marzo 16, 2015 | Industria y Negocios
La Embajada de Canadá y Empresas Eléctricas A.G., organizaron un desayuno-seminario para presentar a 11 empresas canadienses del sector eléctrico que ofrecen soluciones en el área Smart grid (o redes eléctricas inteligentes).
En la oportunidad, Rodrigo Castillo, director ejecutivo de Empresas Eléctricas A.G. detalló que lo que hoy se maneja en transmisión y distribución de energía es “una relación de una sola vía y lo que se persigue con Smart grid es lograr una interacción entre el consumidor y la red de una manera inteligente”.
Rodrigo Castillo resaltó la importancia de este encuentro −en el que participaron además representantes de empresas de ingeniería, del ministerio de Energía y de empresas eléctricas− ya que “las empresas canadienses cuentan con la experiencia, tan necesaria en un momento en el que se está iniciando el tema en nuestro país”, agregando que lo que “permitirá Smart grid es la relación con la información, la eficiencia, la participación y la incorporación de Energías Renovables No Convencionales. En definitiva es el fututo y la relación que se quiere lograr”.
¿Qué es smart grid?
La red eléctrica inteligente (o REI; smart grid en inglés) es la integración de los desarrollos en ingeniería eléctrica y tecnologías de la información y comunicación (o TIC), dentro del negocio de la energía eléctrica (tanto en generación, transmisión, distribución y comercialización, incluyendo a las ERNC). Se dicen que son inteligentes ya que permite que las áreas de coordinación de protecciones, control, instrumentación, medida, calidad y administración de energía, sean concatenadas en un solo sistema de gestión con el objetivo de realizar un uso más eficiente de la energía.
marzo 16, 2015 | I+D
Conicyt, en conjunto con el Ministerio de Educación e Investigación de Alemania (BMBF), anunciaron los proyectos seleccionados en la convocatoria 2014 para proyectos de investigación conjunta entre Chile y Alemania.
En total los seis proyectos seleccionados recibirán $800 millones por parte de Conicyt y un monto equivalente por parte de BMBF durante un período de tres años.
Los proyectos seleccionados corresponden a las áreas de Medio Ambiente, Energías Renovables No Convencionales (ERNC) e Investigación Marina y Polar (3); Biotecnología (2); y Minería y Medio Ambiente (1).
marzo 16, 2015 | Industria
El Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado del Norte Grande (CDEC-SING) informó que en febrero 2015 el costo marginal (CMg) promedio en la barra Crucero 220 kV, fue de 49,6US$/MWh lo que representa una disminución de 49,7% respecto a febrero de 2014 (98,5US$/MWh); y una disminución de 2,0% respecto a enero 2015.
La entidad destacó además que la generación bruta de febrero alcanzó 1.432,24 GWh, siendo un 80,62% aportado por las centrales a carbón, 7,61% por centrales de gas natural, y 7,54% por unidades que utilizan combustibles derivados del petróleo. El aporte de eólica y solar fue de 3,05%.
[Demanda, precios y relación con ERNC: El futuro del carbón]
Más información en el Informe Mensual enviado por el CDEC-SING a la Comisión Nacional de Energía (CNE).
marzo 10, 2015 | Industria
En el marco del Seminario “Definición de conexión al sistema de transmisión troncal del SIC en el ámbito de la versión 2014 de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio NTSyCS”, el director técnico del CDEC SIC, Andrés Salgado, dijo a Revista ELECTRICIDAD que como “la interconexión SIC-SING ya está declarada por parte de la CNE, tenemos que prepararnos. Tenemos que reunirnos con el CDEC SING, ver qué cosas tenemos que hacer en conjunto, adecuarnos”.
Desde el punto de vista del CDEC, detalló Salgado, “tenemos que hacer varios estudios, por ejemplo ver cómo vamos a operar una vez conectados, ver qué pasa si tenemos más o menos ERNC de las que se proyecta”. Adicionalmente, comentó que hace varios meses trabajan con el CDEC SING para adelantar los procedimientos en el tema de servicios complementarios.
En paralelo, la Comisión Nacional de Energía invitó a ambos CDEC y a varios expertos a formar un comité que discutirá, entre otros temas, los desafíos de la interconexión SIC SING. La primera reunión la tuvieron en enero y la siguiente se realizará la próxima semana, adelantó Salgado.
