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Energías Renovables cerrarán 2019 con más de 5.300 MW de proyectos en operaciones

Energías Renovables cerrarán 2019 con más de 5.300 MW de proyectos en operaciones

Un total de 5.322 MW de capacidad instalada en proyectos en operaciones registraron las energías renovables durante noviembre, de acuerdo con los datos del Reporte ERNC de la Comisión Nacional de Energía (CNE), donde la tecnología solar fotovoltaica encabeza este listado con 2.648 MW, representando casi el 50% de participación en la matriz energética nacional.

Luego viene la tecnología eólica, con 1.621 MW en operaciones (35% de participación), seguida del sector mini hidro con 512 MW (9%); la biomasa con 502 MW (9%), y la geotermia con 1% (44 MW).

Según el documento del organismo regulador, los proyectos ERNC en periodo de pruebas suman otros 590 MW, de los cuales la mayoría pertenecen a parques eólicos (522 MW), mientras que 23 MW son por centrales fotovoltaicas.

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En construcción se encuentran otros 2.973 MW, los cuales son encabezados por proyectos solares fotovoltaicos (1.625) y eólicos (1.035 MW), seguidas de biomasa (171 MW), y Geotermia (33 MW), además de la Concentración Solar de Potencia que está en la recta final del proyecto Cerro Dominador, con 110 MW.

Por su lado, las iniciativas ERNC con su Resolución de Calificación Ambiental (RCA) aprobadas suman 33.553 MW, que son lideradas por la energía solar fotovoltaica (17.670 MW) y eólica (11.076 MW), mientras que el total de proyectos de energía renovable que se encuentran en calificación ambiental totalizan 4.771 MW, siendo la solar fotovoltaica la que encabeza esta lista, con 3.634 MW, secundada por proyectos eólicos (1.101 MW).

El estudio del gobierno que ve factible adelantar descarbonización

El estudio del gobierno que ve factible adelantar descarbonización

(La Tercera-Pulso)  el retiro total de las centrales a carbón en el país, planificado para 2040, ha sido uno de los objetivos del Ministerio de Energía, que encabeza Juan Carlos Jobet, desde hace algunas semanas. Aunque las gestiones se han visto interrumpidas desde el estallido social, la reciente actualización de la Planificación Energética de Largo Plazo (PELP), da señales de que las condiciones para que esto finalmente ocurra algunos años antes de lo presupuestado, es totalmente factible.

PULSO accedió a los detalles de este estudio, que tiene por objetivo desarrollar distintos escenarios energéticos de desarrollo de la generación y el consumo del país en un horizonte de al menos 30 años.

Este considera el modelamiento de cinco escenarios energéticos que se construyen mediante el cruce de tendencias de seis factores.

“Estos escenarios energéticos, así como aquellos que sean definidos en futuros procesos, se construyen en un ambiente participativo tal que sean representativos y estén alineados con la política energética nacional, también construida en base a un proceso participativo”, detallan desde el Ministerio de Energía.

“De acuerdo con lo establecido en la Ley Eléctrica, los resultados del ejercicio de actualización son el principal insumo para el proceso de expansión de la transmisión que lleva a cabo la Comisión Nacional de Energía, el cual determina las obras de transmisión eléctrica necesarias para los próximos 20 años que nos permitirán tener un mercado eléctrico competitivo, sustentable y económicamente eficiente”, señala el ministro de Energía, Juan Carlos Jobet.

Renovables podrían suplir el 70% de la demanda eléctrica en dos años

El estudio proyecta que al año 2022 se podría alcanzar el 70% de generación renovable, aunque este escenario depende principalmente de un factor que en los últimos años ha sido crítico: las lluvias, sobre todo en la zona centro sur.

“Esto depende por supuesto de las condiciones hidrológicas que se vayan dando, esto es, nivel de lluvias y deshielos que inciden en la participación hidroeléctrica, pues mientras más secos son los años, menor generación renovable podemos alcanzar por este concepto”, aseguran desde el Ministerio de Energía.

