marzo 20, 2017 | Industria
(Diario de Concepción) En enero de 2017, el Índice de Electricidad, Gas y Agua (EGA) presentó un alza de 1,8% respecto a igual mes de 2016. La principal actividad que incidió positivamente en la variación interanual del indicador fue el sector Electricidad, con 2,018 puntos porcentuales (pp.).
Así lo informó la directora región del Biobío del Instituto Nacional de Estadísticas en la zona, Margot Insunza.
Cabe explicar que el objetivo del Índice de Producción de Electricidad, Gas y Agua es estimar la evolución mensual del volumen de producción de Electricidad, Gas y Agua (EGA), mediante la utilización de variables físicas de generación y distribución de energía eléctrica, distribución de gas por cañería, regasificación de gas natural licuado y distribución de agua potable.
Índice de Electricidad
Un incremento de 2,2% anotó el Índice de Electricidad en comparación a enero del año anterior, situación que se debió al mayor dinamismo que experimentaron la generación eléctrica (2,004 pp.) y la distribución eléctrica (0,154 pp.).
Índice de generación eléctrica
La generación eléctrica aumentó 2,2% en 12 meses, asociada principalmente a una mayor generación eléctrica de tipo térmica y eólica.
La generación hidroeléctrica fue la principal fuente de energía en la región, representando el 52,3%, sin embargo disminuyó en el período, producto de la menor actividad del tipo hidráulica de embalse (8,5%) y de pasada (14,4%).
La generación termoeléctrica aportó el 45,4% de la electricidad total generada en la región. Cabe destacar que este tipo de fuente ha obtenido cifras positivas por décimo tercer mes consecutivo.
El resultado favorable que experimentó la energía con fuente térmica en enero de 2017, se debe principalmente a la mayor generación eléctrica con biomasa, que aumentó en 57,9% y contribuyó con el 22,6% del total que generó esta fuente, así como de la producción con carbón, con un incremento de 12,7% y participó con el 70,8% de la energía térmica regional.
Índice de Distribución Eléctrica
El Índice de Distribución Eléctrica creció 1,6% en doce meses, impulsado, en gran medida, por el alza en el suministro hacia los hogares.
Los sectores residencial, industrial y comercial aportaron el 72,2% del suministro eléctrico regional realizado por las empresas distribuidoras de electricidad en el período.
enero 27, 2017 | Sustentabilidad
La cuenca del Biobío es la que presenta el mayor potencial hidroeléctrico del país, con 2.902 MW de potencia, seguida de la cuenca del río Baker, ubicado en la Región de Aysén, (1.981 MW); Palena (1.797 MW); Pascua (1.694 MW); Yelcho (1.403 mw); Maule (1.368 MW); Toltén (1.123 MW); Valdivia (906 MW); Aysén (848 MW); Bueno (807 MW); Cisnes (619 MW), y Puelo (552 MW), según lo indica la segunda etapa final del Estudio de Cuencas realizado por el Ministerio de Energía.
El documento identificó un total d 15.938 MW de potencia que podría instalarse en estas doce cuencas del país, entre la Región del Maule y Aysén, donde también se registró el potencial de las subcuencas.
«Las 12 cuencas en estudio representan un potencial que es 2,4 veces la capacidad instalada neta actual de hidroelectricidad en el Sistema Interconectado Central (SIC) (6.638 MW a diciembre de 2016). Este potencial considera solamente el recurso disponible en cauces naturales, por lo que no se ha tomado en cuenta el potencial que podría desarrollarse en forma sinérgica con otras formas de producción, por ejemplo, embalses de doble propósito utilizando aguas que están asignadas a riego agrícola para también generar hidroelectricidad», señala el estudio.
«Tampoco considera, para las cuencas de la zona centro y sur, el potencial que puede haber en sub-subcuencas (SSC) que no poseen derechos de aprovechamiento de aguas no consuntivos por lo que podría haber una subestimación del potencial hidroeléctrico real total, aunque esta diferencia sería, de acuerdo a expertos consultados, de muy baja relevancia», se advierte en el documento.
De acuerdo a lo consignado en el estduio, el potencial hidroeléctrico a escala de sub-subcuenca «es también un insumo valioso para las comunidades que, muchas veces, no conocen si las aguas de su territorio están comprometidas o asignadas a través de los derechos de aprovechamiento».
