octubre 9, 2013 | Industria
(Diario Financiero) La española Elecnor, a través de la sociedad Charrúa Transmisora de Energía, ingresó ayer a trámite ambiental el proyecto para construir el primer circuito de la línea de transmisión troncal Ancoa-Alto Jahuel 2×500 kV.
Esta obra, que fue presentada con un costo de inversión de US$ 140 millones, permitirá reforzar la capacidad de transporte de energía desde la zona sur del Sistema Interconectado Central (SIC) a la principal red eléctrica del país, la que desde hace un par de años presenta un importante déficit de capacidad, que impide traer hasta la zona central la energía que producen las unidades hidroeléctricas emplazadas y proyectadas desde la Región del Biobío al sur, así como los aportes de diversas unidades renovables no convencionales ubicadas en esa zona.
Igual pasa con los tendidos ubicados al norte de la Región Metropolitana, donde los principales afectados han sido diversos proyectos de generación en base a energía eólica ubicados en las regiones de Coquimbo y Atacama, que están impedidos de inyectar su producción a la red troncal por la falta de capacidad.
De hecho, la línea Ancoa-Charrúa es parte del mayor proceso de expansión del sistema de transmisión del SIC, que involucró la licitación de ocho obras que en total superaron los US$ 800 millones.
Retrasos
De acuerdo con los registros del Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA) cinco de estas ocho obras ya fueron ingresadas a trámite. Se trata de iniciativas que impulsan las empresas Transelec, Elecnor y Eletrans, que es la sociedad entre las distribuidoras eléctricas Saesa y Chilquinta, que en conjunto decicieron entrar al negocio de la transmisión troncal.
De acuerdo con estimaciones recientes del Ministerio de Energía, el gobierno está impulsando proyectos por más de US$ 1.100 millones para superar el déficit de transmisión en el SIC, lo que permitirá mejorar la seguridad del sistema y reducir el impacto en precio que provocan los cuellos de botella actuales.
La estimación es que estas obras, que fueron adjudicadas en mayo y octubre de 2012, estén concluidas en un plazo de cinco años, aunque algunas de ellas y otras anteriores presentan desfases de un año, con lo cual estarían disponibles en 2018.
Fuente / Diario Financiero
octubre 8, 2013 | Industria
(Seremi Energía Atacama y Coquimbo) Por unanimidad la Comisión de Evaluación Ambiental (CEA) de Coquimbo aprobó el estudio de impacto ambiental para la construcción del parque eólico Talinay II, el que se instalará en la comuna de Ovalle para inyectar energía limpia al Sistema Interconectado Central (SIC).
El proyecto contempla una potencia de 500 MW, los cuales serán aportados por 167 aerogeneradores (166 de 3 MW y uno de 2 MW), cuya energía será inyectada a través de líneas de alta tensión al principal sistema eléctrico del país.
El parque se ubicará en el sector de Talinay, al sur de la desembocadura del río Limarí, en la comuna de Ovalle, sobre una superficie de 2.657 hectáreas. Su construcción contemplará 5 etapas, con la instalación progresiva de los aerogeneradores hasta completar los 167.
El Seremi de Energía de Atacama y Coquimbo, José Ignacio Alliende, destacó la relevancia de esta iniciativa pues “se trata de 500 MW que se incorporarán al sistema y que marca la diferencia de la región en cuanto a su abundancia en recursos energéticos limpios, y que está en línea con la Estrategia Nacional de Energía del Gobierno del Presidente Sebastián Piñera que contempla entre sus pilares el despegue de las energías renovables no convencionales”.
Asimismo, recalcó que el proyecto se enmarca en la reciente aprobación de la ley denominada 20/25, “la cual estipula que al año 2025 el 20 por ciento de la energía eléctrica nacional sea producida por medios de generación renovables no convencionales”.
Por su parte, el gerente general de Empresas Talinay, Daniel Munzenmayer, manifestó su satisfacción por la aprobación de esta central, que sumará una capacidad total de 1000 MW (entre Talinay Oriente y Talinay II), “siendo uno de los parques ambientalmente aprobados más grandes del mundo, lo cual posiciona nuevamente a la región en lo más alto en cuanto a energía eólica”.
