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”.
agosto 30, 2021 | Industria
Durante julio se aprobaron 12 proyectos de generación ERNC, de los cuales diez pertenecen a centrales solares fotovoltaicas y dos corresponden a parques eólicos, sumando una capacidad instalada de 727 MW de capacidad instalada, con una inversión total estimada en US$845,7 millones, según indica el reporte ERNC de la Comisión Nacional de Energía (CNE).
La iniciativa de mayor envergadura es el parque eólico Entre Ríos, presentada por AR Coihue, que contempla 310 MW, con una inversión US$457 millones, que busca ubicarse en la Región del Biobío, seguida de la planta solar fotovoltaica Tres Cruces, de Sonnedix Chile, que considera 150 MW para emplazarse en la Región de Atacama, por un total de US$140 millones.
Otras iniciativas son el proyecto eólico Kosten Aike, de 36 MW, en la Región de Aysén, con una inversión de US$62 millones, además del parque solar fotovoltaico Pedro de Valdivia, de Acciona Energía Chile, que plantea instalar 140 MW en la Región de Antofagasta.
Los demás proyectos solares corresponden a Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD), que contemplan potencias instaladas de entre 9 MW y 15 MW entre las regiones de Atacama y La Araucanía. El promedio de las inversiones que comprenden es de US$10 millones.
agosto 23, 2021 | Industria
Un total de 1.770 MW de potencia instalada suman los 48 proyectos de generación que se encuentran en proceso de entrada a la operación en el Sistema Eléctrico Nacional, de los cuales 64,9% corresponden a centrales solares fotovoltaicas, seguidas de 17,6% de parques eólicos y de 15,9% de centrales de respaldo diésel, mientras que 1,6% son hídricos.
Así lo informa el reporte energético mensual del Coordinador Eléctrico Nacional, donde se consigna una capacidad instalada total de 28.492 MW entre Arica y Chiloé, luego de que en julio pasado se interconectaran 128,5 MW de potencia, provenientes de diez proyectos, nueve de los cuales corresponden a Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD).
El mayor proyecto conectado fue el parque eólico Alena, de Mainstream Renewable Power Chile, de 86,7 MW, ubicado en la Región del Biobío.
Con ello, en los primeros siete meses del presente año se han incorporado 2.185 MW de capacidad instalada al sistema eléctrico, siendo la Región de Antofagasta la que encabeza con creces este listado, al totalizar 6.946 MW, seguida del Biobío (4.859 MW) y Atacama (3.831 MW).
agosto 20, 2021 | Industria
Un amplio espacio de desarrollo para la generación distribuida, en que se incluyen proyectos de Net Billing y de Medios de Generación de pequeña escala (PMG y PMGD) identificó el estudio «Evaluación de la Industria de Generación Distribuida como Motor de Empleo y Desarrollo Económico Eficiente y Sustentable en Chile Post Covid-19», cuyos principales resultados fueron mostrados en un webinar realizado por la Asociación Chilena de Energía Solar (Acesol).
El trabajo fue realizado por el académico de la Universidad Católica y miembro de ISCI, Matías Negrete; el académico de la Universidad de Chile, Rodrigo Moreno; el académico de la Universidad Adolfo Ibáñez, Daniel Olivares, el profesor adjunto de la Universidad de Chile, Alejandro Navarro, el consultor de Vinken, Nicolás Lobos, y Cristián Villalobos de la misma institución.
Daniel Olivares inició el panel explicando que esta iniciativa se creó para ayudar a superar los impactos de la crisis sanitaria por pandemia. «El objetivo fue evaluar el potencial que tiene la industria de recursos energéticos distribuidos para aportar al desarrollo eficiente de la matriz eléctrica y aportar al desarrollo de empleos e industria tecnológica local. Finalmente, los resultados nos plantearon una serie de desafíos de política pública asociados principalmente a las barreras de entrada y a la eliminación de distorsiones de señales económicas para la toma de decisiones en proyectos».
Bajo esa línea, Cristián Villalobos explicó que se utilizó un modelo de planificación del sistema eléctrico llamado NewEn Planning, «que permitió hacer una planificación bajo distintos horizontes, supuestos y flexibilidad de modelación. Se utilizó un sistema reducido que representaba el sistema eléctrico Chileno que contaba con 20 nodos o zonas de carga, un parque generador de 137 unidades existente y 209 unidades candidatas. Además el sistema contó con una red hídrica de 23 nodos (12 de ellos embalses), 19 arcos y 21 unidades hidráulicas».
Por su parte, Nicolás Lobos explicó los resultados asociados al estudio. «En los resultados cuantitativos se puede observar que la generación distribuida y de almacenamiento es el escenario base ya que alcanza cerca del 40% de la nueva capacidad de generación instalada en el horizonte 2020-2040. Por otro lado, el desarrollo del sistema en conjunción a la integración de GD podría generar hasta un 16% más de empleos al año en etapas de construcción comparado con la expansión solo en base a generación a gran escala».
