octubre 30, 2014 | Industria
(El Mercurio) Entre las 96 medidas de mitigación de emisiones de gases de efecto invernadero evaluadas en la fase 2 del proyecto MAPS (Mitigation Action Plans and Scenarios), el sector eléctrico concentra aquellas que poseen un mayor potencial de abatimiento para el período 2013 y 2030. Según la propuesta -que será presentada hoy y que fue realizada por seis ministerios y un amplio grupo de asesores-, el segmento eléctrico, a su vez, registra las emisiones más altas entre 10 sectores productivos. En términos absolutos, transporte y forestal son los sectores que le siguen, según su capacidad para aportar a la reducción.
En materia de energía, se propone impulsar un aumento sustantivo de la generación con Gas Natural Licuado (GNL), que permitiría reducir en promedio 11,9 millones de toneladas de CO2 al año, y la expansión hidroeléctrica en Aysén, que disminuiría 12 millones de toneladas en el mismo período. «Estos recursos (en Aysén) deben ser parte de una estrategia nacional de mitigación», dijo el ministro de Medio Ambiente, Pablo Badenier.
También MAPS considera efectivas otras medidas, como el incentivo a las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) y la interconexión regional con otros países. Pero éstas, como todas las otras iniciativas propuestas para los otros sectores económicos, reducen como máximo la mitad de lo logrado por las primeras proposiciones mencionadas.
Hernán Blanco, líder del proceso participativo de MAPS, explica que, en un escenario de crecimiento medio del PIB -y en caso de que no se adopten las medidas propuestas-, las emisiones totales país crecerían cerca de un 50% entre el 2013 y 2020, y 100% entre 2013 y 2030.
Efectos económicos
Una de las principales novedades de MAPS es que el proyecto evaluó el impacto que distintos escenarios tendientes a reducir las emisiones pueden tener sobre el conjunto de la economía. Esto, considerando la interacción entre los diversos sectores analizados.
Así, se concluyó que en el corto plazo (2020) existe un impacto negativo sobre el empleo y el PIB en casi todos los escenarios, pero a 2030 estos efectos se revierten y ambos índices comienzan a tomar fuerza. La única excepción (ver infografía), ocurre en los escenarios de impuesto al carbono tanto de US$ 5 como de US$ 20. Badenier explica que este gravamen es distinto al aprobado en la reforma tributaria, ya que MAPS considera un impuesto al carbono emitido por todas las fuentes de emisiones sin distinción, mientras que el de la reforma sólo grava a las centrales termoeléctricas de más de 50 MW. «En este modelo la recaudación fiscal se transfiere directamente a los hogares con el objetivo de evaluar el impacto del impuesto sin efectos adicionales sobre la economía», comenta.
MAPS analizó además 11 medidas implementadas entre 2007 y 2013, lapso en que Chile se comprometió a reducir un 20% de sus emisiones al 2020, involucrando la ley de ERNC, de bosque nativo, y eficiencia en la minería, entre otras. Concluyó que la reducción de emisiones a 2013 varió entre 1,8 y 5,06 millones de toneladas de CO2.
octubre 23, 2014 | Industria
(Pulso) Si Chile mantiene su modelo actual de expansión de la matriz energética -dominado por la termoelectricidad y fundamentalmente el carbón- se convertirá en pocos años en el más grande contaminador per cápita en América Latina y se ubicaría por encima de la mayoría de los países europeos, lo que afecta gravemente su competitividad a nivel mundial.
Esa es una de las conclusiones principales del estudio Imaginando un Chile Sustentable, que fue elaborado por investigadores del National Resources Defense Council (NRDC) de EEUU y de Berkeley University.
El trabajo, en el que participa también la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera) y que fue presentado entre martes y jueves de esta semana al CDEC-SIC, CDEC-SING, Comisión Nacional de Energía (CNE) y al Ministerio de Energía, utiliza un sistema de modelación de expansión de capacidad de largo plazo denominado SWITCH, que fue usado en el ejercicio analiza distintos escenarios sobre la evolución de la red eléctrica nacional desde 2011 y hasta 2031.
Según el documento, al que tuvo acceso PULSO, en un escenario sin cambios (BAU, por la abreviación de Business-as-usual) respecto del esquema actual de expansión del sistema eléctrico, Chile verá “un aumento en su perfil de riesgo y el incumplimiento con su compromiso internacional del 20% de reducciones de gases de efecto invernadero para el año 2020”.
