noviembre 9, 2021
La energía eólica cumple 20 años en Chile. En noviembre de 2001 se inauguró el primer parque eólico de nuestro país, marcando un hito en materia de ERNC al poner en marcha las tres torres de Alto Baguales, en las cercanías de Coyhaique, con una capacidad de 2MW, capaz de abastecer a cerca de 40 mil familias de la zona.
En una década, Chile ha logrado levantar un total de 41 parques eólicos, multiplicando por mil la generación en base al viento: hoy la capacidad instalada es de aproximadamente 2.600 MW, equivalentes a casi el 10% de la capacidad total de generación de electricidad del país.
Los beneficios de la energía eólica son bastante conocidos. Es la tecnología más eficiente para producir energía de forma segura y ambientalmente sostenible: sin emisiones, inagotable y competitiva.
Además, los parques eólicos -a diferencia de otra tecnología- son fáciles de montar, utilizan porcentaje menor del área donde se emplazan, son compatibles con otras actividades como las agrícolas, ganaderas y la silvicultura, y las zonas son fácilmente recuperadas.
La energía eólica junto con la solar son las principales tecnologías que han llevado a Chile a situarse dentro de los países líderes en términos de integración de energía renovable no convencional (ERNC).
El camino que está recorriendo el país en materia de energía tiene señales auspiciosas, con metas importantes por alcanzar, que requieren compromiso, inversiones y decisiones que son cruciales para lograr la transformación energética y al mismo tiempo garantizar su sostenibilidad.
En la Estrategia Climática de Largo Plazo (ECLP), recientemente presentada por los distintos sectores industriales y encabezada por el ministerio de Medioambiente, se establece la meta del retiro del 65% de la generación a carbón de la matriz nacional para el 2025 y de retirar o reconvertir el 100% de las centrales a carbón para el 2040. Paralelamente, se establece la meta de tener al 2030 un 80% de la generación eléctrica proveniente de fuentes renovables.
Para poder alcanzar estas metas, son diversos los desafíos que se presentan, destacándose el desarrollo de infraestructura de transmisión y almacenamiento energético. Esto es fundamental para aprovechar el aporte creciente de las ERNC.
En materia de transmisión, los mayores desafíos apuntan al fortalecimiento de las redes. En los últimos meses de 2020 se registró hasta un 5% de vertimiento, que es una pérdida que no nos podemos permitir. Tenemos 6.000 MW de ERNC que van a ingresar al sistema y si queremos una descarbonización completa, necesitamos construir líneas para que esta energía pueda ser evacuada y llevada a los centros de consumo. Son desarrollos que hay que planificar ya que, si bien una central renovable se puede construir en dos años, la construcción de una línea de transmisión puede tardar de 5 a 8 años.
Otra opción para evitar los vertimientos de energía es el desarrollo de sistemas de desconexión automática de carga (EDAG) así como otros dispositivos de electrónica de potencia. Esta tecnología, de la cual ya tenemos experiencia de éxito en Chile, podría ser implementada en el corto plazo. Ello también requiere de una estrategia consensuada que dé garantías y promueva el interés por parte de los desarrolladores de estas tecnologías.
Asimismo, la incorporación masiva de sistemas de almacenamiento, como las baterías, por ejemplo, es deseable ya que daría flexibilidad al sistema y facilitaría el recambio de generación contaminante por generación renovable no convencional en base 24 horas, manteniendo la seguridad y confiabilidad del sistema.
octubre 18, 2021 | Industria
A un año de haber iniciado sus operaciones, el parque eólico Vientos Patagónicos de Enap logró alcanzar un factor de planta de 43%, inyectando a la fecha 27.132 MWh al Sistema Eléctrico de Punta Arenas, lo que equivale al suministro de 10.000 hogares al mes en Punta Arenas, por lo que la próxima meta es llegar a 15.000 hogares en el territorio.
