agosto 11, 2020
Dentro de las políticas públicas de mayor aplicación, para la mitigación de gases de efecto invernadero, pero no por eso la más efectiva, está la aplicación de impuestos sobre las emisiones de CO2 generadas con ocasión de la generación de electricidad a partir de combustibles fósiles.
Es así que en Chile surge la aplicación del impuesto verde que, entre otros, grava desde 2017 con US$ 5 cada emitida tonelada de CO2.
Hasta el día de hoy, el sujeto gravado son todas aquellas fuentes con una capacidad instalada, igual o superior a 50 MW. Con la aprobación de la modificación, el nuevo sujeto gravado serán todas las «fuentes emisoras, individualmente o en su conjunto,…. o 25.000 o más toneladas anuales de dióxido de carbono (CO2)».
La modificación legal propuesta, además, flexibiliza el cumplimiento del pago del impuesto por parte del regulado, al indicar que «los contribuyentes afectos al impuesto establecido en este artículo, podrán compensar todo o parte de sus emisiones gravadas, para efectos de determinar el monto del impuesto a pagar, mediante la implementación de proyectos de reducción de emisiones del mismo contaminante, sujeto a que dichas reducciones sean adicionales, medibles, verificables y permanentes»
Lo anterior es de suma importancia por varias razones.
En primer lugar, acoge y consagra el principio de la costo efectividad, flexibilizando la posibilidad del cumplimiento de la norma al aceptar el cumplimiento por equivalencia a través de certificados de reducción de emisiones (bonos de carbono), lo que en definitiva se traduce en la posibilidad de cumplir con el pago del impuesto a un precio menor que los US$ 5.
En segundo lugar, fomenta el desarrollo de proyectos que reduzcan emisiones de CO2, los cuales podrán agregar a sus ingresos por venta de electricidad, en el caso de energías renovables, el ingreso por concepto de bonos de carbono.
Sin embargo, al regular la procedencia de los requisitos de un proyecto para que sea admisible a generar bonos de carbono, entrega una excesiva e innecesaria regulación. Digo innecesaria, al entregar detalles de cómo y quién debe hacerlo, a una institución que no está familiarizada con estos procedimientos como lo es Ministerio de Medio Ambiente, agregando una carga de trabajo que no se justifica, al existir procedimientos y estándares internacionales bien establecidos y que han funcionado bien durante mas 15 años, como lo son el Mecanismo de Desarrollo Limpio ( MDL), el Verified Carbon Standard ( VCS), el Gold Standard ( GS), por solo nombrar algunos, y a los cuales más de 130 proyectos Chilenos ya que han acogido.
Si ya tenemos estándares, reconocidos internacionalmente, no se entiende por qué «inventar la rueda».
A mayor abundamiento, si Chile, como parte del Acuerdo de París, pretende hacer suyo las reglas del Artículo 6, debe necesariamente adaptarse a estándares internacionales. De lo contrario, me temo que los bonos de carbono generados por proyectos chilenos no serán elegibles en el ámbito internacional, privando en su gran mayoría a los provenientes de ERNC de mercado alternativos para la venta de sus certificados de reducción de emisiones.
Otro asunto que debe corregirse a la brevedad es la imposibilidad de poder compensar emisiones de CO2, con otros contaminantes, como podría ser el CH2 o el N2O. Si lo que se pretende es la reducción de GEI, y además tratándose de un contaminante global es de toda lógica, y así se consagra en todas partes, que pueda compensar con la reducción de cualquier otro GEI.
agosto 10, 2020 | Industria
La agencia clasificadora Fitch Ratings mejoró la calificación internacional de deuda de Colbún desde el nivel ‘BBB’ al nivel ‘BBB+´. A esta mejora se suma un cambio en las perspectivas de la compañía, desde positiva a estable. Adicionalmente, a nivel local la clasificación de riesgo de la compañía también mejoró desde AA- (con perspectiva positiva) a AA (con perspectiva estable).