En ese panorama, la energía generada por las centrales de carbón subiría del 25% en el 2014 a un 47% en el 2030.
A ello se suma, según los autores, que gran parte de este carbón sería importado, lo que generaría un cuadro tan riesgoso como lo ocurrido con las importaciones de gas natural desde Argentina en la década del 90 “con sus conocidas consecuencias”, se explica.
¿Chile sin carbón?
En un segundo escenario, se plantea que si Chile no instala nuevas plantas de carbón a partir de 2014, los costos del sistema solo subirían un 3% y las emisiones de dióxido de carbono se reducirían a la mitad en comparación con el escenario BAU.
Según la modelación, en ese caso el gas natural y las energías renovables no convencionales se dividirían uniformemente el espacio que deja la generación a carbón, en comparación con el escenario BAU, pero se requerirá un incremento adicional del 70% al 100% de capacidad de gas natural licuado (GNL) para el año 2030 en comparación con los planes de expansión existentes en los dos sistemas principales, SING y SIC.
“En el escenario sin carbón (SC) se impide la instalación de nuevas plantas a carbón, pero permitimos plantas de gas natural y de ciclo combinado para cubrir picos de demanda. Demostramos que la ausencia de este hidrocarburo en la red chilena no causa estragos en el sistema energético”, se concluye.
Si no se instalan nuevas centrales a carbón se requeriría aumentar la capacidad de regasificación de 10 a 15 millones de metros cúbicos día en Quintero y de 5,5 a 8 millones de m3 en Mejillones. Esto, considerando que estas capacidades no son solo para la producción de electricidad, sino también para el uso de gas residencial, comercial e industrial.
Una tercera conclusión se relaciona con la penetración de las energías renovables en la matriz eléctrica nacional. Al respecto se establece que Chile puede instalar hasta 25 veces su capacidad renovable intermitente que existía en el sistema en 2013, siempre y cuando se vea acompañada de la flexibilidad que proveerían las plantas de gas natural, lo que se traduciría en una proporción de 7:1 entre los recursos intermitentes (eólicos y solares) y la capacidad de “respaldo” o flexible.
La intermitencia de las centrales eólicas o solares se supliría con despachos horarios de energía hidroeléctrica, lo que permitiría mantener la confiabilidad del sistema.
Sin embargo, este crecimiento de la participación ERNC depende en alto grado de que la expansión de la red de transmisión no se vea obstaculizada. Ello triplicaría los costos de integración al sistema, creando a su vez una transferencia de riqueza hacia los generadores convencionales, “particularmente aquellos basados en combustibles fósiles, que compensan la falta de expansión de la transmisión con una implementación más extensa y mayores costos operativos y de combustible”, se agrega en el texto.
Además, el trabajo dedica un capítulo especial a la geotermia, recurso sobre el cual se dice que es el recurso más rentable y que una implementación temprana de esta energía permitiría ahorrar hasta US$11 mil millones en 20 años.
Sobre la energía eólica, el estudio agrega que debiera convertirse en la mayor fuente de ERNC en Chile a 2030, con entre 7 y 8,5 GW instalados. La energía solar, en tanto, podría llegar a entre 1.700 y 3.600 MW instalados a 2030, lo que dependerá de las variaciones en los costos y el financiamiento.
«La diversificación de fuentes de energía es fundamental para tener mercados competitivos»
“Nuestros resultados indican que Chile puede prescindir de nuevas unidades en base a carbón y que esto incrementa los costos de sistema en un 3% en los 20 años simulados. Este escenario requiere duplicar la capacidad actual de gasificación en los terminales de GNL, además de incorporar grandes cantidades de energías renovables lideradas por la eólica y seguida por solar y geotermia”, señala Juan Pablo Carvallo, uno de los autores del estudio.
El investigador está en Chile para presentar el análisis a las principales entidades relacionadas con energía, como los CDEC, la CNE y el Ministerio de Energía.
Según Carvallo, el sector eléctrico chileno lleva casi una década de precios altos, alta concentración, suministro restringido, e incertidumbre en el desarrollo de proyectos convencionales de mayor tamaño. Por ello, agrega, la Agenda de Energía elaborada por el gobierno de la Presidenta Bachelet ha reconocido la importancia de que el Estado asuma un rol más activo, de la diversificación de la matriz y de los actores, y de reducir costos.
