abril 26, 2017 | Industria
(Diario Financiero) Las energías eólicas han tenido un explosivo crecimiento en el país en los últimos cinco años, aumentando su participación en la generación eléctrica de 0,5% a 3,9% en 2016. No obstante, se espera que a 2018 represente un 45% de la generación total -equivalente a 265 GWh- frenando las expectativas de quienes pensaban que seguiría la racha alcista.
Desde el Ministerio de Energía señalan que a la fecha, no hay obras declaradas para iniciar construcción en 2018. Sin embargo, hay 18 proyectos en el Servicio de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA) en calificación y tres en construcción.
El director ejecutivo de Acera, Carlos Finat, ve el vaso medio lleno, pues señala que las energías eólicas crecerán en 20% en potencia instalada debido a proyectos operativos desde 2016 y los que se sumarán este ejercicio.
Pero este año y el próximo entrarán en operación 1.287 MW en proyectos de Energías Renovables No Convencionales (ERNC), un 14% de fuentes eólicas, provenientes de la puesta en marcha de Cabo Leones I de la empresa Ibereólica en la III Región (304 GWh) y Punta Sierra de Pacific Hydro en la IV Región (210 GWh), ambos a fines de este año, mientras el 76% será solar fotovoltaica.
Impulso a fuentes renovables
La Agenda de Energía anunciada por el gobierno en mayo de 2014, estableció como meta que de aquí a 2025 el 20% de las energías de la matriz debieran provenir de ERNC y 70% a 2050. Y a esto se suman las modificaciones en 2015 a la Ley 20.805 que regula las licitaciones de suministro eléctrico de clientes regulados haciendo más participativo el proceso al no discriminar por tecnología y permitiendo adjudicaciones por bloques horarios.
“Este tipo de medidas ha fomentado una mayor competitividad en el mercado eléctrico, reduciendo las barreras de entrada que pudiesen tener tecnologías en desarrollo, para aprovechar las características de los recursos renovables disponibles en el país y, al mismo tiempo, alcanzar precios bajos de energía en las licitaciones”, afirma el ministro de Energía, Andrés Rebolledo.
Según Finat, la meta de la Agenda de Energía se alcanzará sin escollos, y podría superar a 2030 el 30%, pero, principalmente, por razones de mercado, ya que los precios competitivos atraen inversiones.
A la par
En términos de capacidad instalada, la eólica y la solar ostentan el 5% de participación en la matriz nacional de 22.094 MW, pero un 35,5% (304 GWh) de la energía sustentable es solar y en términos de proyectos ingresados al SEIA la relación es de 3 a 1, tras el fuerte ingreso de la solar en 2013, superando a la eólica, que de acuerdo a cifras del Ministerio de Energía en marzo de 2016 representaba el 36,8% del total de la capacidad instalada de las ERNC, en tanto la solar un 29,6%.
Piedra de tope
Alex Ramos, socio director de Pacto Ambiente, repara que si bien en promedio, el 74% del total de proyectos que han ingresado al SEIA entre 2010 y 2016 son ERNC, en términos de generación real, “sólo representan un 5,68% en el SING”.
Explica que “otro problema es que dado que los precios de la energía han bajado mucho, existe una gran cantidad de MW que estando aprobados no se pueden materializar, porque con los actuales precios no se hacen viable económicamente un proyecto.
Agrega que hay un déficit de líneas de transmisión para evacuar la energía, por lo tanto, proyectos en este ámbito, como Cardones-Polpaico contribuirán a la penetración de las ERNC.
El potencial
Según la Academia Alemana de Cooperación GIZ Chile, el potencial disponible de eólica medido en capacidad instalada podría alcanzar al menos 37GW. “Cuánto se desarrollará, dependerá de las condiciones del mercado eléctrico y la evolución de los costos de la tecnología”, comenta Marlen Görner, asesora internacional de Energías Renovables de la entidad.
Para Cristián Mattar, director del Laboratorio para el Análisis de la Biosfera de la Universidad de Chile, estamos bien encaminados, pues en la licitación de suminsitro eléctrico de 2016, un 83% de la energía renovable adjudicada provino de fuentes eólicas, la que pasará de 3,9% de participación en 2016 a 14% en 2021.
Para Mattar, este panorama plantea un potencial de desarrollo para la eólica de mar abierto o off-shore, especialmente en la Región de Coquimbo, pero plantea que aún queda resolver temas como el alto precio de la tecnología y la falta de subsidios públicos para desarrollarla.
abril 18, 2017 | Industria
(El Mercurio) Más de un problema ha enfrentado Interchile -propiedad de la colombiana ISA- en la ejecución de la línea de transmisión Cardones-Polpaico, infraestructura clave para el sistema eléctrico nacional, que permitirá aprovechar el potencial de la interconexión entre el sistema del norte (SING) y el central (SIC).