Según informó la generadora, el mejoramiento en la clasificación refleja «la visión de la agencia de que Colbún ha fortalecido su perfil crediticio basado en la sólida estructura de capital de la compañía, combinado con una mejorada posición de contratos con una vida promedio de 8 años para sus PPA. Las perspectivas estables se derivan de la expectativa de que Colbún mantendrá una liquidez adecuada en el mediano plazo, apoyada en una generación de caja robusta y predecible».
[LEA TAMBIÉN: Beneficios de Colbún llegaron a US$327,6 millones durante primer semestre]
Perspectivas
«En particular, en materia de contratos de energía, Fitch destacó la capacidad de Colbún de generar contratos estables a largo plazo (8 años en promedio), migrando hacia el segmento de clientes libres. La agencia espera que la Compañía mantenga una significativa capacidad contratada en el largo plazo, luego de la suscripción en 2019 de un contrato con BHP por 3,0 TWh de energía renovable por año», informó la empresa.
«Junto a esto, la empresa ha firmado contratos por 3,6 TWh al año con cliente libres, lo que significa que hacia fines del año 2020 los clientes libres representarán cerca de un 70% de la energía contratada por Colbún», se agregó.
La calificadora también destaca en su informe la cartera de proyectos de energías renovables en Chile, y recalcó la liquidez y generación de flujo de Colbún, lo que le permite poder financiar proyectos en esta área sin necesidad de adquirir deudas. Fitch subraya los planes de expansión de la compañía en el norte, con la construcción del proyecto fotovoltaico Diego de Almagro (220 MW), y en la zona centro sur, con el proyecto solar Machicura (9MW).
agosto 10, 2020 | Industria
Una alta diversificación de proyectos de almacenamiento de energía con tecnologías solares se puede desarrollar en el país, especialmente en el sector de la generación distribuida, ya sea en proyectos de net billing o en la pequeña escala, de acuerdo a lo que señala David Rau, vicepresidente de la Asociación Chilena de Energía Solar (Acesol).
El ejecutivo, que también es gerente de Flux Solar, señala a ELECTRICIDAD los principales alcances que tiene el almacenamiento de energía en este sector de la industria.
¿Es posible implementar sistemas de almacenamiento de energía con baterías a proyectos de generación distribuida con energía FV y en qué consisten?
Sí, absolutamente. Las cuentas de electricidad industrial se dividen aproximadamente en 50% pago de energía y 50% pago de potencia. Las demandas máximas hoy en día se suministran a través de infraestructura ineficiente, cara y contaminante. El mayor tiempo esperan en stand-by para actuar en caso de necesidad.
Características
¿Cuáles son las características de un sistema de almacenamiento con paneles fotovoltaicos?
En general, el sistema de almacenamiento consiste en 3 módulos:
- Las baterías, las que almacenan la energía. Hoy en día existen diversas tecnologías con múltiples capacidades y habilidades. Destacan especialmente las baterías litio-ion.
- El sistema de control, el que debe operar de forma eficiente, autónoma y debe permitir un monitoreo en tiempo real.
- Inversores bidireccionales fiables, con grandes potencias y de alta eficiencia.
Solo mediante sistemas de almacenamiento modernos -en conjunto con sistemas autónomos que incluyan algoritmos de predicción y de aprendizaje automatizada- pueden cortar las demandas máximas asegurando un suministro fiable en todo momento, y así reemplazar esta infraestructura de demanda peak. Como resultado, se aprovecha al máximo el uso de energías renovables y limpias, y se bajan los costos en la operación de la red.
¿Y qué factibilidad tienen para aplicarse en proyectos PMGD?
Una planta solar PMGD en conjunto con un sistema de almacenamiento permite:
- Suministrar energía a la red cuanto más se necesita
- Cortar demandas máximas para evitar infraestructura ineficiente y cara
- Maximizar el uso de energía limpia, por ejemplo mediante una optimización del factor AC/DC
- Optimizar la rentabilidad del PMGD comercializando la energía a mejor precio
- Aumentar la potencia firme del PMGD
¿Cuál es la experiencia internacional en la instalación del almacenamiento en proyectos solares de generación distribuida?