Según explica Flavio Soares, director de Operaciones de Enap, el principal desafío ahora es disminuir el vertimiento o energía no producida, por la limitación de despacho del Operador Principal del Sistema. «De esta forma, aumentaremos el factor de planta, que en Cabo Negro puede alcanzar hasta el 56%, uno de los más altos del mundo, pensando que el promedio en nuestro país es de 30%».
Los tres aerogeneradores del parque -que se alzan a un costado de la ruta 9 norte, en el kilómetro 23- tienen una altura de 69 metros y sus palas un diámetro de 112 metros. En conjunto pueden inyectar al sistema hasta 10,35 MW de potencia en su máximo desempeño, lo que se traduce en energía limpia para unos 15 mil hogares.
«El parque todavía puede seguir creciendo. Una vez que logremos disminuir el vertimiento, podremos llegar a cubrir efectivamente unos 15 mil hogares. Por el momento, la operación real, considerando el recurso del viento y las limitaciones del sistema, hemos podido abastecer la energía eléctrica del orden de 10.000 hogares por mes», especificó David Labra, ingeniero de Mercado Eléctrico de la empresa.
La operación del parque fue resaltada por el seremi de Energía de Magallanes, Víctor Fernández, quien lo calificó como un salto cuantitativo para la región: “Los resultados que está teniendo esta iniciativa renovable, vinieron a fortalecer y corroborar el potencial eólico de la región. Esto está resultando clave para despertar el interés de inversiones que ya están poniendo su mirada en nuestra Patagonia, a fin de desarrollar proyectos asociados al hidrógeno verde, el combustible del futuro».
La operación del Parque es realizada por Pecket Energy S.A., empresa que es parte de la sociedad Vientos Patagónicos SpA. en conjunto con Enap. Pecket Energy también es propietaria del Parque Eólico Cabo Negro, por lo cual cuenta con experiencia en la operación de un parque eólico en la región. De igual forma, Pecket tiene un contrato de servicio con el tecnólogo de los aerogeneradores (Vestas) y bajo dicho contrato, éste último es responsable por todas las actividades de mantenimiento de los tres aerogeneradores de Vientos Patagónicos.
Impacto
La inversión total de este proyecto supera los US$22 millones, de los cuales US$5 millones fueron aportados por el Gobierno Regional de Magallanes.
Su entrada en operación permitió aumentar la participación de las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) desde un 2% a un 18% en Magallanes. De igual forma, el parque tiene un impacto concreto en la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero y material particulado, mejorando así el bienestar y la calidad de vida de los habitantes de esta zona, en especial de la ciudad de Punta Arenas y sus áreas más próximas.
De acuerdo a la información entregada por el seremi, desde la entrada en operación del parque, los más de 27 mil MWh que ha aportado al sistema eléctrico equivalen, por ejemplo, a dejar de enviar a la atmósfera 4 Kilotoneladas de CO2.
«Dicho de otro modo, es la capacidad de absorción de Gases de Efecto Invernadero (GEI) que tienen 250 hectáreas de bosque nativo, o bien, evitar las emisiones contaminantes de unos 2.200 vehículos livianos durante un año. Claramente se trata de un impacto muy positivo desde el punto de vista medioambiental y social», precisó la autoridad.
septiembre 29, 2021 | Industria
La presidenta de la Comisión de Minería y Energía del Senado, Yasna Provoste, señaló que la próxima semana estarían en condiciones de votar en general el proyecto de ley que busca cerrar el parque generador termoeléctrico a carbón en 2025, si es que no se presenta a esta instancia un representante de gobierno, para dar a conocer su análisis en torno a esta iniciativa.
«Yo creo que hemos tenido un análisis bien completo respecto de estas observaciones. Debiéramos esperar la próxima semana el ejecutivo. Si llega, bien, si no, nos convocamos para votar en general el proyecto», afirmó la legisladora.
Análisis
Para seguir analizando el proyecto de ley, también conocido como descarbonización acelerada, la comisión también recibió a Carlos Finat, director ejecutivo Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera A.G.) y a la directora ejecutiva de Chile Sustentable, Sara Larraín.
