noviembre 10, 2023 | Proveedores
Dos jornadas completas en Santiago, además de un evento en Concepción y otro en Antofagasta, fue lo que la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera), organizó para celebrar sus 20 años. La empresa internacional Atlas Renewable Energy quiso ser parte del aniversario participando en todas las instancias disponibles de discusión técnica y vinculación con la ciudadanía.
En este contexto, Atlas organizó -con gran convocatoria y éxito- un side event denominado: “¿Sigue siendo Chile un país atractivo para invertir en energías limpias? Proyecciones sobre el financiamiento de los PPA’s regulados y los sistemas de almacenamiento”, el cual contó con una charla introductoria del general manager en Chile de Atlas, Alfredo Solar, para luego dar paso a un panel de expertos y expertas, moderado por la country manager de Vector Renewables, Patricia Darez, donde participaron la socia en Morales y Besa, Myriam Barahona; el socio en Carey, José Miguel Bustamante; el senior vice president de DNB, Stanislaw Malek; y el Commercial Director en Atlas Renewable Energy, Cristian Thomsen, como panelistas.
Posteriormente, Solar realizó una charla introductoria poniendo sobre la mesa el escenario que enfrentan los PPA’s regulados en Chile, en el marco de los altos costos sistémicos, junto a los problemas de vertimientos y desacoples que desafía al sector. Por ello, reforzó que el panorama futuro de los contratos regulados es incierto.
El atractivo de Chile para los inversionistas es una de las preocupación del ejecutivo, quien agregó que “tenemos claro que no habrá nuevos proyectos con combustibles fósiles, el presente y futuro es renovable, pero lo importante es tener claro cómo van a financiarse las energías renovables en los años que vienen, como también implementar las regulaciones necesarias para atraer la atención de los inversionistas y que tengan mayores certezas para que los proyectos energéticos próximos, especialmente los sistemas de almacenamiento, cuenten con financiamiento para que se desarrollen al ritmo que se requiere. Lo clave es contar con contratos estables para que la banca tenga la confianza de financiar nuevamente proyectos energéticos».
Contextualización
El proceso de Licitación de Suministro 2015/01, con la apertura de los bloques horarios, marcó un hito para Chile, siendo la puerta de entrada para las Energías Renovables No Convencionales, comenzando así una nueva era para la transición energética del país, habilitando el desarrollo de una alta cantidad de proyectos ERNC, junto con ampliar el número de actores y así también la competencia. La apertura de las renovables se basó en el atractivo que tenía Chile en términos de inversión, por su gran cantidad de recursos, pero también por la certidumbre regulatoria que ofrecía el país.
Casi una década después, el escenario es diferente. Tras una acelerada penetración de estas tecnologías en la matriz energética, ha quedado en evidencia la falta de infraestructura de transmisión que -entre otros factores- está generando desacoples y vertimientos que tienen a la industria en un complejo escenario y donde el ingreso acelerado del almacenamiento de energía toma especial relevancia como parte de la solución.
Desde la mirada del financiamiento, Stanislaw Malek destacó que la banca mantiene un fuerte interés en financiar las tecnologías de la transición energética, pero se requiere de algunos cambios regulatorios en muy corto tiempo que deben trabajarse. “Desde la banca sí hay un interés para invertir en sistemas de almacenamiento, pero hay temas regulatorios, -como lo son los pagos por capacidad- que se deben aclarar para tener proyecciones más efectivas. Todavía existe incertidumbre regulatoria en nuestra visión, que no está resuelta, y por eso estamos un poco en modo de espera”, señaló.
No obstante, José Miguel Bustamante hizo hincapié en cómo están establecidos actualmente los contratos, indicando que “creo que la injerencia de la autoridad política en este tipo de contratos no hace bien, y lo hemos visto en el último tiempo con cambios y retrasos de proyectos, por circunstancias completamente ajenas al desarrollador, fuera de su control, que pueden llevar al descalabro de la compañía”.