Es necesario destacar que, desde 2018, el despliegue mundial de sistemas de almacenamiento supera anualmente los 3 GW entre aplicaciones «behind the meter» y utility. Entre 2018 y 2019 la instalación de aplicaciones utility bajó en 20%, mientras las aplicaciones «behind the meter» se mantuvieron estables, especialmente por una duplicación de instalaciones residenciales. Este desarrollo respalda la transformación profunda de un sector eléctrico desde plantas centralizadas hacia una generación descentralizada, cerca de los consumos y en muchas ocasiones “atrás del medidor”, en las mismas instalaciones del consumidor.
Entre los mercados que destacan actualmente, como Corea, Japon, China, EEUU, Alemania y Australia, los une el hecho de que cuentan con una política clara de incentivos al autoconsumo y al uso de sistemas de almacenamiento. Una de las claves para el crecimiento a corto plazo ha sido la combinación de sistemas de generación renovable y almacenamiento. India anunció una licitación por 1.2GW solar y batería (50% almacenamiento). Tan solo en California se instalaron 10.000 sistemas de almacenamiento «atrás del medidor» y las empresas de generación están prefiriendo el uso de proyectos solares combinados con sistemas de almacenamiento. Se estima un pipeline de hasta 15 GW a corto plazo. En tanto, en Europa se creó el almacenamiento como una entidad independiente a la generación y transmisión para igualar condiciones y permitir mayor competencia.
El mercado de Australia es destacable por su integración de baterías «atrás del medidor». Plantas virtuales como activos distribuidos de la red están ganando cada vez más importancia. El mercado del almacenamiento con generación distribuida creció fuertemente en 2019 y actualmente se encuentran más de 200 MW en construcción.
En resumen, es posible concluir que la industria de almacenamiento cuenta con un crecimiento anual significativo y sostenido. Su despliegue sigue concentrado en mercados como Alemania, China, EEUU y Australia, países que cuentan con incentivos directos y/o reglamentos que permiten la comercialización de servicios complementarios y mercado competitivos.
En estos lugares se ha demostrado de forma exitosa la integración de la tecnología con las distribuidoras en el sector C&I y el funcionamiento de software que permite flexibilizar el consumo energético a nivel residencial transformando al cliente con batería en prosumidor.
¿Cuáles son las aplicaciones de almacenamiento para estos proyectos?
Las aplicaciones de sistemas de almacenamiento «atrás del medidor» incluyen alrededor de 13 servicios diferentes y abarcan todos los shareholders, desde los consumidores hasta los operadores de transmisión y distribución. Dentro de los más importantes se encuentran:
- Arbitraje energético
- Regulación de voltaje y frecuencia
- Reemplazo de infraestructura en distribución y transmisión
- Bill Management
- Optimización de uso de recursos renovables y variables
Estos sistemas «atrás del medidor» incluyen baterías residenciales, aplicaciones C&I tal como sistemas de almacenamiento co-localizados con plantas PMGD solar.
El uso masivo de sistemas de almacenamiento y plantas solares de autoconsumo va a permitir transformar una red eléctrica centralizada y estática en un mercado altamente innovador, dinámico y especialmente democrático ya que permitirá la participación de todos los usuarios.
Cabe destacar que muchos modelos de negocio consideran plantas virtuales (VPP) los cuales pueden agrupar activos de almacenamiento y de generación para poder comercializar servicios complementarios a otros shareholdes del sector eléctrico. Es clave recalcar la posibilidad de que los sistemas de almacenamiento puedan reemplazar una infraestructura que es cara e ineficiente para el suministro de demandas máximas y así lograr una baja en los costos de operación de la red eléctrica.
El despliegue de esta tecnología representa un pilar fundamental para redes más inteligentes con un uso eficiente de los recursos y costos bajos para los clientes.
A nivel de operación co-localizado con sistema solares PMGD las ventajas son igual de versátiles.
En este escenario, pueden contribuir hacia la optimización del factor AC/DC y un incremento de factor de planta de sistemas solares, ya que pueden apoyar cuando los inversores trabajan en sus límites y restricciones. A su vez, como pueden compensar la variabilidad del recurso solar, las baterías permiten mejorar la previsibilidad de suministro y aumentan, de esta forma, la potencia firme que pueden cumplir dichas plantas. Tal como los sistemas residenciales y C&I, también estos sistemas pueden realizar servicios complementarios, como por ejemplo el control de frecuencia y voltaje, o apoyar en caso de emergencias.