El sistema
“La diversificación de fuentes de energía es un componente central para conseguir mercados eléctricos competitivos y robustos e incrementar la seguridad energética de un país. Nuestros resultados indican que si Chile sigue una expansión que atienda solamente a una eficiencia en costo y que no atienda a los costos de las externalidades ambientales, sociales, y macroeconómicas, estará produciendo un 47% de su energía en base a carbón hacia el 2030, comparado con un 25% actual”, complementa el investigador.
Añade que en la opinión de los autores, existen diversos riesgos al depender de manera tan fuerte de un único combustible importado. “Se espera que el carbón comience a exhibir volatilidad de precios cada vez más alta en la medida que avanzan las negociaciones para establecer impuestos y/o precios a las emisiones de dióxido de carbono a nivel mundial. Esta misma regulación provocaría que productos y servicios desarrollados con una mayor huella de carbono sean menos competitivos en los mercados mundiales”, plantea.
“La conclusión que un sistema diversificado y más limpio puede bajar los costos. El trabajo ahora es definir reglas de mercado para dar a Chile el futuro energético, estable, limpio y costo-efectivo que merecen los chilenos”, responde Doug Sims, director de Estrategia y Finanzas para de NRDC, entidad que junto con Acera apoyaron la realización de este trabajo.
El estudio fue realizado por los candidatos a doctor Juan Pablo Carvallo, Patricia Hidalgo-González y Daniel M. Kammen, todos ellos de la Universidad de Berkeley.
octubre 22, 2014 | Industria
La superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) informó que está preparada para recibir los primeros proyectos de Generación Distribuida, conocida masivamente como “Net Metering”, luego de que este miércoles entrara en vigencia la Ley 20.571 de Facturación Neta, la cual regula la autogeneración de energía con medios renovables.
La normativa permitirá a ciudadanos, comerciantes y pequeños industriales, entre otros, generar su propia energía y comercializar sus excedentes a través de las redes de distribución.
La información fue confirmada por el Superintendente de la SEC, Luis Ávila, quien sostuvo que además de la publicación del Reglamento (DS71), el organismo fiscalizador cuenta con los Protocolos e Instructivos que regularán el funcionamiento seguro de esta nueva modalidad de generación e inyección al sistema.
“Desarrollamos un trabajo arduo e interesante, con mucha discusión, mucho análisis, ya que se trata de un sistema nuevo, donde nuestra principal prioridad, junto con fomentar la utilización de energías renovables, es que el sistema no represente riesgos para las personas y sus bienes, ni afecte la continuidad del suministro eléctrico”, sostuvo Ávila.
Por lo mismo, el Superintendente explicó que el Reglamento contiene una serie de exigencias técnicas, tanto para los equipos a utilizar, como para la propia instalación, las que fueron diseñadas en base a normativa internacional, a fin de velar por la seguridad de las personas y la calidad de la energía que se pretende generar.
Fomento de las ERNC
El sistema de Generación Distribuida es un sistema que permite la autogeneración de energía, en base a Energías Renovables No Convencionales (ERNC), cuyos excedentes podrán ser comercializados por el propietario con su respectiva distribuidora eléctrica, a través de proyectos que no podrán superar una potencia instalada de 100 kW.
La tramitación de puesta en servicio de este sistema contempla la presentación ante la SEC, de una declaración eléctrica, la que debe ser realizada por un Instalador Autorizado por el organismo fiscalizador, la que debe contener detalles técnicos de la instalación y de los productos a utilizar.
Posteriormente, la SEC fiscalizará la instalación y si esta cumple con los requerimientos técnicos, autorizará su funcionamiento tras lo cual el propietario deberá pedir a su distribuidora eléctrica, la conexión.
En forma paralela, el organismo fiscalizador velará porque las distribuidoras no impongan exigencias más allá de las establecidas por la Ley y el Reglamento para realizar la conexión de los interesados a las redes de distribución, dirimiendo las discrepancias que puedan producirse durante el proceso de solicitud, conexión y firma de contrato.
En cuanto a los pagos de los excedentes de energía, las empresas deberán cancelar valores de precio nudo, los que son sometidos a regulación tarifaria, es decir, se utilizarán los mismos métodos de cálculo que se usan actualmente para establecer precios regulados de energía incorporando además los valores tarifarios de pérdidas y distribución.