Finalmente, Christian Thomsen puso el foco en las proyecciones del almacenamiento de energía, destacando que “creo que coincidimos en que esta tecnología es clave para continuar potenciando la penetración renovable, como también estamos alineados en la necesidad de definir algunos temas pendientes desde el punto de vista regulatorio. Independiente de eso, creo que las empresas están comprometidas en ir avanzando en este camino. Particularmente, en Atlas tenemos una proyección de ampliar nuestra capacidad instalada en Chile en a lo menos 1 GW y eso considera diversificar nuestro portafolio también con sistemas de almacenamiento”.
octubre 24, 2023 | Industria
Este martes se realizó el seminario «Vertimiento de ERNC: ¿Peligran las metas de descarbonización?«, organizado por SERC Chile en las dependencias del Hotel Nodo, comuna de Providencia, donde expertos dieron a conocer ideas para avanzar en la transición energética.
Uno de ellos fue el jefe de Estudios y Planificación de Grupo Cerro (Cerro Dominador), Fernando Flatow, quien expuso acerca de las propuestas para el mercado de corto plazo, en que aseguró que se debía volver a la señal marginalista.
Estas consisten en la variabilización de costos no convexos (uplifting), que reemplaza parcialmente la asignación directa a retiros vía pagos laterales y costos marginales de energía que se calculan considerando que el MMTT y costos de partida son lineales.
En tanto, la otra propuesta apunta a transferencias entre generadoras bajo sistema adaptado, donde el Coordinador Eléctrico Nacional calcula el «balance real» y corre el modelo Plexos, relajando las capacidades de los tramos que presentan congestión de transmisión.
Beneficios que traerían las propuestas
Para el caso de costos no convexos, estas son:
– Baja el costo de pagos laterales
– Tratamiento de costos es de aplicación permanente (no es necesario reemplazarlo por otro método)
Mientras que en el sistema de transmisión adaptado, se basan en:
– Volver a tener un mercado eléctrico común
– Alivia situación financiera crítica del mercado hasta la llegada de soluciones de mediano y largo plazo.
Caso de ambas propuestas
En su exposición, el representante del Grupo Cerro afirmó que se rescata una señal limpia de precios de largo plazo (tal como se espera en el mercado marginalista), y son de rápida ejecución.
Asimismo, son complementarias a soluciones operativas de corto plazo, tales como:
– Flexibilidad en la operación (revisión MMTT, otros)
– Flexibilidad en la transmisión (implementación de automatismos)
– Almacenamiento (BESS en transmisión y renovables variables con capacidad de almacenamiento)
abril 11, 2023 | Industria
Conforme el proceso de transición energética avanza en el país, el almacenamiento de energía consolida su lugar como vía para incrementar la entrada de más generación de electricidad a partir de fuentes renovables. Un paso sustantivo en esa dirección fue la promulgación de la Ley de Almacenamiento y Electromovilidad (N° 21.505) –en noviembre de 2022–, que fomenta la implementación de este tipo de sistemas y, especialmente, a aquellos del tipo stand alone.
Los sistemas de almacenamiento permiten acopiar la energía que hoy, por la falta de una infraestructura de transmisión adecuada, no es posible evacuar desde las centrales de generación renovables hacia los centros de consumo, generándose así los vertimientos. En ese sentido, uno de los sus grandes beneficios del almacenamiento es que contribuye a reducir los altos niveles de estas pérdidas que se registran en abultados niveles cada año en Chile.
En el presente artículo, exponemos avances realizados en materia de incorporación de almacenamiento de energía por parte de distintos actores de la industria.
Implementación en el país
Respecto al grado de masificación estas tecnologías en Chile, Felipe Gallardo, director de Estudios de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera A.G.), entrega su diagnóstico: “Si bien actualmente existe un pipeline relevante de proyectos de sistemas de almacenamiento en desarrollo, del orden de los 5.000 MW entre los del tipo stand alone y aquellos asociados a centrales de generación renovable, desde el punto de vista de las iniciativas que se encuentran en operación, la penetración de este tipo de instalaciones en el sistema eléctrico es aún incipiente, ya que solo alcanza los 64 MW sobre una demanda máxima del sistema del orden de 12.000 MW”.
Felipe Gallardo, de Acera A.G.