A nivel del operador del PMGD, una ventaja importante es la posibilidad de poder comercializar la energía solar en tiempos diferidos, aprovechando las diferencias de precio.
¿Cuál es la factibilidad de instalar almacenamiento en techos fotovoltaicos en Chile?
Cuando hablamos de techos fotovoltaicos, hablamos de los mercados residenciales y C&I. Hasta 2030 estimamos un volumen de mercado solar muy parecido alrededor de 1 GW por sector. Dada las ventajas que se generan al usar sistemas de almacenamiento en co-localización con sistemas solares, el potencial para el despliegue de la tecnología es enorme.
Hoy día, en Chile, se ofrecen diversos modelos de negocio, desde un arriendo del servicio y equipo, hasta el financiamiento a largo plazo. El cliente residencial exige cada día más tener un control sobre su consumo y quiere transformarse en “prosumidor”, es decir, un usuario activo del mercado. La autonomía energética es muy valorada en este segmento.
A nivel C&I también se ha notado un inicio tímido. La falta de reglas claras y la falta de oportunidades para comercializar los servicios que pueden entregar baterías, hace complejo su implementación. Aun así, gracias a la gran capacidad para gestionar los flujos de energía, las baterías son usadas para lograr bajas importantes en la demanda máxima de la empresa y representan una solución viable para el respaldo frente a cortes o consumo en horas punta.
¿Cuáles son los principales desafíos que tiene el almacenamiento energético en proyectos FV de generación distribuida?
Es clave definir relaciones entre empresas de generación, transmisión y distribución, y su relación con el almacenamiento.; en qué sector se pueden entregar servicios a las redes, de qué forma se pueden aplazar obras en distribución y transmisión y cómo incorporar servicios de flexibilidad y balanceo. En resumen, el principal desafío es contar reglas claras y una regulación flexible para permitir mercados competitivos de almacenamiento con servicios complementarios y servicios de flexibilidad energética. Como Acesol nos encontramos en un proceso de trabajo muy activo y constructivo con el Ministerio de Energía, la CNE y la SEC para poder compartir las necesidades y desafíos de la implementación de dicha tecnología, y de esta manera, poder encontrar soluciones beneficiosas para los usuarios del mercado eléctrico.
Debemos pensar en una regulación, que pueda definir claramente los roles de los participantes del mercado, determinar sus respectivas participaciones en él y especialmente permitir la incorporación de diferentes tecnologías de forma dinámica y flexible enfocándose en las necesidades de servicios de las redes más que en tecnologías específicas.
Los sistemas de almacenamiento ofrecen beneficios diversificados y significativos, tanto para los usuarios como para los operadores de las redes. Crear una legislación que considere los servicios y tecnologías disponibles y permita su uso flexible en un mercado competitivo, es clave para poder avanzar hacia un mercado eléctrico más robusto, con servicios de mayor calidad y a un menor costo.
agosto 10, 2020 | Industria
La capacidad instalada de las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) alcanzó un total de 6.651 MW, representando un 25,5% en la matriz energética nacional, superando a la tecnología hidráulica convencional (centrales de embalse y de pasada), que a julio de este año llegó a 6.243 MW, equivalente al 24%, según lo indica el reporte mensual de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera A.G.).
Con ello ambas fuentes energéticas suman 49,5% de la capacidad instalada en la matriz, acercándose a la energía térmica, que tiene 13.901 MW, representando el 50,3%, mientras que el almacenamiento de energía, mediante baterías BESS tiene 54 MW (0,2%).
Las estadísticas de Acera, aparte del Sistema Eléctrico Nacional, que va desde Arica hasta Chiloé, consideran al Sistema Eléctrico de Aysén, de Magallanes y de Isla de Pascua, incluyendo a las centrales de generación en operaciones y a las que están en pruebas.
