octubre 4, 2021 | Industria
El uso de los software de gestión automatizada son una herramienta que actualmente cobre importancia a la hora de desarrollar proyectos de construcción, cuyos costos experimentan un alza a nivel internacional que también se están generando en el país, donde el sector energético no es ajeno a esta situación.
Luis Miguel Herrera, director de negocios de Procore Latinoamérica, analiza esta situación, destacando que estas nuevas tecnologías permiten conectar a todos los integrantes de un proyecto de construcción en una única plataforma y permiten mejorar el seguimiento, gestión y visibilidad de los proyectos gracias a la disponibilidad de información en tiempo real.
Situación actual
¿Cuáles son los factores detrás del actual periodo de incremento en los costos de construcción en Chile?
Los costos de construcción están aumentando en todo el mundo, debido al rápido aumento de los precios internacionales de los materiales de componentes básicos, como la madera y el acero, así como al aumento de los costos laborales
¿Cuándo cree que se manifestará la elevación de precios en los proyectos de construcción?
Ya estamos viendo aumentos hoy y los contratistas líderes se enfocan en cómo usar la tecnología para ser más eficientes con los recursos que tienen disponibles para entregar proyectos a tiempo y dentro del presupuesto para los propietarios y desarrolladores de proyectos.
Esta alza, ¿podría afectar por igual a obras de generación eléctrica o de transmisión o en otras de gas, o las afectaría de forma distinta, de acuerdo a sus propias realidades?
Cada componente del sector de la energía tiene diferentes desafíos, Por ejemplo, las tuberías requieren la administración de la mano de obra y los recursos en áreas horizontales a menudo vastas, mientras que las plantas de energía solar a gran escala requieren verificar que sus equipos de mano de obra sean capaces de hacer exactamente el mismo trabajo, a menudo miles de veces en todo el trabajo y las refinerías tradicionales de carbón o petróleo son espacios grandes y complejos que requieren software para proporcionar a todos los involucrados la capacidad de hacer bien el trabajo en entornos muy complejos durante períodos de tiempo ajustados.
Este aumento, ¿afectaría con mayor impacto a proyectos pequeños, especialmente PMGD solares, que se planean construir en el país?
No necesariamente todos los proyectos se ven afectados. Los proyectos solares al menos tienen el beneficio de una disminución general en los costos por módulo año tras año, lo que ha limitado los crecimientos de costos en la industria.
¿Existen instrumentos de cobertura a los que pueden recurrir las empresas para evitar o no ser impactadas fuertemente por esta alza de costos?
Tanto los propietarios de proyectos de energía como los contratistas pueden fijar los precios de los componentes con anticipación firmando contratos de compra antes de comenzar. Esto puede ayudar a eliminar el riesgo de los trabajos al proporcionar certeza de costos por adelantado, especialmente para trabajos en los que los materiales son un componente importante.
Además, el uso de software para administrar todos los costos asociados con el proyecto, incluidas las órdenes de cambio y cada artículo de línea individual, puede ayudar a proporcionar claridad y garantizar que el trabajo se desarrolle sobre una base financiera sólida.
octubre 1, 2021 | Industria
Un total de 388 MW de potencia instalada suman los ochos proyectos solares fotovoltaicos aprobados durante agosto, los cuales totalizan una inversión estimada en US$430 millones, donde destacan dos centrales que superan los 100 MW de capacidad, cada una, de acuerdo con los indicado por el reporte ERNC de la Comisión Nacional de Energía (CNE).
El mayor proyecto aprobado es la optimización del Parque Peldehue Solar, de 120 MW, que busca instalarse en la Región Metropolitana, con una inversión de US$120 millones. En esta misma zona se ubican otras dos iniciativas: la optimización del Parque Solar Samantha, de 115 MW, que contempla una inversión US$160 millones, además de la Planta Solar Santa Teresita, de 11 MW, con US$10 millones.
Otros proyectos que obtuvieron favorable su Resolución de Calificación Ambiental (RCA) corresponden a Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) que se ubican en las regiones de Atacama, Valparaíso, Tarapacá y Arica-Parinacota.