La mayor parte de los sistemas de almacenamiento presentes en Chile, independientemente de su etapa de desarrollo, corresponden al tipo banco de baterías BESS (Battery Energy Storage System).
Entrando en el detalle, el líder gremial precisa que, a su vez, la mayoría de los sistemas BESS actualmente en operación corresponde a proyectos de baja potencia (<20 MW) y de corta duración (<20 min): “Estos proyectos se comenzaron a viabilizar a partir de la década del 2000 y se desarrollaron asociados a centrales termoeléctricas, en particular, para liberar la necesidad de reserva en giro que aplica sobre este tipo de unidades, es decir, su desarrollo estuvo asociado a un requerimiento de seguridad en la operación del sistema eléctrico”.
Por otra parte, indica Gallardo, los BESS que actualmente se encuentran en desarrollo se basan en un principio totalmente diferente, debido a que principalmente se implementan con la finalidad de realizar gestión de energía.
Respecto a eventuales barreras que estarían impidiendo una mayor expansión de los sistemas de acopio, el representante de Acera A.G. advierte que el hecho de que aún no se termine de desarrollar un marco normativo específico “complica la evaluación de este tipo de proyectos por parte de los privados, en especial, en lo referido a los mercados de energía y potencia, que en la actualidad son precisamente los mercados más relevantes en las líneas de ingresos que tienen este tipo de instalaciones”.
Vertimientos
De acuerdo con Gallardo, los sistemas de almacenamiento se caracterizan por su naturaleza multiservicio, es decir, tienen la capacidad de realizar prestaciones en los distintos mercados en los cuales se organiza nuestra regulación, siendo –según indica– probablemente los más relevantes: energía, potencia, servicios complementarios y transmisión.
“Desde la perspectiva del mercado de energía, los sistemas de almacenamiento permiten gestionar la energía de centrales con recursos variables, como por ejemplo centrales solares fotovoltaicas y eólicas, permitiendo inyectar dicha energía en diferentes momentos del día, incluso en aquellas horas en donde no está presente el recurso primario de generación”, argumenta.
Y añade que “esta medida contribuye a evitar los recortes/vertimientos de energía ERNC, disminuye la exposición a costo marginal cero que algunos de los titulares de este tipo de centrales experimentan en la actualidad y permite desplazar generación basada en combustibles fósiles”
Los primeros
AES Andes fue pionera en 2009 en introducir en el país la tecnología BESS, al implementar uno de estos sistemas al interior de la subestación Andes, en la región de Antofagasta. Desde entonces, la compañía ha construido además otros dos bancos de almacenamiento de energía en Mejillones: BESS Angamos y BESS Cochrane.
Cristián Sepúlveda, de ACSP.
En 2021, la compañía completó la construcción de la primera etapa del proyecto de almacenamiento Virtual Reservoir, adyacente a la central hidroeléctrica Alfalfal, ubicada en San José de Maipo, región Metropolitana. Estas baterías, destacan de la empresa, fueron las primeras en ser instaladas con la finalidad de optimizar la utilización del agua en una planta hidroeléctrica de pasada.
Actualmente, la firma construye la segunda etapa de Virtual Reservoir en la central hidroeléctrica Alfalfal y avanza en la ejecución de los proyectos Andes Solar IIb y Andes Solar IV, los cuales incluyen baterías y están localizados en la región de Antofagasta.
“En el caso de Virtual Reservoir II, esta nueva etapa incluirá 40 MW de baterías, con capacidad de almacenamiento de 5 horas (o equivalentemente 49 MW descargados durante 4 horas), suficientes para alimentar a más de cien mil hogares chilenos durante dicho período de tiempo”, señalan desde la compañía.
Por otra parte, el proyecto Andes Solar IIb contará con una capacidad de 180 MW solares e incluirá el sistema de almacenamiento más grande de Latinoamérica, con una capacidad para almacenar 112 MW por 5 horas (560 MWh de energía).
Asimismo, en 2022 AES Andes inició la construcción de Andes Solar IV, proyecto que contará con una capacidad instalada de 238 MW solares y que incluirá baterías para con una capacidad para almacenar 130 MW por 5 horas (735 MWh de energía).