Finat planteó que la mitigación del uso de energía termoeléctrica ante eventuales fallas intempestivas en el sistema eléctrico debe considerar «cambios normativos y de mercado para que ocurra», añadiendo que también es necesario que «las centrales ERNC participen activamente en proveer servicios de estabilidad y que se instalen servicios de almacenamiento».
«Es necesario promover al más corto plazo posible, para adaptar al sistema la instalación de almacenamiento en el mercado, no como complemento de otras centrales como lo estamos viendo hoy día», afirmó.
Por su lado, Larraín sostuvo que están las condiciones para el retiro anticipado de las centrales a carbón. «Creemos que, en el escenario 2025, de cierre total o reconversión de las carboneras, hay que tener en cuenta que debieran ingresar unos 2.000 o 2.500 MW de energía anualmente, que es lo que está ocurriendo, pero tendríamos que considerar un escenario de un eventual retraso en la transmisión».
Agregó que, para 2030, tenemos que «agregar almacenamiento como un servicio complementario para evitar el vertimiento de las energías renovables no convencionales. También el almacenamiento nos permite reducir la necesidad de transmisión y aprovechar el bajo costo de las ERNC».
Finalmente, señaló que «esta transición implica una transformación importante en los sistemas de control dentro de los servicios complementarios y adecuadamente remunerados. Hoy, no podemos seguir solamente con los sistemas de control que tenemos que es para un paradigma de centrales de energía afirme que no requieren tanto respaldo. Tenemos que avanzar en flexibilidad y requiere almacenamiento y nuevos sistemas de control que permitan gestionar esta flexibilidad».
agosto 5, 2021 | Industria
En la Tercera Sala de la Corte Suprema se realizaron los alegatos por el recurso de reclamación que busca que el Tribunal de Defensa de la Libre Competencia (TDLC) abra una consulta con el fin de revisar la actual norma técnica que permite la condición de inflexibilidad del gas natural.
El recurso -interpuesto por Eléctrica Puntilla, Hidromaule, Energía Llaima, GPE y Besalco- pretende que el TDLC determine si dicha regulación es compatible con las normas de defensa a la libre competencia, dadas las distorsiones de mercado y sus efectos anticompetitivos que ha visibilizado este grupo de empresas y que irían en beneficio de grandes empresas generadoras de GNL.
«Esta norma es contraria a las normas de defensa a la libre competencia, pues impone un gravamen a las empresas de ERNC en favor de las empresas de generación de Gas Natural, ya que a través de la norma técnica se les impone a las compañías renovables, subsidiar las importaciones extras de GNL, lo que incluso implica el vertimiento o desecho de energía totalmente limpia», señaló el abogado de las compañías renovables y socio del estudio Bravo, Mario Bravo.
En octubre del año pasado, el TDLC estimó que no era procedente iniciar una consulta respecto de los efectos anticompetitivos de la norma, ya que la consideró como un reglamento que debe ser modificado vía legislativa y no un acto administrativo por parte de un organismo técnico como la CNE. Es precisamente este factor lo que hoy está en discusión, “en la actualidad, esta norma está regulando una actividad económica al punto de fijar un precio, lo cual va en contra del principio de reserva legal de la regulación económica”, advirtió Bravo.
En la instancia participaron como jueces los ministros Sergio Muñoz, Ángela Vivanco, Mario Carroza, Carlos Silva y Raúl Mera. Se espera que la Corte Suprema dé a conocer su parecer dentro de las próximas tres semanas.
julio 19, 2021 | Industria
Las propuestas de la Comisión Nacional de Energía (CNE) para cambiar la Norma Técnica sobre despacho de centrales GNL, donde se establece la llamada figura del Gas Inflexible fue el centro de las críticas por parte de tres gremios del sector energético: GPM A.G., que reúne a los pequeños y medianos generadores; la Asociación Chilena de Energía Solar (Acesol) y Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera A.G).