Con ello, de acuerdo al organismo regulador, en los últimos 13 meses se ha aprobado un total de 8.435 MW, con una inversión de US$8.357 millones.
septiembre 7, 2021 | Industria
La tecnología solar fotovoltaica y eólica, junto al almacenamiento de energía, serán las encargadas de suministrar los 2.310 GWh al año que se adjudicaron las cinco empresa ganadoras de la licitación eléctrica llevada a cabo por la Comisión Nacional de Energía (CNE), cuyo precio promedio marcó un nuevo récord histórico de US$23,7 por MWh.
Las empresas Sonnedix Chile y Opdenergy se adjudicaron el 74,6% del bloque de energía licitado, equivalente a 1.722 GWh de los 2.310 GWh licitados. Ambos desarrolladores valoraron los resultados, especialmente por la participación que tendrán las fuentes renovables variables en el futuro suministro, dando a conocer la cartera de proyectos que tienen en operaciones, además de los que están en construcción y con aprobación ambiental.
Sonnedix
Sonnedix se adjudicó el 39,1% del bloque licitado, equivalente a 903 GWh al año, lo cual fue valorado por Axel Thiemann, CEO de Sonnedix, destacó la participación del sector de las Energías Renovables Variables en el proceso, precisando que se «demuestra la importancia de este sector en la matriz energética nacional. Para Sonnedix, esta adjudicación es una excelente oportunidad para expandir nuestra presencia en Chile, ya que nos permitirá construir más de 400 MW en proyectos solares fotovoltaicos con una inversión de alrededor de US$300 millones de dólares»
Sonnedix, que contó con la asesoría del estudio Guerrero Olivos para la preparación de la oferta, actualmente cuenta con más de 4, 6 GW de capacidad total, incluyendo un pipeline de desarrollo y construcción de más de 3, 1 GW.
Durante este año, la empresa puso en operaciones el parque solar Sonnedix Atacama, de 170 MW, que estimar generar 470 GWh anuales. Además compró cuatro plantas solares a Building Energy Andes, las cuales totalizan 19 MW de capacidad instalada.
También adquirió a la empresa RTB Energy, un proyecto solar de 150 MW, que se instalará en Pelequén, mientras que desarrollará el proyecto Meseta de los Andes, de 160 MW en la Región de Valparaíso, junto a Cox Energy América. Otra iniciativa que tiene es el proyecto Tres Cruces, de 150 MW, el cual obtuvo aprobación ambiental para construirse en la Región de Atacama.
Opdnergy
Opdenergy se adjudica un 35% de la licitación eléctrica con una propuesta combinada de energía eólica y solar, equivalente a 819GWh al año, lo que corresponde al 100% de la oferta presentada por Opdenergy en el proceso.
Esto deja a la empresa como adjudicataria en 39 sub-bloques de los 110 subastados para los tres tramos horarios, lo que supone distribuir energía las 24 horas del día, la cual se abastecerá con una combinación de proyectos eólicos y solares de más de 600 MW de capacidad.
«Tras este resultado, Opdenergy proporcionará energía limpia equivalente al consumo de cerca de 400.000 hogares por un período de 15 años a partir de enero de 2026, y aumentará sustancialmente su capacidad actual instalada de 171 MW, consolidando su compromiso y presencia en el país», destacó la firma.
Carlos Ortiz, Country Manager de Opdenergy en Chile, sostuvo que este proceso «es un importante paso para la meta de alcanzar una matriz energética cada vez más renovable y limpia en el país, incluso en un contexto desafiante a nivel mundial».
A nivel local, la compañía cuenta con dos proyectos a gran escala: el parque eólico La Estrella con 50 MW, cuya operación comenzó a principios de año, y el parque solar fotovoltaico Sol de Los Andes de 104 MW, el cual se encuentra en construcción y entrará en operación a finales de este año. Estos proyectos fueron adjudicados en la licitación anterior, donde la compañía ganó 176GWh/año quedando en posición de alcanzar cerca de 1.000 GWh/año de energía contratada.