Proyecto Alba
En octubre de 2022, AES Andes ingresó a evaluación ambiental el proyecto Alba, una iniciativa que explora ser una alternativa para la reconversión de centrales termoeléctricas a carbón mediante el uso de sales fundidas. “Específicamente, el proyecto considera la posibilidad de reemplazar la actual generación a carbón de las unidades 1 y 2 de la central termoeléctrica Angamos, ubicada en Mejillones, región de Antofagasta, por un sistema de sales fundidas (Molten Salt), permitiendo con esta tecnología almacenar energía y capacidad libre de emisiones para posteriormente ser utilizada en el sistema eléctrico”, explican en la compañía.
Añaden que las sales fundidas, que serán calentadas con energía eléctrica proveniente de fuentes renovables, “se direccionarán al generador de vapor, donde intercambiarán calor con el agua, generando el vapor necesario para alcanzar una potencia de 560 MW considerando ambas unidades en operación”.
Adicionalmente, la compañía en marzo ingresó a evaluación ambiental dos proyectos que incorporan un ambicioso crecimiento en baterías en la región de Antofagasta. Uno de ellos es Cristales –ubicado en el sector Salar Imilac, cercano a Andes Solar–, que sumará 379 MW de capacidad fotovoltaica, con un sistema BESS de 542 MW por hasta 5 horas.
La firma también comenzó la tramitación del proyecto híbrido Pampas en Taltal, que consta de una capacidad instalada de 392 MW entre generación eólica y solar, junto a un sistema de almacenamiento BESS de 624 MW hasta por 5 horas.
A través de cuatro unidades, AES Andes opera 62 de los 64 MW de capacidad de almacenamiento de energía actualmente en operación en Chile.
Segundo proyecto
Otro de los operadores del segmento generación que ha incursionado en el almacenamiento es Engie Chile. La compañía se encuentra en la etapa de construcción de un sistema que –según destacan en la firma– será uno de los más grandes de América Latina.
Rosaline Corinthien, de Engie Chile.
La iniciativa, denominada BESS Coya, tendrá una capacidad de almacenamiento de 638 MWh y también contará con tecnología Battery Energy Storage System. “Estas baterías almacenarán energía renovable proveniente del parque fotovoltaico PV Coya, ubicado en la comuna de María Elena, región de Antofagasta, entregando mayor eficiencia al sistema y permitiendo suministrar esta energía durante 5 horas, lo que se traduce en una entrega de 200 GWh en promedio al año”, comenta Rosaline Corinthien, CEO de la compañía. La empresa espera tener el 100% de las baterías energizadas al primer trimestre de 2024.
“Una las ventajas de este tipo de tecnología es que permite entregar energía limpia durante la noche, aumentando la flexibilidad de despacho de las plantas solares y proporcionado mayor seguridad de suministro al sistema”, agrega Corinthien.
BESS Coya es la segunda iniciativa con este tipo de tecnología que Engie ha desarrollado en Chile. “La primera se encuentra en Arica y consiste en un sistema de baterías de iones de litio con una capacidad de almacenamiento de 2 MWh y, actualmente, nos encontramos evaluando el desarrollo de otros proyectos”, detalla la ejecutiva.
Otro precursor en el ámbito del almacenamiento en Chile es Innergex. La empresa posee dos proyectos en construcción, ambos en la región de Atacama. Se trata de BESS Salvador y BESS San Andrés.
El primero está emplazado en terrenos donde se ubica la planta solar fotovoltaica Salvador, de 68 MW, en la comuna de Diego de Almagro. Aportará al sistema una capacidad de almacenamiento de 50 MW/250 MWh y actualmente se encuentra en un 70% de avance de su ejecución.
Asimismo, BESS San Andrés se está levantando en el lugar funciona la planta solar fotovoltaica San Andrés, que tiene una potencia instalada de 50,6 MW. Este parque de baterías inició su construcción en febrero pasado y a la fecha registra un avance de 10%. Aportará al sistema eléctrico una capacidad de almacenamiento de 35 MW/175 MW.