Ávila sostuvo que “como todo sistema nuevo, seguramente, existen un montón de dudas, las que iremos despejando a medida que el proyecto avance. Por lo pronto, ya contamos con el Reglamento Técnico y los Protocolos de esta Ley, además de una batería de preguntas frecuentes, con sus respectivas respuestas, las que se encuentran publicadas en nuestra web, con las que esperamos poder acercar a los usuarios a este nuevo sistema”.
octubre 22, 2014 | I+D
El decano de la Facultad de Ciencias Físicas y Matemáticas de la Universidad de Chile, Patricio Aceituno, y el director ejecutivo de CDEC-SING, Daniel Salazar, firmaron este miércoles un convenio de cooperación entre ambas instituciones.
Actualmente existen cuatro proyectos en marcha, que están siendo desarrollados por alumnos de la facultad y el CDEC-SING, en el ámbito de la transmisión e interconexión, peajes, y ERNC, entre otras temáticas, y “esperamos contar al menos con un par más en los próximos meses”, señaló Salazar, quien agregó que para su institución constituye un deber relacionarse con la industria y con los actores claves del país, debido a la función pública que el trabajo del CDEC-SING representa, por esta razón “firmar este primer convenio que nos relaciona con la academia, justamente con la Universidad de Chile, nos llena de orgullo y satisfacción”.
Por su parte, el Profesor Luis Vargas, Director del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad, destacó que “(…) este convenio es un reconocimiento que nos hace CDEC-SING como una de las Universidades de prestigio, la cual forma y formará ingenieros eléctricos de excelencia”, indicando además que se trata de un “aporte al acercamiento entre la industria y la universidad, tema tan debatido y de cuya cooperación se espera que florezca la innovación y emprendimientos que le den nuevo brío a nuestra economía”.
octubre 20, 2014
La geotermia en Chile vive una paradoja: es energía limpia, autóctona con el mayor factor de planta dentro de las renovables, con potencial comercial -con la actual tecnología- de al menos 3.500 MW, pero el país no genera un solo MW a partir de ella.
Desde el 2000 hasta hoy, la industria ha invertido más de US$300 millones en actividades de exploración; realizándose variados estudios de geología y geofísica en al menos 25 concesiones, donde se han identificado posibilidades de encontrar recursos geotérmicos. En 15 de ellos se han perforado pozos delgados profundos de los cuales se cuentan cinco descubrimientos, vale decir, proyectos posibles de ser desarrollados y que esperan condiciones técnicas y de mercado que den viabilidad económica para su construcción.
Prácticamente todas estas actividades se han realizado sin conflictos sociales ni medioambientales gracias a la inserción temprana con las comunidades y autoridades locales. Salvo la erogación de vapor en El Tatio -que no ocasionó daño ambiental alguno, cómo indicó el informe de los expertos del PNUD que estudiaron el caso- los proyectos geotérmicos han demostrado que pueden avanzar junto con las comunidades, punto crucial en el escenario energético que vive nuestro país.
¿Entonces cuál es la piedra de tope para el desarrollo de la geotermia en Chile? Hay barreras claras: 1. Incertidumbre del recurso por tratarse de áreas nuevas, inexploradas; 2. Altos costos de perforación y ausencia de empresas de perforación de pozos de gran diámetro geotérmicos; 3. Marco regulatorio imperfecto pero no limitante el cual debiera adaptarse a la realidad actual del mercado; 4. Inexistencia de ayuda por parte del estado para mitigar los riesgos de capital iniciales de exploración; 5. Acceso a infraestructura de transmisión eléctrica: los proyectos están alejados de los centros de consumo y hay estrechez en los troncales. 6. Dificultad para acceder a contratos de energía (PPA) a largo plazo a precios competitivos (al menos 10-12 años), durante la exploración, lo que redunda en dificultades para acceder a financiamiento.
El Consejo Geotérmico, asociación que reúne a las principales empresas desarrolladoras de geotermia en el país, busca impulsar esta energía limpia y propone incentivos muy concretos: mitigar el riesgo exploratorio, mediante seguros a pozos fallidos; asegurar acceso al mercado mediante licitación de bloques de energía, incrementar cuota de ERNC y acceder a transmisión adicional tratada como troncal; disminuir riesgo de desarrollo y mejorar condiciones económicas para los proyectos con incentivos tributarios a la generación de ERNC, incrementando cuota a generar con ERNC y licitación de bloques de ERNC.
La geotermia tiene un valor estratégico de seguridad y calidad en el suministro de las ERNC. Es imperativo continuar avanzando en la creación de mejores condiciones para su incorporación en la matriz energética de Chile.