«Esto quiere decir que, la integración masiva de GD en los próximos años pudiera darse a partir de la inversión privada, sin necesidad de intervención del Estado, aunque para eso se requiere que el mercado entregue las señales económicas adecuadas para ello», explicó el ejecutivo.
Alejandro Navarrete planteó que la noticia relevante está en el punto que «hay altos costos, pero cuando se hace competitivo con inversiones de gran escala, con los refuerzos que son necesarios en distribución efectivamente empieza a aparecer como una buena idea. Acá ni siquiera se considera la confiabilidad tradicional, si hubiésemos valorizado la confiabilidad, tal vez incluso los niveles de adopción de almacenamiento, podrían haber sido mayores».
Finalmente, Matías Negrete destacó que «necesitamos integrar los recursos de manera efectiva al sistema, que va de la mano con tener digitalización, tecnologías de control y tecnologías de comunicación apropiadas con un marco regulatorio que permita que esa coordinación ocurra. Entonces el valor que mostramos en el estudio, necesariamente va de la mano con que no solamente instalemos equipos sino que, agregar que esos recursos distribuidos puedan generar recursos al sistema más allá que solamente una modificación de la demanda neta».
agosto 18, 2021 | Industria
Fue publicado en el Diario Oficial el decreto del Ministerio de Energía que establece una serie de medidas preventivas para evitar el racionamiento eléctrico, las que estarán vigentes hasta el 31 de marzo de 2022, con el objeto de «evitar, manejar, disminuir o superar los déficits de generación que se puedan producir en el Sistema Eléctrico Nacional, preservando con ello la seguridad».
«Las medidas señaladas se orientarán, principalmente, a reducir los impactos del déficit para los usuarios, a incentivar y fomentar el aumento de capacidad de generación en el SEN, a estimular o premiar el ahorro voluntario y a aminorar los costos económicos que dicho déficit pueda ocasionar al país», se indica.
Detalles
Las principales medidas que se contemplan son:
-Aceleración de la conexión de proyectos avanzados
-Aceleración de la conexión de pequeños medios de generación distribuidos (“PMGD”) y autodespacho de los medios de generación de pequeña escala
-Utilización de energía embalsada
-Definición de condición hidrológica a utilizar en la programación de la operación por el Coordinador
-Optimización del mantenimiento de unidades generadoras
-Registro de capacidad de generación adicional
-Máxima disponibilidad de infraestructura para GNL
-Monitoreo de indisponibilidades de combustibles
Transmisión y distribución
El decreto también considera medidas preventivas aplicables al segmento de la transmisión, como el tratamiento especial de instalaciones de transmisión, donde el Coordinador Eléctrico Nacional «deberá enviar a la Comisión y a la Superintendencia, dentro del plazo de 5 días hábiles contado desde la publicación del presente decreto en el Diario Oficial, un informe fundado en el que identifique las instalaciones de transmisión que ameriten un tratamiento especial en razón a la situación de estrechez que motiva la emisión del presente decreto».
Además se contemplan medidas para la distribución, como la «relajación de normas de calidad de servicio (tensión)», en que las empresas distribuidoras «deberán operar en los niveles más bajos posibles de voltaje dentro de los estándares de calidad de producto para los sistemas de distribución, siempre y cuando esta acción no ponga en riesgo la continuidad de suministro y no se afecte la seguridad de las instalaciones, las personas y las cosas. Asimismo, en los casos que corresponda, deberán coordinarse con las empresas de transmisión y el Coordinador».
«Para efectos de lo anterior, las empresas distribuidoras deberán presentar ante la Superintendencia, una estimación de ahorros de consumos y un plan de implementación de la medida que se establece en el presente artículo, en el plazo, formato, medio y otras consideraciones que determine la Superintendencia. Asimismo, de manera previa a la ejecución de esta medida, las empresas distribuidoras deberán presentar ante la Superintendencia, en la forma, plazo y medios que ésta determine, un análisis para determinar el porcentaje máximo de reducción de tensión nominal de sus redes de distribución que no afecte la calidad de servicio de sus clientes ni la operación de los medios de generación a que hace referencia el artículo 149° bis de la LGSE que se encuentren conectados a sus redes», se estipula.
Demanda
El decreto tiene medidas aplicables a la demanda eléctrica, señalando que las empresas generadoras y distribuidoras del Sistema Eléctrico Nacional quedan autorizadas para adoptar las siguientes medidas:
-Promover disminuciones del consumo de electricidad
-Pactar con sus clientes reducciones de consumo
-Suspender el suministro, en los casos señalados en el presente decreto y de acuerdo al procedimiento establecido en el artículo séptimo siguiente, mediante la aplicación de programas de corte
Finalmente, se establece un procedimiento para la administración de déficit y pagos de compensaciones, además de Consideraciones sobre calidad y continuidad de suministro y condiciones de racionamiento.