En ese sentido, añaden que estos proyectos aportan a la descongestión de las líneas de transmisión “y por ende a la disminución de los vertimientos, a diferencia del horario solar, en donde, por la gran cantidad de inyección solar, se producen mayores vertimientos”.
CSP
Aunque la opción más utilizada en almacenamiento en Chile hasta ahora ha sido la del tipo BESS, hay otra tecnología que también destaca por sus potencialidades. En ese sentido, todo un hito la entrada en operación en junio de 2021 de la planta de concentración solar de potencia (CSP) Cerro Dominador, primera instalación de su tipo en Chile y que utiliza la tecnología de sales fundidas. Está emplazada en la comuna de María Elena, en la región de Antofagasta.
Cristián Sepúlveda, gerente ejecutivo de la Asociación de Concentración Solar de Potencia (ACSP), comenta: “La CSP es una tecnología de larga data, altamente competitiva en todos los mercados energéticos del mundo; lamentablemente, en Chile no se ha valorado sus atributos particulares, como son la inercia, flexibilidad, sostenibilidad, capacidad de regulación de frecuencia, todos estos, atributos que entrega energía 24/7, en especial, en los bloques nocturnos y de mayor demanda en el sistema”.
A juicio del representante gremial, sus ventajas en los últimos procesos de licitación de suministro no han sido ponderadas, “entrando a competir con centrales renovables variables, como lo son fotovoltaico y eólicos, cuyos precios son mucho más bajos pero que no entregan estabilidad al sistema”. En ese sentido, advierte que mientras no cambien aspectos como las bases de las licitaciones, restricciones de entrada y baja remuneración por potencia, seguirá siendo difícil una mayor entrada de CSP al sistema.
Matías Cox, de GPM A.G.
De igual manera, Sepúlveda releva la contribución que podría hacer esta tecnología para impulsar un mayor aporte de fuentes renovables variables a la matriz energética. “La CSP es una tecnología 2×1, almacenamiento y generación, absolutamente complementaria a las energías renovables variables (ERV) –fotovoltaica y eólica–, para evitar el vertimiento”, enfatiza. En esa dirección, remarca los beneficios de la CSP, recordando que el aumento de capacidad de los actuales tendidos y nuevas líneas de transmisión se esperan para recién en al menos 10 años más. “Es decir, podríamos tener una matriz altamente eficiente ERV (día) + ERV (tarde/noche) y CSP noche y así poder mitigar bastante el vertimiento”, recalca.
Si bien Cerro Dominador es la única central CSP en fase de operación, menciona también el proyecto Likana, también de Grupo Cerro. Al respecto, Sepúlveda afirma que esta iniciativa “está lista para comenzar, pero está en la búsqueda de financiamiento a través de PPA con privados o licitaciones de suministros a clientes regulados de la CNE”. Agrega que el gremio espera su pronta ejecución, enfatizando también la relevancia del ingreso de la CSP al sistema, ya que “según la hoja de ruta del Coordinador Eléctrico Nacional esta tecnología debería formar parte con al menos 700 MW adicionales a 2027-2028”.
Pequeños y medianos generadores
En el segmento de los pequeños y medianos generadores la implementación de los sistemas de almacenamiento es hoy también una prioridad. Matías Cox, director ejecutivo de GPM A.G., asociación gremial que reúne a las empresas del sector, sostiene que “el desarrollo de proyectos de almacenamiento en diferentes escalas es la llave, en conjunto con la transmisión, para la transición energética, pues permiten llevar las energías renovables variables a bloques horarios donde actualmente no están disponibles, reduciendo los vertimientos que hoy sufre el sistema”.
Plataforma concluida del proyecto BESS San Andrés.
De acuerdo con el líder gremial, numerosos asociados están evaluando proyectos de almacenamiento, “a la espera da las señales que entregue el ministerio de Energía respecto a la implementación de la recién aprobada ley sobre la materia, lo cual es clave, al igual que las luces que se entreguen en materia de inversión”.
Y agrega que “las tecnologías y lugares de ubicación de los proyectos están en evaluación. Sin perjuicio de eso, los proyectos en cartera contemplan, entre otras tecnologías, proyectos de baterías, o en base a hidrógeno o licuefacción y gasificación de gases”.