REALIDAD REGIONAL
A la fecha existen en carpeta 9 centrales de energía eólica aprobadas, entre los años 2009 y 2012, que aún no se han materializado, por un total de 947 MW de capacidad. De esos, actualmente se encuentra en construcción el parque El Arrayán (115 MW).
Los seis parques de generación eólica totalizan 282 MW de capacidad instalada y representan el 93% del país para este tipo de energía, mientras que en la Región de Coquimbo equivalen al 43% de la potencia existente. Según cifras oficiales, entre los meses de enero a septiembre del presente año, estas centrales acumulan una producción de 363,8 GW/h.
Fuente / (Seremi Energía Atacama y Coquimbo)
octubre 3, 2013 | Industria
(Estrategia) Sin duda que para Chile el tema de la generación de energía será esencial dentro de los próximos años, principalmente por la escasez hídrica y la paralización de centrales de diverso tipo. Ante este panorama las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) surgen como una gran alternativa, y si bien hoy solo representan el 6% del total de la matriz energética, se espera que para el 2025 esta cifra alcance cómodamente el 20%. Así también lo plantea Carlos Finat, director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables (ACERA).
-¿Cuánto representa actualmente las ERNC en la matriz energética?
-Actualmente representan aproximadamente el 6% del total. El objetivo establecido en la ley 20/25 es llegar al año 2025 al 20%. La ley está aprobada y solo falta que sea promulgada por el gobierno.
-Siempre se ha hablado que las ERNC son muy costosas ¿Es una realidad o solo se trata de un mito?
-Eso hace mucho tiempo que dejó de ser cierto, por lo menos hace un año y medio. Por ejemplo hoy los contratos de energía eólica están cercanos a los US$ 90 por MW/h.
-¿Cuánto invierten las empresas en ERNC?
-Eso depende de la combinación de generación que se esté construyendo en determinado momento. Pero usando un promedio, en este momento se están construyendo centrales por 700 MW de potencia escalada, y eso viene a equivaler a una cifra de US$ 1.500 millones.
-Si este tipo de energía es cada vez es más económica ¿Por qué representa un porcentaje tan bajo de la matriz?
-No creo que se trate de un porcentaje tan bajo si nos dedicamos a ver como ha sido el crecimiento durante los últimos años. Si miramos hacía atrás nos podemos percatar que las cifras que representaban las ERNC no existía, estaba en cero.
-¿Cuál será el futuro de la matriz energética en el país?
-Lo que ocurre en la mayoría de los países desarrollados, los cuales funcionan con fuentes de energía mixtas, mezclando las energías tradicionales con ERNC. Estas han sobresalido por ciertas épocas, en un primer momento se avanzó mucho en las mini hidro, luego hubo un boom de la energía eólica, y ahora está sobresaliendo la energía fotovoltaica. Pero sin duda que llegaremos a un tipo de matriz mixto.
Fuente / Estrategia
septiembre 24, 2013 | Industria
(Pulso) Brasil, el país más grande y poblado de Sudamérica, es también el mayor productor de energía en la región. Para lograrlo cuenta con una infinidad de recursos: viento, sol y agua, además del petróleo y gas, industrias que son más recientes. Aún así, a Brasil no le sobra la energía y ha sido uno de los principales impulsores de la interconexión regional.
Según el profesor Luciano Losekann, Ph. D en Economía de la Universidad Federal de Río de Janeiro, autor de distintos libros en materia de mercados eléctricos, desarrollo de biocombustibles y de paso en Chile para exponer en un seminario de la Universidad Católica sobre energía, es esperable que algún tipo de interconexión eléctrica se concrete en la región algún día, pero que por ahora el problema es la visión de los gobernantes, quienes sostienen que el anillo energético podría generar inseguridad en el suministro, en vez de verlo al revés como ocurre en Europa.
– ¿Será posible en algún futuro concretar el famoso anillo energético latinoamericano?