Al año 2030, en tanto, se proyecta en cualquier escenario que la participación de renovables se empine al 85%. “Se prevé una participación renovable por sobre el 75% para todos los escenarios de planificación energética e hidrologías secas y al año 2050 podríamos incluso alcanzar valores por sobre el 95%, si se dan condiciones propicias para el desarrollo eficiente de centrales renovables que aporten flexibilidad, lo que va en línea con la meta de carbono neutralidad”, asegura el reporte.

Esto cobra relevancia si se tiene en cuenta que hace solo cuatro años, la agenda Energía 2050, que desarrolló el exministro Máximo Pacheco, pronosticaba que las energías renovables podían llegar a constituir el 60% de la producción de electricidad en el año 2035, y al menos el 70% para el año 2050.

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Anticipar el cierre de todas las centrales a carbón en siete años

Respecto a descarbonización, se presentó un escenario con tres tendencias: dos de ellas con retiro total a 2040 y otra con retiro anticipado a 2033. En base a estos modelamientos, se concluye que, si se dan determinados avances, como por ejemplo en transmisión, adelantar este plan en siete años es totalmente factible.

Se trata de algo en lo que el gobierno viene trabajando con algunas empresas. La idea es que se pueda avanzar todavía más rápido. Incluso, algunas empresas como AES Gener han manifestado su venia con que esto ocurra.

En materia de inversión, se añade que los distintos escenarios de planificación energética reflejan inversiones que fluctúan entre US$25 mil y US$65 mil millones.

“Se espera una importante inserción de energía eólica previo al año 2025, explicado en gran parte por los proyectos comprometidos en las licitaciones de suministro eléctricos para clientes regulados, cuyos contratos comiencen a hacerse efectivos a partir del año 2021.

Además, continuaría instalándose una relevante cantidad de parques solares. Más al largo plazo, predominarán las nuevas tecnologías renovables de base, como es el caso de la concentración solar de potencia y sistemas de almacenamiento que permitan arbitrar energía, es decir, cargarse en momentos de bajos costos energéticos y descargar energía al sistema cuando los costos marginales tiendan a ser más altos”, agrega el reporte.

Avanzar en transmisión es clave para cumplir con estos objetivos

El avance tanto de penetración de renovables como en descarbonización requieren que, en paralelo a las gestiones que se desarrollan, se avance en infraestructura de transmisión.

Esto, dado que las energías solar y eólica están disponibles principalmente en el norte y centro norte del país, cerca de las mineras -grandes consumidores de electricidad- pero alejada de los grandes polos urbanos, también grandes demandantes de Energía.

“Uno de los principales desafíos que debe ser abordado por todos los actores del sector, es la expansión de la transmisión eléctrica, lo cual debe ser desarrollado de forma responsable, en lo social, ambiental y económico, entendiendo que serán nuevas líneas de transmisión las que nos permitan contar con una matriz eléctrica limpia, que no dependa del carbón, gas o petróleo. Las proyecciones son auspiciosas, pero ninguno de estos escenarios va a ser posible sin el desarrollo de las líneas de transmisión que puedan transportar la energía desde los puntos en que esta se produce en forma eficiente hacia los lugares de consumo”, sostienen desde el Ministerio de Energía.

En ese contexto, se está trabajando en el diseño del proyecto conocido como “megalínea”, que irá en paralelo a Polpaico-Cardones y que sería el primer tendido de alta tensión en contar con tecnología de corriente continua o HVDC.

CSP: los beneficios de la energía para operación del sistema eléctrico

Otorgar mayor flexibilidad a las fuentes de energías renovables, con las respectivas cargas que se inyectan al sistema eléctrico, además de equilibrar la red eléctrica con una alta proporción de electricidad renovable variable, que llega al 100% del uso en el caso de la corriente continua (HVDC) y ser una opción rentable a la eliminación del carbón son los principales atributos que presenta la Concentración Solar de Potencia (CSP) para enfrentar la emisión de Gases de Efecto Invernadero.

Así lo planteó Alina Gilmanova, investigadora del Instituto de Ingeniería Eléctrica de China, durante el Congreso Mundial de Energía Solar que se realiza en Santiago, donde se refirió a los beneficios que presenta la CSP en la generación eléctricas y otras soluciones industriales.