En construcción
Según Acera, del pipeline de 5.000 MW en proyectos de sistemas de almacenamiento, algunos están declarados en construcción, otros están aprobados ambientalmente y algunos se encuentran gestionando dicha aprobación. “En su mayoría corresponde a centrales renovables con capacidad de almacenamiento o sistemas de almacenamiento stand alone del tipo BESS; sin embargo, también existen algunos proyectos que se basan en tecnologías alternativas, como almacenamiento en aire líquido (LAES) y Batería de Carnot”, explica Felipe Gallardo.
Artículo publicado en Revista Electricidad N° 276 (marzo 2023).
febrero 28, 2023 | Industria
A fines de octubre, Chile registró un logro inédito en materia de generación eléctrica. Por primera vez, la energía producida por plantas solares y eólicas superó a aquella generada por centrales térmicas a carbón, en un período de 12 meses. Sin duda, todo un hito, que se da en el contexto de los esfuerzos del país por impulsar la descarbonización acelerada –en la medida de lo posible–, para llegar a la meta de la carbono neutralidad al año 2050.
En el marco de este debate, el almacenamiento ha asumido un rol protagónico, definiéndosele como una herramienta clave para aumentar la contribución de las energías renovables en la matriz eléctrica nacional. Esto, gracias a que permite compensar la variabilidad de las llamadas fuentes limpias y con ello, por ende, aportar flexibilidad al sistema eléctrico.
Autoridades, expertos y gremios del sector concuerdan en que un problema que impide aprovechar más la potencia generada por las centrales renovables es la falta de sistema de transmisión con la capacidad necesaria para transportarla hacia los centros de consumo. Debido a ello se producen los vertimientos, o pérdidas que experimentan las plantas energéticas con el elemento que no puede ser evacuado.
Ana Lía Rojas, Directora Ejecutiva de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera A.G.), afirma que la cantidad de energía ERNC perdida por restricciones de transmisión desde enero a septiembre de 2022 equivale al casi el 100% de la energía adjudicada en la última licitación de clientes regulados (748 GWh).
La líder gremial advierte que Chile registra prácticamente los mismos niveles de vertimiento de energía renovable que antes de la interconexión SIC-SING, lograda en 2017. “Ante la ausencia de una gestión de red que incorpore la minimización de vertimientos y a la espera de que se concrete la próxima gran obra de transmisión –línea HVDC Kimal – Lo Aguirre– el almacenamiento es una de las respuestas más factibles para aumentar la capacidad de transferencias en el sistema eléctrico”.
Hito normativo
En ese sentido, un hito a nivel normativo se concretó el 21 de noviembre con la publicación en el Diario Oficial de la ley N° 21.505, que promueve el almacenamiento de energía eléctrica y la electromovilidad. Entre sus principales aspectos está que habilitará que, a los proyectos de almacenamiento puro –es decir, aquellos sistemas que no están asociados a centrales de generación–, se les pague por inyectar energía al sistema eléctrico y por estar disponibles en los momentos de mayor demanda.
Asimismo, permitirá que a los proyectos productivos que cuenten con capacidad propia de generación eléctrica renovable –por ejemplo, hidrógeno verde– paguen cargos que le correspondan por el uso del sistema eléctrico solo basado en la energía y potencia efectivamente retirada del mismo.
Sumado a lo anterior, la norma habilita a los sistemas de almacenamiento –incluyendo a vehículos eléctricos– para inyectar energía a la red de distribución eléctrica.
Otro aspecto del texto es que incorpora a los “sistemas de almacenamiento” en diversas normas de la Ley General de Servicios Eléctricos, para habilitar su remuneración. Esto posibilitará el desarrollo de proyectos de almacenamiento de diversas tecnologías (baterías y aire comprimido, entre otras) y maximizar la integración de energías renovables variables como la solar y la eólica.
Desde el ministerio de Energía destacan la entrada en vigor de la ley N° 21.505. El ministro Diego Pardow señala que la nueva regulación “permitirá el desarrollo de energías renovables flexibles. ¿Qué significa esto? Incentivar el uso tecnologías limpias que posibiliten al sistema responder durante los peak de demanda, de manera de dejar de depender de los combustibles fósiles. Esa es la única manera que permitirá descarbonizar nuestra matriz energética”.