Espero que sí. Las ventajas de la integración energética de países con sistemas complementarios son evidentes, particularmente en el Cono Sur. La región vive una paradoja de abundancia de recursos y dificultades de suministro en varios países. En el intertanto, infelizmente, eso no ocurrirá en un futuro próximo. Varias iniciativas de interconexión en la región fracasarán y la política energética de los países de la región dejó de priorizar la integración.
– ¿Por qué hasta ahora no ha sido posible hacerlo?
Además de los marcos institucionales y políticos que no son convergentes, pienso que la principal razón es que los países no ven a la integración como una forma de fortalecer la seguridad del abastecimiento energético. Es decir, están diseñando políticas de energía más centradas en la autonomía energética que en la interconexión regional. Por esto, mientras la integración sea vista por las autoridades como una fuente de debilidad para la seguridad del suministro en cada país, ésta no va a avanzar en la región. Se estima que los beneficios económicos no son suficientes para justificarlo.
En Brasil muchos critican el gasoducto Bolivia-Brasil, que implica la importación de aproximadamente la mitad del gas que se consume en Brasil. Sin embargo, gracias al gas boliviano es que la industria de gas natural comenzó a desarrollarse en Brasil. En definitiva, la cuestión de la seguridad de abastecimiento no debe ser tratado desde un punto de vista del gobierno local, con cada país buscando la autosuficiencia, sino que en una perspectiva regional.
– ¿Por qué en Europa sí ha sido posible concretar la conexión regional, a pesar de haber enfrentado guerras?
El caso de Europa evidencia que los marcos institucionales y políticos divergentes no impiden ni dificultan la integración energética. En Europa, la percepción es que el desarrollo de la región estaba condicionado al aprovechamiento de los recursos energéticos regionales. La falta de recursos no permitió que la visión autárquica preponderase.
– ¿Qué rol deberían cumplir las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) en América Latina?
Históricamente, la energía hidroeléctrica ha tenido un papel importante en el suministro de energía en la región. Las fuentes renovables con tecnologías más recientes, como la eólica y la solar, deberán ir teniendo un papel creciente en la región, aun cuando esto sea con retraso y a una escala menor que lo que se produjo en Europa.
En Brasil, la continua participación de las energías renovables en el mix energético es una pieza central de la política energética. En el sector de la electricidad, las centrales hidroeléctricas van a ir teniendo una menor tasa de expansión, principalmente en zonas ambientalmente sensibles. El objetivo es que la pérdida de la cuota de la energía hidroeléctrica sea compensada por la expansión de otras fuentes renovables.
La energía eólica ha experimentado una fuerte difusión, con aumentos progresivos en la competitividad, y puede mantener esta tendencia en los próximos años.
– ¿Es razonable que, con los recursos que tiene Chile, se paguen US50 por MWh?
Si bien no conozco tan profundamente el sector de la electricidad en Chile, me parece que no es algo razonable.
– ¿Son adecuados los modelos de mercado a nivel local y regional?
En Brasil, que es el ejemplo más cercano que puedo dar, existe un modelo mixto de control del estado y del mercado. Además de la participación de compañías estatales, existe una participación activa del estado en planificación y en regulación. Eso no significa que el sector eléctrico no esté exento de problemas: allá el costo de la energía también es elevado, pero hay instrumentos para implementar una política energética y permitir la continua expansión del sistema.
La liberalización de los mercados, en mi visión, debe ser acompañada de una estructura que incorpore instrumentos de regulación y planificación sectorial. El mercado sin esos controles no es capaz de entregar los mejores resultados para la sociedad.
– ¿Existen los incentivos necesarios para el desarrollo de nuevas centrales generación de electricidad a nivel local y regional?
En Brasil, creo que sí. La expansión es impulsada por licitaciones que ofrecen herramientas para poner en práctica la planificación del sector estatal. Esto asegura que el ritmo de expansión de la oferta sea suficiente para ayudar a satisfacer la demanda en el mediano y largo plazo.
– ¿Qué impide una interconexión entre Brasil y Chile?
Como no son países vecinos la interconexión entre los dos países depende de un plan de integración regional, que no avanza por las razones señaladas anteriormente.
– ¿Qué rol podría cumplir a futuro la energía nuclear en América Latina?