[Tramo 3 de la línea Cardones-Polpaico es el único que presenta atraso en ejecución]
La oposición de algunas comunidades -en específico en las regiones Cuarta y Quinta- ha sido uno de los mayores escollos para quienes lideran el proyecto que, debido a inconvenientes con estos grupos, solicitaron el apoyo de Carabineros para ingresar a predios cerca de Limache. La medida solicitada fue aprobada por la Corte de Apelaciones, por lo que la compañía podrá avanzar en el trazado más complejo de las líneas que tiene una extensión de más de 750 kilómetros, atravesando las regiones de Atacama, Coquimbo, Valparaíso y Metropolitana.
«El ingreso con fuerza pública a un terreno es la última instancia a la que recurre la empresa luego de negociar con el propietario y recurrir al informe de una comisión tasadora, que corresponde a un tercer validador independiente que fija el precio del terreno, tal como lo fija la ley. Entonces, el proceso de ingreso a predios se ajusta íntegramente a lo que establece la Ley Eléctrica», comentaron en la compañía.
Añadieron que «Interchile ha dedicado gran parte de su gestión a buscar acuerdos voluntarios con todos los propietarios de los terrenos por los que pasa la línea de transmisión, evitando hacer uso de esta facultad legal que le otorga la concesión eléctrica que le entrega el Estado».
Consultado al respecto, el ministro de Energía, Andrés Rebolledo, indicó que la firma debe obtener permisos ambientales para avanzar en el último tramo, pero «en algún momento tiene que entrar a los territorios para realizar los proyectos de infraestructura; si tiene la concesión efectivamente puede hacerlo».
Añadió que como Ministerio propician el diálogo entre todos los sectores, pero «en algunos lugares, de no ser posible, tendrá que operar la institucionalidad».
Interconexión
Ayer, consejeros del Coordinador Eléctrico Nacional -organismo que reemplazó a los Centros de Despachos Económicos de Carga (CDEC) del SIC y SING- se reunieron con la Presidenta Bachelet en La Moneda, encuentro en el que se abordó el avance de la interconexión.
El presidente de la institución, Germán Henríquez, comentó que esta obra será energizada en octubre y su operación comercial partirá antes de fines de este año.
abril 17, 2017 | Industria
Los avances que registra en la planificación estratégica y en la interconexión SIC-SING fueron los principales temas que abordó el Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico Nacional con la Presidenta Michele Bachelet, en una reunión sostenida en el Palacio de La Moneda, donde también estuvo presente el ministro de Energía, Andrés Rebolledo.
Germán Henríquez, presidente del directorio del Coordinador señaló que le explicaron con detalles el desarrollo de la línea de transmisión que unirá el Sistema Interconectado del Norte Grande con el Sistema Interconectado Central, precisando que las instalaciones de este proyecto se energizarán en octubre próximo, mientras que los dos primeros tramos de las obras de la línea Cardones-Polpaico, que realiza Interchile, estarán operando a fines de año.
Según Henríquez el tercer y último tramo de Cardones-Polpaico «depende de estudios medioambientales que tiene que hacer Interchile y ellos saben con más detalles en qué momento piensan tenerlo, pero nosotros sabemos que eso va estar entre marzo y noviembre (de 2018), dependiendo de lo complejo de los estudios que tengan que hacer».
En la reunión Germán Henríquez estuvo acompañado por la vicepresidenta del organismo, Pilar Bravo; además de los consejeros Claudio Espinoza y Jaime Peralta.
[Nuevo reglamento de acceso abierto establece nuevas tareas al Coordinador Eléctrico Nacional]
abril 11, 2017 | Industria
(El Mercurio) Las restricciones de transmisión eléctrica en el país propiciaron el desarrollo de generadoras solares en las regiones centrales de Chile, que pese a contar con una menor radiación que en el norte, tienen a su favor la cercanía con las áreas de consumo.
Desde 2014 a la fecha recibieron aprobación ambiental proyectos solares por unos US$ 1.300 millones en las regiones Quinta, Sexta y Metropolitana. En esta última, ya están operativas iniciativas con una potencia de 109,7 MW. El proyecto más relevante se emplaza en Colina.
Actualmente en las regiones Quinta y Metropolitana existen seis iniciativas en ejecución que agregarán 159 MW de potencia
“El desarrollador sabe perfectamente que la producción óptima está en el norte, pero también conoce que, con la problemática que hay en los sistemas de transmisión y la baja demanda minera, no tendrá la misma renta que si viene cerca del consumo”, sostiene el director de Electroconsultores, Francisco Aguirre.
Comenta que la saturación de la transmisión impide evacuar la energía a las centrales solares ubicadas en el norte, lo que les impide alcanzar contratos. Pero, señala que en la zona central, pese a existir menor radiación, es posible llegar a acuerdos con la industria, comercio o agricultura sin la incertidumbre de los “cuellos de botella” en las líneas de transmisión.