Por su parte, el subsecretario de la cartera, Julio Maturana, comenta que “sacar esta ley de Almacenamiento era clave para dinamizar el sector, para darle más flexibilidad y para permitirle una entrada más amplia y diversa a las energías renovables”.
Indica, además, que el impulso a los sistemas de acopio de energía “va a entregar mucha flexibilidad al Sistema Eléctrico Nacional, porque hoy día producimos mucha energía en algunos lugares del país y no tenemos cómo transmitirla; llevarla hasta otras zonas de alta demanda”.
Futuras leyes
Desde la perspectiva gremial, Ana Lía Rojas comenta que “esta ley viene a entregar las habilitaciones legales necesarias, en particular, en lo relacionado con la remuneración por energía y potencia de sistemas de almacenamiento autónomos”. Añade que “existe un adecuado nivel de consenso de la industria eléctrica renovable en este proyecto de ley y el sentido de urgencia que se ha dado para que las condiciones habilitantes para la transición se desarrollen”.
Continúa leyendo este artículo en Electricidad N° 272 (noviembre 2022).
febrero 21, 2023 | Industria
Pese a factores internos y también a nivel internacional, como la guerra en Ucrania y sus coletazos, la industria energética en 2023 continuará teniendo un rol protagónico en la economía nacional. De hecho, según el último IPOM del Banco Central, el sector liderará la reactivación en 2023 y es el segundo mayor inversionista en Chile después de minería en los próximos cinco años.
Así lo destacan en Generadoras de Chile, gremio que agrupa a las grandes empresas suministradoras de energía eléctrica que operan en el país. En enero, la entidad publicó su último mensual, correspondiente a diciembre 2022, documento que incluye cifras globales del sector en 2022 y de las proyecciones de su actividad para 2023.
Según el reporte, elaborado sobre la base de datos del ministerio de Energía y actualizados a noviembre de 2022, son 74 proyectos los que se espera que entren en operaciones durante 2023, los cuales suman un total de 4.318 MW de capacidad instalada y una inversión de US$6.040 millones.
Del total de iniciativas de inversión, 98,2% corresponde a energías renovables con el siguiente desglose respecto al total en construcción: 8,2% de centrales hidroeléctricas; 51,4% de centrales eólicas y 38,6% a centrales solares.
Aporte a la reactivación
Para conocer las expectativas que el segmento generación tiene para 2023, consultamos a tres asociaciones gremiales con relación a cómo proyectan el período. Claudio Seebach, presidente ejecutivo de Generadoras de Chile, comenta que “en 2023, continuaremos viviendo los impactos e incertidumbres de la pandemia, el desafiante contexto macroeconómico, geopolítico y de crisis energética global y los efectos de la crisis climática, como la persistente sequía”.
De acuerdo con el líder gremial, durante el último tiempo el sector energético se ha visto fuertemente desafiado por diversos factores externos, que han resultado en mayores costos operacionales, de logística y de financiamiento de nuevos proyectos. A su vez, menciona que hay mecanismos que se han ejecutado, como el de estabilización de precios de la energía eléctrica para clientes sujetos a regulación de tarifas, que han impactado en la disponibilidad de recursos de las empresas para invertir en energías renovables.
“Las empresas que representamos son estratégicas para la reactivación económica y la transición energética, y lideran una agenda de inversiones potencial de 23 mil millones de dólares en renovables, almacenamiento e hidrógeno verde”, afirma Seebach.
No obstante, advierte que con el fin de concretar el potencial de inversión se requiere abordar con urgencia las condiciones habilitantes para sostener el desarrollo de energías renovables y la electrificación. Según el representante gremial, estos coadyuvantes son: la implementación oportuna del almacenamiento y de la ley aprobada en 2022 para la integración de más energías renovables; transmisión robusta, oportuna y mejor planificada para llevar la energía desde los territorios donde están los nuevos proyectos de generación a los usuarios, y una profunda modernización del Estado que colabore con el adecuado y oportuno desarrollo de estos proyectos, fundamentales para la transición energética.