Cambio Climático
La segunda etapa del Estudios de Cuencas además consideró el efecto del cambio climático en que se esperan reducciones en la generación de energía de 3,8% al 2040 en las cuencas, ubicadas entre las zonas del Maule y Toltén.
En una modelación de escenario pesimista de largo plazo (entre 2070 y 2100) las estimaciones del estudio señalan una disminución de hasta 28% en la generación hidroeléctrica en la cuenca del Maule.
«Para las cuencas de la zona sur se proyectaron reducciones de entre un 2% y un 3% para todas las cuencas en el escenario a corto plazo, y de hasta 22% en algunas cuencas, en el largo plazo (cuencas del Bueno y del Puelo, ambas en el escenario pesimista). En general, las reducciones que se proyectan van disminuyendo conforme se avanza hacia el sur, pero van aumentando a medida que se avanza a períodos de tiempo más lejanos y los efectos esperados sobre el caudal (y por tanto, sobre la potencia generable), son más notorios en los escenarios de cambio más severos o escenarios pesimistas. Los informes respectivos de los estudios de cuencas muestran el detalle de las cambios calculados», consigna el documento.
Asimismo se sostiene que en las cuencas de la zona sur (Valdivia, Bueno, Puelo y Yelcho) el impacto es levemente menor, «lo que se debe probablemente a que el principal impacto del aumento de temperatura
en el régimen hidrológico será adelantar la época de deshielo. Sin embargo, la contribución de deshielo en las cuencas de esta zona (que son de baja altura) no es tan importante, por lo cual es probable que el cambio en la estacionalidad de los caudales sea relativamente pequeño».
Vea acá el informe completo del Estudio Final de Cuencas del Ministerio de Energía
diciembre 28, 2016 | Industria
(El Mercurio) El año que viene no debería distar mucho de lo observado en 2016 en materia energética. Al menos no de forma radical, aunque este año -producto del gran ingreso de actores y proyectos- dejó múltiples desafíos en los que es urgente avanzar.
Así lo estiman expertos del sector, quienes proyectan que los precios adjudicados en la licitación pasada -que promedió US$ 47,5 por MWh- deberían mantenerse cerca de ese nivel en los procesos que se llevarán a cabo en 2017.
Sebastián Bernstein, socio de Synex, señala que estos valores se mantendrán porque quedó mucha energía disponible no adjudicada de los generadores convencionales existentes, además de una larga lista de generadores nuevos no convencionales que no fueron adjudicados y tratarán de ganar en esta licitación. «La presión por contratos a precios bajos se mantendrá pues las proyecciones de precios spot son a valores muy bajos, por la sobreoferta, el bajo crecimiento esperado de la demanda, y la baja de precios en los combustibles, entre otros», explica.
Francisco Aguirre Leo, socio de Electroconsultores, estima que los precios alcanzados en las últimas licitaciones se mantendrán porque es probable que la demanda no crezca.
Vivianne Blanlot, ex secretaria ejecutiva de la Comisión Nacional de Energía (CNE) y directora de empresas, sostiene que la demanda se mueve cerca del crecimiento del PIB, y dado que el crecimiento económico para 2017 se estima entre 1,5% y 2,5%, el incremento irá en ese rango. Pese a que apuesta que el país seguirá viendo precios entre US$ 50 y US$ 65 por MWh «dependiendo de la seguridad que aporta cada tecnología al sistema», precisa que los precios de la última licitación no estarán vigentes hasta el 2020 o 2021, y solo se materializarán en la medida que los proyectos adjudicados se concreten a los costos esperados.
Claudio Seebach, director ejecutivo de la Asociación de Generadoras, estima que en la subasta de 2017 se verá «una tendencia similar en cuanto a participación y competencia, ya que además se está incorporando un esquema favorable para ofertas con estacionalidad, como típicamente lo son las centrales hidroeléctricas de pasada».
Preparar el terreno
Blanlot enfatiza que en las próximas licitaciones, y producto de la fuerte arremetida de renovables, es necesario que se tome en cuenta la necesidad de respaldo y servicios complementarios, así como el costo que esto implicará, a la vez que se exijan mayores garantías de cumplimientos para los proyectos que se presenten al proceso. La ejecutiva dice que «el regulador debería establecer normas que permitan valorizar el aporte a la seguridad del sistema, y no intentar determinar las tecnologías que componen el parque generador». Puntualiza que la tecnología que mejor puede hoy respaldar a las intermitentes -como la eólica y la solar- es la hidroelectricidad de embalse y las centrales de ciclo combinado de gas natural, aunque también señala que en el futuro se debería incentivar el almacenamiento cuando este presente costos competitivos. Pide tener en el mediano plazo «una discusión con altura de miras» sobre el desarrollo de centrales hidroeléctricas de embalse».