Adicionalmente, Opdenergy cuenta con tres proyectos PMGD ubicados en la Región de Valparaíso, cuyo desarrollo supone un impulso para las diferentes economías locales a través de la creación de empleos de calidad y la mejora del bienestar social.
septiembre 6, 2021 | Industria
La liberalización de los mercados del GNL y de Servicios Complementarios son algunas de las propuesta del estudio «Remoción de barreras para el ingreso masivo de ERNC a la matriz eléctrica en Chile», que Chile Sustentable encargó a KAS Ingeniería, el cual fue realizado por Aldo Arriagada y Samuel Jerardino.
Según el primer especialista, la idea de modificar el mercado de Servicios Complementarios apunta a «permitir a que hayan más actores que puedan proveer estos servicios, mediante mecanismos de tarificación y normativos», poniendo como ejemplo la posibilidad de introducir el concepto de «estatismo» en la regulación primaria de frecuencia, para la electromovilidad, especialmente con los vehículos eléctricos conectados a la red y el aporte de potencia que puede hacer la energía almacenada en estos autos.
Explicó que la idea es «universalizar la entrega de Servicios Complementarios, más allá de lo que se hace con las unidades de generación».
También se plantea avanzar en recursos distribuidos para tener una alternativa, por lo que se indica la necesidad de modificar «la normativa, eliminando las restricciones que impiden una competencia limpia entre la generación distribuida (PMGD y autoconsumo) y la generación centralizada».
Gas
El estudio además propone liberalizar el mercado del gas nuevos actores, «tanto oferentes como demandantes», añadiendo que este combustible debe quedar a disposición del Coordinador Eléctrico Nacional «para la planificación de la operación en las unidades generadoras que resulten más económicamente eficientes para el sistema.
Otro punto que se menciona es la eliminación de la Norma Técnica sobre el despacho de centrales GNL, indicando que se debe avanzar hacia un «mercado de gas natural flexible, incorporando transferencias firmes y de oportunidad con otros países de la región, permitiendo determinar el costo de oportunidad o alternativo del gas en forma similar a como se obtiene el valor del agua en centrales hidroeléctricas de embalse».
septiembre 2, 2021 | Industria
Mejorar la forma en que se mira la incertidumbre hidrológica, fue uno de los puntos que señaló José Venegas, secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), durante la segunda jornada del seminario «Los desafíos de la institucionalidad eléctrica chilena», realizado por el Comité Chileno de Cigre.
«Es indispensable mejorar la manera en que enfrentamos la incertidumbre hidrológica. De nuevo, parece que nos sorprendemos porque tenemos una sequía, cuando hemos tenido tantas y por eso aparecen algunos agoreros de catástrofes. Esta sequía ha puesto en evidencia que el sistema es bastante fuerte, porque no estamos racionando, ni vamos a racionar».
Venegas aseguró que esta situación también ha puesto de manifiesto «que hay problemas y de que no es seguro dependen 100% de la logística de compra de GNL o diésel por ejemplo, o que es simplista culpar al organismo coordinador o sugerir que se ha reaccionados tarde, cuando ha pasado todo lo contrario».
A su juicio, el retiro de centrales a carbón tiene que seguir inalterable, advirtiendo que este proceso se tiene que tomar con «responsabilidad y sin fantasía», señalando que la sequía ha demostrado que «transitar hacia la ausencia total de generación a carbón es un proceso imprudente de apurar».
También planteó la necesidad de aumentar la generación distribuida, señalando que los cambios en los reglamentos de PMGDs «apuntan a ello para la estabilidad y el crecimiento de la generación cercana al consumo».
Institucionalidad
En la ocasión, también participó Daniela González, socia directora de Domo Legal, quien abordó la incerteza jurídica que pudo haber hecho que la credibilidad de las instituciones haya caído. «Cuando las cosas no están claras, cuando están en revisión, probablemente se necesitan organismos o un regulador que esté más cerca de la autoridad que toma esas decisiones».
Por otro lado, también fue parte del seminario, Carlos Barría, jefe División de Políticas y Estudios del Ministerio de Energía, donde afirmó que se tiene que trabajar con otras instituciones con miras a la «transición energética», añadiendo que la transformación de usos energéticos que, tradicionalmente han sido de otros combustibles, «nos obligan a que como sector eléctrico tengamos una coordinación 2.0”.