Asimismo, Seebach sumó a la lista el fortalecimiento de los recursos y capacidad de gestión de las instituciones del mercado eléctrico, como el Coordinador Eléctrico Nacional y la Comisión Nacional de Energía; coherencia regulatoria para alcanzar la carbono neutralidad; perfeccionamiento del sistema marginalista, que permita un desarrollo seguro y a mínimo costo de un mercado eléctrico con alta penetración de renovables, y una modernización del sector de distribución, acorde con los desafíos y beneficios de una sociedad más electrificada. “Y lo más importante –recalca el presidente ejecutivo– seguir trabajando para que la transición energética sea también una buena noticia para las comunidades y territorios donde se desarrollan los proyectos”.
Señales concretas
Por su parte, Ana Lía Rojas, directora ejecutiva de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera A.G.), afirma que las empresas de energías renovables no convencionales que el gremio representa cuentan con pipelines de proyectos interesantes y de magnitudes de gran escala, suficientes para las metas y propósitos de descarbonización de la matriz eléctrica, cubrir el crecimiento de la demanda y también para los objetivos trazados con relación al hidrógeno verde (H2V).
“Sin embargo, están a la espera de señales concretas para la inversión, ya que cubren un rango amplio de materias”, advierte la representante del gremio de las renovables. Entre las más relevantes, menciona las medidas de corto plazo que se tomen para aminorar la alta exposición a costos marginales cero, que en combinación con las magnitudes de desacoples están desangrando los proyectos que han entrado en operación y que son indicadores de riesgo que la banca y los accionistas evalúan antes de invertir nuevamente en Chile.
Rojas añade que también están atentos a qué respuestas entrega la autoridad y el Coordinador Eléctrico a los crecientes vertimientos o recortes de energías renovables, “que solo aumentarán en 2023 de no aplicarse ninguna medida para dar más inserción a las ERNC”.
En esa línea, expresa que “tenemos urgente necesidad de responderle a nuestros inversionistas de si es que hay un plan de reacción ante los riesgos que están afectando a las empresas renovables y de almacenamiento del sector”. También es evidente –fustiga la líder gremial– “que requerimos de una evaluación coherente desde el territorio, que sea acorde al propósito del cambio climático al que contribuimos con nuestros proyectos. No puede ser que proyectos que han tenido calificaciones ambientales aprobadas y en regla, sufran de retrocesos en sus planes de construcción”.
Lo anterior, concluye Ana Lía Rojas, solamente retrasa la decisión de inversión, tanto para la generación renovable como para la transmisión “y es una afectación que debemos trabajar en una agenda del territorio para la transición energética, urgentemente”.
Hidrógeno y CSP
De igual manera, Cristián Sepúlveda, gerente ejecutivo de la Asociación de Concentración Solar de Potencia (ACSP), reconoce auspiciosas expectativas para el presente ejercicio. “Creemos que 2023 es un año muy prometedor para nuestra industria, ya que no solo estamos impulsando grandes inversiones en proyectos en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN), que entreguen inercia al sistema, sino que también otros no conectados y con generación dedicada, en apoyo a la producción de los derivados del hidrógeno, como lo es el amoníaco”, sostiene.
Ello, agrega, porque para la producción de ese compuesto es necesario contar con energía estable, de base y síncrona 24 horas. “Adicionalmente, la industria de desalinización también tiene el desafío de entregar suministro estable y continuo, por lo tanto, en ambos casos la CSP es la solución complementaria ideal para ellos”, detalla.
En materia regulatoria, Sepúlveda asevera que “estamos apoyando las iniciativas del gobierno, como por ejemplo ley de Cuotas, nuevo Reglamento de Potencia, ley de Almacenamiento, etc. Todos estos son instrumentos que ayudan a incentivar nuestra industria, aunque claramente que es necesario perfeccionarlas, pero ya es un gran avance el comenzar la discusión”.
Continúa leyendo este artículo, publicado en revista Electricidad N° 274 (enero 2023), ingresando desde aquí.