El director de la consultora Valgesta, Ramón Galaz, sostiene que desarrollar proyectos solares requiere analizar, además de la disponibilidad del recurso, condiciones como el precio de la energía de largo plazo y las posibles restricciones en transmisión. “El mayor desarrollo de este tipo de proyectos cerca de la Región Metropolitana se relaciona con estos aspectos, dado que las restricciones en transmisión tienen un menor impacto que en el caso de proyectos localizados más al norte”, dice.
El director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera), Carlos Finat, opina que si bien la transmisión es un aspecto relevante, no es la única razón para localizar plantas cerca de la Región Metropolitana. “La ubicación de centrales en diferentes regiones es una forma de diversificación y de reducción de otros riesgos para las empresas generadoras”, opina.
Comenta que si bien las obras de transmisión en ejecución -como lo son la interconexión de los sistemas y la línea Cardones-Polpaico- mejorarán la posición de los productores solares del norte, advierte que de no mediar planificación podría volverse al escenario actual.
“En un plazo de cinco o seis años, de no efectuarse nuevas inversiones en transmisión, podríamos volver a una situación de recortes de generación importantes”, señala.
Y agrega que la manera de evitarlos parte con que en las revisiones anuales de la expansión troncal, se identifiquen y construyan las obras de transmisión que reduzcan ese riesgo.
abril 10, 2017 | Industria
El secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Andrés Romero, afirmó que en la segunda quincena de octubre comenzará la energización de la línea que interconectará el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) con el Sistema Interconectado Central (SIC), a través de las obras que realiza la Transmisora Eléctrica del Norte (TEN) entre las regiones de Atacama y Metropolitana.
La autoridad participó en el “Seminario Internacional de Planificación de la Transmisión Eléctrica”, organizado por la CNE, la Universidad de Colorado de Estados Unidos y el Banco Interamericano de Desarrollo en el edificio de la Sofofa, en una actividad que está dentro del proceso de implementación de la Ley de Transmisión.
Al inaugurar el evento Romero sostuvo que la “energización de la interconexión está programada para la segunda quincena de octubre, de acuerdo a una reunión que tuvimos con las empresas y el Coordinador Eléctrico Nacional, con lo que comenzará un proceso de puesta en marcha donde paulatinamente, de acuerdo a las condiciones de seguridad de la operación, el Coordinador va ir incorporando más elementos de transferencias de energía».
«En la última reunión de coordinación se estableció que la fecha para la transferencia oficial de energía sea en la primera quincena de diciembre, por lo que la puesta en servicio de las instalaciones de la interconexión estarán en diciembre», agregó.
Según la autoridad, estos avances coincidirán con la puesta en marcha de algunos tramos de la línea Cardones-Polpaico que desarrolla Interchile desde las regiones de Atacama a la Metropolitana. «Esta línea tiene tres partes, dos de las cuales estarán listas de aquí al 15 de diciembre, con puesta en servicio, así que una buena parte de esa línea quedará incorporada al sistema eléctrico nacional, con operación completa».
Seminario
Romero señaló que la planificación de la expansión de la transmisión está a cargo de la CNE, en un proceso donde también colabora el Coordinador Eléctrico Nacional en la planificación de la expansión de la transmisión, por lo que destacó la realización del seminario para conocer los casos de “buenas prácticas internacionales” en esta materia, especialmente de Estados Unidos, México y Brasil.
En el seminario participaron el superintendente de Electricidad y Combustibles, Luis Ávila, y el presidente del Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico Nacional, Germán Henríquez, además de algunos miembros del Panel de Expertos como Juan Clavería, jefes de Departamentos de la CNE y ejecutivos de empresas del sector eléctrico.
Fernando Mancilla, académico de la Universidad Santa María señaló que este proceso de planificación tiene una duración de diez meses, que considera la revisión e identificación de casos internacionales para elaborar un informe final, con una propuesta metodológica, que se entregará a la CNE a fin de elaborar un reglamento en esta materia.
El especialista destacó que se han estudiado las experiencias de planificación de la expansión de la transmisión en Estados Unidos, Canadá, Australia, Francia e Inglaterra bajo los criterios de eficiencia y competencia, capacidad y tecnología, y de resiliencia y seguridad. También se contemplarán aspectos temáticos como holguras, el ingreso de energías renovables y la conexión a la red de la generación distribuida a pequeña y mediana escala.
Gustavo Villa, subdirector de planeación del Centro Nacional de Control de Energía (Cenace) de México, mostró la experiencia de ese país en la planificación de la expansión de la transmisión, señalando que en su proceso consideran la reducción de congestiones en la red, integrar energías renovables e incorporar tecnologías para redes inteligentes, para lo cual realizan estudios previos, donde cada proyecto considera más de una alternativa.
Posteriormente expuso Ale Osborn, Senior advisor del operador eléctrico, Miso de Estados Unidos, quien explicó que la planificación en el país del norte contempla primero un plan de generación, junto con el diseño de la transmisión a través de un programa que proyecta el despacho de energía, donde se analizan casos sin congestión en la transmisión.
[ISA entregará en octubre la primera fase de la línea Cardones-Polpaico]