En mi opinión, la abundancia de los demás recursos energéticos tiende a limitar el papel de la energía nuclear. Además de cuestiones de seguridad y principalmente de opinión pública luego del accidente de la central de Fukushima, en Japón, la generación nuclear enfrenta dificultades de competitividad frente a otras fuentes.
En Brasil, la planificación de largo plazo apunta que las centrales nucleares no tendrán un crecimiento significativo. Estas centrales consideradas en la planificación tienen como justificación la continuidad de la industria nuclear, para permitir que se siga desarrollando la capacitación en estas tecnologías. En otras palabras, es algo más estratégico que estrictamente económico.
Fuente / Pulso
septiembre 16, 2013 | Industria
(Diario Financiero)
Un modelo de consorcios en que los productores de Energías Renovables No Convencionales (ERNC) combinen la producción de plantas eólicas, solares y mini hidroeléctricas, sería una opción para facilitar la participación de estas fuentes en las licitaciones de suministro para clientes regulados de las distribuidoras eléctricas.
Este modelo forma parte de las propuestas que los académicos Juan Carlos Olmedo y Jacques Clerc, de las universidades Federico Santa María y de Chile, respectivamente, plantean en un documento donde analizan los efectos de la ley que fijó nuevas metas para la presencia de las ERNC en la matriz al año 2025.
“Incorporar en las licitaciones de distribuidoras que están en desarrollo (proceso 2013) la posibilidad de que participen portfolios de generación ERNC que sean capaces de ofrecer un bloque base (…) para esta implementación no se requieren cambios normativos”, dicen los autores.
La propuesta indica que al establecer este mix los operadores pueden ofrecer un flujo constante de energía durante todo el día, alcanzando un desempeño que se ajusta a las curvas de demanda de las distribuidoras. De esta forma, comenta Juan Carlos Olmedo, se supera una de las barreras de las ERNC, que es la intermitencia de estas energías.
En el texto se complementa que este mecanismo también sería eficiente en términos económicos, porque “al efectuar el calce entre oferta y demanda a precios competitivos, se logra además minimizar el impacto sistémico, en cuanto a la necesidad de respaldo”.
Si bien los académicos plantean el rol de un comercializador que estructure este portafolio, añaden que también podría ser una asociación entre productores. Al respecto, el director ejecutivo de la Asociación de Chilena de Energías Renovables (Acera), Carlos Finat dijo que aunque la industria ERNC siempre ha tenido presente este modelo e incluso, algunas empresas lo están analizando en detalle, “esto es una opción y consideramos que no puede ser una exigencia, pues en ese caso se estaría obligando a que los generadores deban asociarse, cuando el mismo propósito puede lograrse de manera más efectiva con cambios en las bases de licitación”.
El ejecutivo añadió que la postura del gremio es que sean las distribuidoras las que integren los diferentes perfiles de las generadoras ERNC.
Los académicos agregan que en términos económicos este mix reduce la necesidad de respaldo de las ERNC
con fuentes térmicas y la
subutilización de las mismas,
lo que ayudaría a reducir el costo del sistema y reducir el riesgo de falla de estas unidades.
Impacto de subsidios en la UE
La semana pasada artículos publicados en medios internacionales dieron cuenta del impacto de los subsidios a las ERNC en Alemania y España.
En el primer caso, Der Spiegel publicó que este año los consumidores germanos tendrán que pagar 20 mil millones de euros por la energía eólica, solar y biogás, electricidad que según este medio tiene un precio de mercado en torno a los 3 mil millones de la moneda europea. Esto por el uso de esquemas de Feed-in tariff aplicados allí, esquema que en Chile no se ha contemplado. Añade este artículo que las tarifas eléctricas han subido a más del doble respecto del año 2000.
Un reporte de The Economist, en tanto, menciona el caso de España y las implicancias del fin de la política de subsidios, tanto para los productores de renovables, que han visto caer en 40% sus ingresos, como para el resto del sistema que acumula un déficit de 26 mil millones de euros, situación que -dicen- le restó todo atractivo a estas inversiones en ese país.
Fuente / Diario Financiero