[LEA TAMBIÉN: Los cuatro proyectos de almacenamiento que buscan operar en el sistema eléctrico local]
Desglose
Del total de la capacidad ERNC instalada, las estadísticas del reporte indican que la tecnología que el primer lugar es ocupado por energía solar fotovoltaica con 3.153 MW, seguida de la eólica (2.308 MW); mini hidro (558 MW); biomasa (414 MW); termosolar (110 MW); biogás (61 MW), y geotermia (48 MW).
Las regiones que cuentan con la mayor capacidad instalada son Atacama, con 1.525 MW, secundada por Antofagasta (1.406 MW); Coquimbo (898 MW); La Araucanía (506 MW), y Metropolitana (453 MW).
Respecto a la evolución de estas tecnologías, el reporte señala que en los primeros siete meses del presente año se han incorporado 749 MW en el país.
agosto 7, 2020 | Sin categoría
El ministro de Energía, Juan Carlos Jobet, presentó al comité consultivo de la actualización de la política energética de largo plazo, el cual está integrado por cinco ministros de Estado, representantes gremiales y de empresas de la industria, además de académicos y consultores, organizacion no gubenamentales y de la sociedad civil.
Los ministros que participan en este proceso son Gloria Hutt (Transportes y Telecomunicaciones); Raúl Figueroa (Educación); Pablo Couve (Ciencia, Tecnología, Conocimiento e Innovación); Carolina Schmidt (Medioambiente), y Felipe Ward (Vivienda y Urbanismo).
Por el lado de las asociaciones gremiales del sector energético están Claudio Seebach, presidente ejecutivo de Generadoras de Chile; Carlos Finat, director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energía Renovables y Almacenamiento (Acera A.G.); Antonio Minte, gerente de la Asociación Chilena de Biomasa (Achbiom); Hans Kulenkampff, presidente de la Asociación Chilena de Hidrógeno (H2Chile); Mónica Gazmuri, gerenta general de Anesco Chile; Carlos Cortés, director ejecutivo de la Asociación de Empresas de Gas Natural (AGN); Rodrigo Castillo, director ejecutivo de Empresas Eléctricas A.G., y Joaquín Villarino, presidente ejecutivo del Consejo Minero.
También conforma el comité Constanza Levican, CEO de la startup Suncast; Ramón Galaz, gerente general de Valgesta Energía; Nicola Borregaard, gerenta general de EBP Chile; Edward Fuentealba, director del Centro de Desarrollo Energético de la Universidad de Antofagasta; Juan Carlos Olmedo, presidente del Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico Nacional, Arturo le Blanc, vicepresidente de Asuntos Regulatorios y Legales de Transelec; Carolina Urmeneta, jefa de la Oficina de Cambio Climático; Alejandra Stehr, directora del Centro de Ciencias Ambientales de la Universidad de Concepción, y Ronald Fischer, director del Centro de Economía Aplicada (CEA) de Ingeniería Industrial de la Universidad de Chile.
Además participa Hernán Calderón, presidente de la Corporación Nacional de Consumidores y Usuario (Conadecus); Amanda Maxwell, directora de la Fundación NRDC, entre otros especialistas, académicos y representantes de la sociedad civil.
Jobet
El ministro Jobet destacó los cambios que ha experimentado el sector energético, por lo que “estamos en pleno proceso de actualizar la mirada de largo plazo del sector para ser un actor relevante en la recuperación verde del país”, dijo Jobet, quien agregó que este Comité Consultivo “recoge los inputs del trabajo de las 15 mesas ciudadanas que se realizaron el año pasado y en la que participaron más de 800 personas a nivel nacional. Chile tiene enormes desafíos y tremendas oportunidades en el sector energía. Creemos que en la medida que construimos una visión de futuro compartida, en diálogo con los distintos actores, ésta se enriquece con la perspectiva que suman los distintos interlocutores y permite que esa visión que construimos tenga continuidad en el largo plazo”, expresó.
Según Jobet, “es importante ir actualizando la visión porque el sector energía cambia muy rápido. Es increíble que hace 5 años pensábamos que íbamos a lograr una participación de 70% de las energías renovables el 2050 y estamos viendo que es muy probable que alcancemos esa meta 20 años antes”.