Según la especialista, la CSP reduce los costos en el sistema eléctrico, debido a que puede presentar niveles de US$15 por MWh, de acuerdo con las estimaciones que se han realizado con esta tecnología para China.

Gilmanova también explicó que la CSP disminuye la reducción de las fuentes de energía variables, señalando que la variación de carga puede variar de 20% a 105% en un lapso de tiempo entre 20 y 30 minutos.

CSP: los beneficios de la energía para operación del sistema eléctrico

CSP: los beneficios de la energía para operación del sistema eléctrico

Otorgar mayor flexibilidad a las fuentes de energías renovables, con las respectivas cargas que se inyectan al sistema eléctrico, además de equilibrar la red eléctrica con una alta proporción de electricidad renovable variable, que llega al 100% del uso en el caso de la corriente continua (HVDC) y ser una opción rentable a la eliminación del carbón son los principales atributos que presenta la Concentración Solar de Potencia (CSP) para enfrentar la emisión de Gases de Efecto Invernadero.

Así lo planteó Alina Gilmanova, investigadora del Instituto de Ingeniería Eléctrica de China, durante el Congreso Mundial de Energía Solar que se realiza en Santiago, donde se refirió a los beneficios que presenta la CSP en la generación eléctricas y otras soluciones industriales.

Según la especialista, la CSP reduce los costos en el sistema eléctrico, debido a que puede presentar niveles de US$15 por MWh, de acuerdo con las estimaciones que se han realizado con esta tecnología para China.

Gilmanova también explicó que la CSP disminuye la reducción de las fuentes de energía variables, señalando que la variación de carga puede variar de 20% a 105% en un lapso de tiempo entre 20 y 30 minutos.

La realidad de las energías renovables en Chile y qué tan cerca está de su objetivo de ser «carbono neutral» para 2050

(Emol) En su deseo de volcarse al uso de energías limpias, Chile tiene grandes ambiciones depositadas en el sol que golpea el Desierto de Atacama, el viento de su extensa costa o en el agua. Sin embargo, en sus intentos por correr ha tropezado.

El país que hasta hace algunos días acogería la cumbre global sobre cambio climático COP25 a fines de año, quiere transformar su matriz eléctrica, que hoy depende de combustibles fósiles importados y de grandes centrales hidroeléctricas que en la actualidad lidian con una persistente sequía.

Una de esas apuestas es el proyecto Cerro Dominador, de US$1.300 millones. El que si bien estuvo paralizado dos años cuando casi quebró la empresa que lo construía, su continuidad es clave en un país que se comprometió a erradicar al 2040 todas sus centrales térmicas a carbón, hoy su mayor fuente de energía.

Esta planta, la primera de concentración solar de potencia (CSP) a escala industrial en América Latina, se construye en el Desierto de Atacama cerca de grandes minas de cobre en el árido norte de Chile, con una tecnología que permite almacenar el calor del sol para generar electricidad por horas, incluso durante la noche.

Ésa es la principal diferencia y fortaleza respecto a otras energías renovables no convencionales como la eólica o fotovoltaica, ya que puede ofrecer energía de manera tan estable como una planta térmica, más allá de cuánto viento sople o cuánto brille el sol.

Sin embargo, este megaproyecto ya no parece tan prometedor.

Cerro Dominador debe entrar completamente en funciones en la primera mitad de 2020, aunque lo hará sin la competitividad que prometía cuando empezó a desarrollarse hace más de seis años.

El proyecto recibió un espaldarazo en 2014 cuando fue una de las empresas licitadas por el Gobierno para suministrar energía durante 15 años a un precio de US$114 por megavatio, más del triple de los precios actuales, que han caído por la continua introducción de energías renovables más competitivas.

«Recién en 2014 empezó a despegar a gran escala la energía fotovoltaica en Chile. El año anterior ese escenario no estaba, por eso tenía sentido pensar una planta CSP de ese tipo», sostuvo a Reuters Cristián González, coordinador de estudios y proyectos de energía solar en la agencia estatal de fomento Corfo.