Aguirre Leo recalca que es necesario que el regulador impulse esta fuente de energía que es propia y limpia; y también Bernstein señala que se debería fomentar el uso tanto de las baterías de almacenamiento, como las centrales de embalse y bombeo para dar mayor seguridad al sistema.
Seebach manifiesta que para la seguridad del sistema eléctrico «se requiere del desarrollo de servicios complementarios que permitan dar una mayor flexibilidad, más que de una tecnología en particular». Bernstein también advierte que es importante asignar a las ERNC (Energías Renovables No Convencionales) que se instalen a partir de 2023 «el costo adicional que le irrogarán al sistema eléctrico en términos de disponer de sistemas de almacenamiento (embalses, bombeo, baterías) o bien de generación térmica de partida y detención rápida, para los fines de estabilizar la generación».
Tomar decisiones
Bernstein agrega que al menos hasta 2022 ya está decidida y comprometida la construcción de una serie de proyectos de energía, por lo que «la situación de sobreoferta perdurará como mínimo hasta ese año».
A modo general, los expertos señalan que el sector -y el Gobierno- deberán poner foco en ciertos aspectos de manera especial. Proyectan que la presencia de ERNC seguirá al alza, y estiman que esto crea la necesidad de un fuerte desarrollo de líneas de transmisión, ya que el socio de Synex asegura que las que hoy están en construcción quedarán copadas hacia 2023 dependiendo de como evolucione la demanda. También advierten la necesidad de fomentar la eficiencia energética y la generación distribuida.
[Thomas Keller: “En Colbún, lo único que queremos es hacer proyectos hidroeléctricos”]
diciembre 12, 2016 | Industria
El vicepresidente ejecutivo de Generadoras de Chille, Claudio Seebach, aseguró que para cumplir con los objetivos de la política energética 2050 es necesario situar a la hidroelectricidad en un rol fundamental.
El plan del gobierno pretende que la energía generada por termoelectricidad disminuya de un 60% a un 30%, lo cual implica que un 70% de la energía tiene que ser renovable. El problema es que no tenemos energía solar durante la noche y el viento no sopla constantemente por lo que el sistema debe compensar la variabilidad de las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) y ahí es donde entra el agua como protagonista, detalló Seebach.
El ejecutivo explicó en el Seminario “Reformas de Aguas: Impacto y Visión de los Usuarios”, organizado por el Centro de la Universidad Católica de Derecho y Gestión de Aguas, que “el embalse puede abrir o cerrar la llave (en palabras simples) en muy poco tiempo. Si se va el sol, podemos dar la orden y generar a máxima capacidad o reducir a la mínima en minutos”.
Esta característica asegura el futuro de las energías renovables ya que “en la medida que vayamos implementando más energías variables, van a haber variaciones que tendremos que respaldar”, añadió.
“La fuente más virtuosa para aportar flexibilidad al sistema es la hidroelectricidad”, aseguró el vicepresidente ejecutivo de las Generadoras de Chile, quien además recalcó que “hoy el 97% de la energía que se guarda en el mundo, se almacena a través de embalses”.
Futuro eléctrico
Básicamente nuestro bienestar y crecimiento está asociado a la energía eléctrica, y si analizamos los números de la OCDE, vemos que estamos a menos de la mitad del consumo de energía de estos países, no obstante, planteó Claudio Seebach “vamos a duplicar o triplicar nuestro consumo de electricidad de aquí a 2050 y esa energía tiene que salir de algún lado”.
De esta manera, hacia el futuro habrá un mayor consumo de energía eléctrica y esas energías van a tener diversos usos. Por ejemplo, explicó el vicepresidente ejecutivo de las Generadoras de Chile “un auto a combustión pierde entre el 70% y el 80% de la energía que se transforma en calor, mientras que un auto eléctrico que funciona con baterías utiliza cerca del 90% para mover el motor”.
Además, si dejamos de usar autos a bencina y pasamos a los eléctricos, reduciríamos nuestras emisiones de contaminantes globales en un 80% o 90%. “Hay una oportunidad tremenda para un futuro más sustentable a partir de la electricidad”, concluyó el ejecutivo.
[Enel Generación centraliza operación de sus centrales hidroeléctricas]
agosto 10, 2016
