energías renovables, señalando que se pueden establecer sinergias con los centros de excelencia de Corfo en energía solar y energía marina.
«Para promover las energías renovables el gobierno tiene el imperativo de explorar todas las alternativas que le permitan al país diversificar la matriz energética y facilitar la entrada de nuevos combustibles y, en este proceso, el hidrógeno es uno más de ellos», precisó.
«El hidrógeno puede ser una opción energética que contribuya a satisfacer las necesidades de tener menos emisiones de carbono, por lo que el gobierno tiene el interés de avanzar para estudiar la factibilidad del uso del hidrógeno como una fuente de energía limpia para Chile», añadió la subsecretaria.
Javier Bustos, jefe de la División de Prospectiva y Política Energética del Ministerio de Energía se refirió a las tendencias energéticas en el país a 2050, destacando el potencial que tiene el hidrógeno, como una oportunidad de respaldo para la variabilidad de las energías renovables.
Potenciales
Por su lado Martín Roeb, gerente del Departamento Hidrógeno del German Aerospace Center, sostuvo que el hidrógeno se puede almacenar para complementarse con energías renovables, mencionando la experiencia de Europa y Japón, donde se tiene la intención de desarrollar al 2020 «una cartera de soluciones limpias, eficientes y asequibles que demuestren el potenciaL del hidrógeno como portador de energía producido a partir de recursos renovables».
El director tecnológico de Corfo, Fernando Hentzschel señaló que actualmente el hidrógeno se usa en Chile en las refinerías de petróleo para reducir el contenido de impurezas de la gasolina que se comercializa en el mercado nacional, señalando que su producción con energía solar de bajo costo «podría revertir esta tendencia y abrir una nueva industria de generación de este producto energético para abastecer áreas como el transporte marítimo, almacenamiento de energías renovables y en aplicaciones en la agricultura».
[Piden identificar zonas de almacenamiento energético]
septiembre 22, 2016 | Industria
(Pulso) Aunque en la última licitación de suministro eléctrico para distribuidoras la estrella fue la energía solar, en la actualidad es el carbón el que ha retomado su rol central en la generación en el Sistema Interconectado Central (SIC).
De acuerdo con datos del organismo regulador, el CDECSIC, tanto en los meses de julio como en agosto de 2016 el carbón representó el 35% de la producción eléctrica, casi duplicando a su más cercano perseguidor: el GNL en julio (21%) y la hidroelectricidad de pasada en agosto, que explicó el 21%.
Además, esto significa un crecimiento de diez puntos respecto al mismo mes del año anterior, pues en agosto de 2015 el carbón sólo representó el 25% del total de la generación eléctrica en el SIC.
Esto se explica principalmente por la menor disponibilidad de agua, lo que a su vez obedece a que el invierno no fue todo lo lluvioso que se esperaba. Además, el parque de generación térmico a carbón está presentando niveles competitivos de costos, lo que también eleva la importancia de esta fuente energética, considerando que el sistema privilegia la generación que tenga el menor precio para el sistema.
“En el mes de agosto la operación del SIC se caracterizó por una participación hidráulica de un 35%, un 7% mayor al mes anterior. Por otra parte, la participación del carbón se mantuvo en 35%, mientras que el GNL disminuyó a un 15%. Lo anterior se tradujo en una menor participación diésel”, señala el último reporte mensual de la consultora Systep.
Por empresa, en agosto Endesa presentó un aumento de su generación hidráulica y una disminución de su generación GNL. “Colbún, al igual que Endesa, aumentó su generación hidráulica, disminuyendo levemente su generación GNL. Por su parte, AES Gener y Guacolda disminuyeron levemente su generación total, debido a una reducción de su generación a carbón. Finalmente, Pehuenche disminuyó su generación hidráulica”, añade el citado reporte.
La reducción en Guacolda tiene que ver principalmente con el mayor aporte ERNC en el norte del SIC, pues allí existen restricciones de transmisión que impiden enviar al resto del país toda la energía que allí se genere. Esto cambiará una vez que entren en operaciones las líneas en construcción: Interconexión SING-SIC, de TEN y Polpaico-Cardones, de InterChile.
Costos marginales
En relación con los costos, en agosto de 2016 el costo marginal del SIC promedió 47,2 US$/MWh en la barra Alto Jahuel 220, lo cual es un 13% menor respecto al mes de agosto de 2015 (54,5 US$/MWh), y 44% menor respecto a julio de 2016 (102,7 US$/MWh), consigna Systep.
Así, las variaciones respecto al mes anterior de los costos marginales del SIC y el SING en relación con igual período de 2015 fueron de -53,5% y -40,8% respectivamente.
“El promedio del año 2016 para el SIC hasta la fecha ha sido de 65,4 US$/MWh y en el SING 61,4 US$/MWh; el promedio ponderado por energía generada del costo marginal a nivel nacional es de 64,3 US$/MWh a lo que va del año”, explicó el boletín de la Asociación de Generadores.
[CDEC activa auditoría a central Guacolda y anuncia completa revisión al parque térmico]
julio 19, 2016 | Industria
(Pulso) La diversificación del mercado de alcoholes es una tendencia que ha crecido con fuerza en Chile durante los últimos años, añadiendo nuevos sabores y variedades a tragos tradicionales. Sin embargo, esta diferenciación también se da en los procesos de elaboración.
Como es el caso de Cervecera Guayacán de Diaguitas, que se convirtió en la primera cervecería a nivel nacional que funciona con energía solar al implementar un sistema fotovoltaico, proyecto cofinanciado por el Ministerio de Energía y la Fundación para la Innovación Agraria (FIA), del Ministerio de Agricultura.
“Este consta de 80 paneles que producen casi 20 MGW, con lo que se alcanza a generar 70% de la energía que la planta requiere para los procesos”, explica Andrés Toro, Gerente de Cervecería Guayacán.
Con una inversión total de $28.857.994, de los cuales el 64,37% fue aportado por el FIA, esto le ha permitido a la Cervecera reducir sus costos y bajar la huella de carbono de sus productos, además el sistema FV se ubica sobre techumbre, inclinado en 15º, lo que maximiza la generación eléctrica en los meses de mayor demanda y producción cervecera, es decir, en verano.
“Las ERNC tienen un valor estratégico muy potente en el mercado chileno: por una parte, agregan valor a productos con sello local, lo que les abre las puertas a la exportación a mercados donde las variables de sustentabilidad son muy apreciadas, y por otro, hacen frente a la inminente necesidad de avanzar hacia una matriz energética que no dependa de los combustibles fósiles”, aclara Héctor Echeverría, director de la FIA.
La cervecera además de producir su propia energía, puede inyectar electricidad a la red cuando tengan excedentes, según lo establecido en la ley 20.571, cobrando por ella.
“Estamos siendo pioneros en el sentido de que uno puede producir su energía y venderla a la red, entonces lógicamente al ser los primeros hay mucha más burocracia y más trámites, pero abrimos una puerta para que el resto de la gente de nuestra región nos siga y ojalá haga lo mismo”, concluye Toro.
Esta iniciativa se suma a la que ya se hizo el año 2013 en Viña Maqui, cuando se construyó un prototipo -también con apoyo de la FIA- para elaborar vino con energía geotérmica, obtenida del mismo proceso productivo de vinificación o del agua del pozo profundo, mediante un sistema de recuperación de energía que permite obtener agua caliente, disminuyendo costos de energía eléctrica y uso de gas.
[Bienes Nacionales destinó casi 50 mil hectáreas a energías renovables]