Seminario Técnico
Con la asistencia de 150 personas se efectuó en el Hotel Radisson de Santiago el seminario técnico “Definición de conexión al sistema de transmisión troncal del SIC en el ámbito de la versión 2014 de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio NTSyCS”.
“La importancia de este encuentro radica en transparentar al mercado lo antes posible, los criterios que estamos usando para definir los puntos de conexión de los nuevos proyectos. Misión que nos dio la norma técnica para regularizar toda la cantidad de proyectos que se están conectando al sistema de transmisión”, expresó el director del CDEC SIC, organismo que organizó la actividad.
“El mercado lo requería, ya que hay muchos proyectos que se están estudiando, y hay otros que están listos y requerían saber si el punto de conexión que tienen definido coincide con los criterios que vamos a definir como CDEC y en particular la dirección de Planificación y Desarrollo”, detalló Salgado.
La presentación realizada en este seminario estará disponible para observaciones en el sitio del CDEC SIC. Una vez que se analicen los comentarios se lanzará el documento oficial a fines de abril.
marzo 9, 2015 | Industria
(Economía y Negocios) Las fuentes renovables no convencionales son las de mayor peso en la cartera de proyectos. El gas, el carbón y, sobre todo, el diésel están muy por debajo del resto de las tecnologías.
Una década pasó entre la inauguración de las dos mayores centrales hidroeléctricas del país. En 2004 comenzó a operar Ralco, de propiedad de Endesa y con una capacidad de 570 MW; y en 2014 la central Angostura, de 316 MW y de Colbún.
El agua, el único recurso propio capaz de generar energía que puede inyectar al sistema eléctrico las 24 horas del día, ha ido perdiendo su participación en la matriz. Y, al ser una fuente barata, una mayor presencia en el sistema podría ayudar a reducir las tarifas eléctricas.
De un total de 4.558 MW que se encuentran en el Plan de Obras de febrero de la Comisión Nacional de Energía (CNE), solo 1.107 MW -equivalente al 24%- son hidroeléctricos. Y de ellos, solo dos proyectos son mayores a 200 MW: Las Lajas (267 MW) y Alfalfal (264 MW), las dos unidades de Alto Maipo, de AES Gener. Se prevé que ambos entren en operación en 2018.
Del total de los proyectos hidroeléctricos en construcción hasta 2022 en Latinoamérica, 38 mil MW corresponden a centrales mayores a 200 MW, y Chile es el país con menor presencia de ellos. Las centrales de embalse están ya en retirada y ahora las inversiones se concentran en hidroeléctricas de pasada de menor capacidad.
Poco más del 2% de los proyectos hidroeléctricos de todos los tamaños en construcción en el continente está en Chile. Brasil y Perú son los países líderes en la materia.
Renovables por delante
De la capacidad total que está actualmente en construcción en el país, y que se proyecta entre en operación entre este año y 2018, el 40% -1.823 MW-corresponde a proyectos de Energías Renovables No Convencionales (ERNC), esto es, energía solar, eólica y biomasa, principalmente.
Este tipo de fuentes también generan energía con recursos propios del país, pero tienen una desventaja: aún no pueden inyectar de forma continua al sistema eléctrico. Por tanto, las centrales de base -agua, gas, carbón y diésel- son necesarias para un buen funcionamiento del sistema.
La alta radiación solar de Chile, sumada a condiciones que permiten hacer proyectos sin la necesidad de obtener subsidios, han hecho del país uno tremendamente atractivo para los inversionistas. De todos los proyectos ERNC en construcción en 2015, el 76% son solares. Tanto es el interés de los inversionistas que en la industria se prevé que la meta gubernamental de lograr a 2025 que un 20% de la matriz eléctrica corresponda a fuentes renovables se podría adelantar unos cinco años. Hoy la CNE junto a los Centros de Despacho Económico de Carga (CDEC) están estudiando la mejor manera de incorporar estas fuentes al sistema.
El Gas Natural Licuado (GNL) es el combustible que el Gobierno definió como fundamental y se puso como objetivo impulsar en este período, pero de los proyectos en construcción, solo 815 MW corresponden a gas. El carbón lo sigue con 611 MW, y por último el diésel con 202 MW. Este último es la fuente de generación más cara.