«Hoy no tiene sentido económico generar con CSP durante el día, porque para eso está la fotovoltaica y es mucho más barata», añadió el funcionario, que apuesta por plantas CSP menores para periodos más acotados y precisos, lo que también permitiría reducir costos e inversiones.

Según el Ministerio de Energía, actualmente hay unos US$6.700 millones en construcción de plantas eólicas, fotovoltaicas e hidráulicas de pasada, por más de 2.400 megavatios.

Todas esas iniciativas se enmarcan en la meta de Chile de ser carbono neutral al 2050, aunque al no otorgar subsidios directos a las energías renovables se apoya en las decisiones de empresas e inversionistas.

Camino complicado

Los tropiezos se replican en otras grandes iniciativas, como Espejo de Tarapacá de la empresa Valhalla, un proyecto de unos US$1.000 millones en el norte de Chile que combinaría un parque fotovoltaico y una central hidráulica a bombeo de agua de mar para producir energía día y noche.

El inicio de operaciones se esperaba para este año. Hace poco, el proyecto recibió US$60 millones del Fondo Verde del Clima de Naciones Unidas, pero aún continúa buscando recursos para concretarse. «Nuestro proyecto se encuentra en la estructuración financiera. Esperamos finalizar esta etapa en 2020 y partir la construcción ese mismo año», sostuvo a Reuters Juan Andrés Camus, responsable del proyecto.

Corfo, por su parte, indicó que había cinco plantas CSP de entre 70 y 450 megavatios con permisos ambientales aprobados desde 2015 a filiales de la estadounidense SolarReserve y las españolas Elecnor y Enerstar. Sin embargo, según pudo confirmar Reuters los cuatro proyectos de SolarReserve y Elecnor fueron desechados.

En un intento de apostar por proyectos más competitivos, el grupo Cerro Dominador anunció la semana pasada que había adquirido a SolarReserve los derechos de Likana, de 450 megavatios y capacidad de almacenamiento de hasta 13 horas.

[VEA TAMBIÉN: Chile necesitaría invertir US$155 mil millones para alcanzar la carbono neutralidad al 2050, pero beneficios serían mayores: US$185 mil millones]

«La experiencia de la primera planta y nuevos factores externos, como baja en valores de tecnología y construcción, nos hace creer que podemos pensar en un segundo desarrollo de este tipo de manera competitiva», señaló una vocera a Reuters.

Para evitar más piedras en el camino, analistas y expertos apuntaron a que Chile debe volcarse a proyectos de menor envergadura, más flexibles y diversos, que combinen generación y distintos tipos de almacenamiento en embalses o baterías para apoyar en conjunto a un sistema que busca solidez y reducir emisiones.

Pero las baterías «están recién en desarrollo y no son cosas que hoy se puedan utilizar a gran escala para el sistema chileno, así que la problemática que hoy tenemos con proyectos como los fotovoltaicos y eólicos es cómo respaldarlos», indicó a Reuters Francisco Aguirre, director de Electroconsultores.

De acuerdo a cifras para 2018 de la asociación de empresas generadoras, la matriz de generación eléctrica de Chile reposa sobre todo en combustibles fósiles como carbón, gas natural y petróleo (55%) y centrales hidroeléctricas (30%). Pero las energías no convencionales crecieron mucho en los últimos años: las plantas fotovoltaicas representaron 6,5% de la generación, las eólicas un 5% y las de biomasa un 2,1%.

Respecto a capacidad total instalada en Chile, las energías renovables no convencionales -eólica, mini centrales hídricas, fotovoltaica, de biomasa y geotérmica- representaron un 21% en 2018, según el Ministerio de Energía.

Chile tiene además la única planta de geotérmica de América del Sur, Cerro Pabellón. Hace poco, una unidad de la italiana Enel y la estatal Enap anunciaron su ampliación para lograr una potencia de 81 megavatios. No hay otros planes en carpeta para este tipo de tecnología, que requiere altas inversiones.

«El desafío (de los proyectos) es que sean capaces de ofrecer energía 24/7 a un costo razonable», afirmó a Reuters el ministro de Energía, Juan Carlos Jobet.

Sales y espejos

La puesta en marcha y finalización de Cerro Dominador hoy está en manos del fondo EIG Global Energy Partners, que junto a un grupo de bancos inyectaron recursos para relanzar la construcción de la planta CSP el año pasado. También hubo un préstamo de la agencia Corfo.

Abengoa, con la también española Acciona, siguen a cargo de la construcción. En el mundo, la energía termosolar con plantas CSP se ha desarrollado casi exclusivamente en España.

Emplazado a más de 1.200 kilómetros al norte de Santiago, Cerro Dominador tiene dos partes: una de paneles fotovoltaicos de 100 megavatios de potencia y el complejo termosolar CSP, de 110 megavatios, que ocupa un área de más de 700 hectáreas.

La sección fotovoltaica ya entró en funciones el año pasado, pero la joya de la corona es la planta CSP planeada para 2020, que cuenta con decenas de miles de espejos dirigiendo la luz del sol hacia una torre donde está el sistema de almacenamiento de calor con tanques de sales licuadas.

«Es cierto que los precios han ido bajando y nuestra expectativa es que las plantas siguientes sean mucho más competitivas, tanto por condiciones de mercado como por evolución de la tecnología», expresó a Reuters el CEO del proyecto, Fernando González, en un recorrido por la planta en julio pasado.

Según el sitio web de Cerro Dominador, sólo la planta CSP significó una inversión de US$1.000 millones, de los US$1.300 totales. Es una obra de mayor envergadura que un parque de paneles fotovoltaicos que, gracias a los desarrollos de la industria china, han caído de precio.

María Isabel González, gerenta de la consultora Energética, señaló a Reuters que la construcción de Cerro Dominador «sólo fue posible gracias al contrato que se hizo con las distribuidoras el año 2014 a un precio bastante alto. Ese proyecto hoy día sería absolutamente inviable».

David Ruiz de Andrés, CEO de la firma española de energías renovables Grenergy que prevé tener 40 parques fotovoltaicos de pequeño tamaño en Chile hacia fines de año, recalcó que la tecnología CSP es cosa «del pasado».

«Quienes estamos en el sector vemos que el futuro a largo plazo es la energía fotovoltaica y el almacenamiento. La energía termosolar es pasado, no es competitiva», afirmó en un encuentro con periodistas en Santiago.

En busca de mayor inversión

Chile tiene una de las mejores condiciones del planeta para aprovechar la energía solar y es uno de los países que utiliza más renovables en América Latina junto con Brasil. Es por esto que, según palabras de la ministra de Medio Ambiente, Carolina Schmidt, Chile puede ser «la Arabia Saudita de la energía solar».

El mayor productor mundial de cobre tiene más de 600 megavatios en construcción de energía fotovoltaica con una inversión de US$625 millones, según el Ministerio de Energía.

Hay, además, 1.043 megavatios en construcción de energía eólica por US$1.688 millones y 832 megavatios de energía hidráulica -sólo centrales de pasada- por US$4.397 millones.

Juan Carlos Jobet también reveló que Chile buscará atraer inversiones privadas por entre US$13.000 y US$25.000 millones para reemplazar las centrales a carbón con energía renovable, cuyo potencial calificó de «inagotable».

«Podemos abastecer el consumo eléctrico de toda América Latina, pero eso requiere mucha inversión de capital y de innovación. Es por eso que damos la bienvenida a los países, como China», dijo Jobet a mediados de agosto pasado.

El gigante asiático ya ha invertido unos US$2.500 millones en proyectos de generación y transmisión eléctrica en Chile y el Gobierno espera una cifra similar para los próximos años. La asociación chilena de empresas generadoras, que reúne a las mayores compañías del sector como Enel, AES Gener o Colbún, prevé a 2030 una penetración adicional de entre 6.500 y 11.000 megavatios de energía solar, que la convertirían en la mayor fuente renovable, por delante de la hidroelectricidad.

«Es sano que haya diversificación de tecnologías, tanto de generación como de almacenamiento», insistió Cristian González, de Corfo.