Estas asociaciones presentaron su reparos a las modificaciones planteadas por el organismo regulador en torno a este tema, durante la sesión de la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados que analiza esta materia. Anteriormente, los representantes de la Asociación de Pequeñas y Medianas Centrales Hidroléctrica (Apemec) también plantearon sus observaciones a las propuestas.
Exposiciones
En su exposición a la comisión, Danilo Zurita, director ejecutivo de GPM A.G. planteó que la modificación de la normativa «no tiene el análisis técnico/regulatorio ni los antecedentes suficientes para prorrogar la existencia de la inflexibilidad o para eliminarla, faltando un análisis de impacto regulatorio profundo de las implicancias de modificar esta Norma Técnica».
El representante gremial reiteró la postura del gremio en cuanto a que el impacto de corto plazo es «una depresión artificial de costos marginales, que impactan las transacciones entre generadores», además de desplazar generación renovable, y de «efectos al largo plazo que aún no tienen análisis», especialmente en la competencia del sector de generación.
A su juicio, al gremio le «preocupa la falta del debido análisis de los impactos que producen las modificaciones regulatorias que se promueven actualmente», particularmente en los efectos sobre la decisiones de inversión y en el resultado de las licitaciones de suministro regulado de agosto próximo.
Zurita afirmó que la normativa debe establecer «que no existan vertimientos de energías renovables debido a la colocación del GN, además de que el costo marginal debe ser calculado con el valor real del GN, y de limitar la “inflexibilidad” a casos realmente excepcionales».
Acera
Por su parte, Carlos Finat, director ejecutivo de Acera A.G., indicó la necesidad de tener «una total transparencia» en este tema, precisando que en «la nueva versión de la NT de GNL se garantice que todos los agentes reciban la misma información del procesamiento de cada solicitud de inflexibilidad y al mismo tiempo».
Otros puntos que propugna el gremi es que «no haya afectación del Despacho Económico ni de las transferencias económicas entre agentes», además de que la Norma Técnica «debe aplicar al Programa Anual de Entregas de GNL (ADP) que se cierra en 2021 y que rige para 2022».
«Se debe tener un plazo de expiración que permita adecuar los contratos actuales a la realidad del mercado. Proponemos que la cantidad máxima de GNL que determine el estudio de GNL se reduzca cada año en 20 puntos porcentuales hasta llegar a cero en cinco años#», agregó.
Acesol
Carlos Cabrera, presidente de Acesol, señaló que la modificación en curso de la NT de GNL «debe corregir cuatro aspectos principales en relación a la NT de GNL vigente: «De no eliminarse la condición de inflexibilidad, la aplicación de esta condición debe ser efectivamente excepcionalísima. (60% el 2019 y 51% el 2020); que todo el proceso de solicitud y aprobación de un cierto volumen de gas sea considerado inflexible debe ser totalmente transparente; la necesidad de no haber afectación del Despacho Económico ni de las transferencias económicas entre agentes, y que se aplique al ADP que se cierra en 2021 y que rige para 2022».
Además, según el gremio, el Coordinador Eléctrico Nacional debe adoptar «una mayor transparencia en el proceso de aprobación de solicitudes de GNLI, publicando desde el mismo momento de presentada una solicitud, toda la información pertinente a ella, así como las condiciones de cumplimiento exigidas al solicitante».
La solicitud de Acesol expuesta a los diputados es que el alcance y las definiciones de la NT, «debieran discutirse (complementarse) a nivel de reglamento, pues no es evidente como la CNE puede permitir saltos del orden económico consagrado en instrumentos regulatorios de mayor nivel jerárquico legal».
También indicaron que «la información debe entregarse en tiempo y forma a todos los agentes que pudieran verse afectados directa o indirectament y que se incentive a las empresas de GNL a adecuar sus contratos al nuevo contexto de mercado (Mayor Flexibilidad)».
Asimismo mencionaron la posibilidad de eliminar paulatinamente las declaraciones de inflexibilidad, junto con «limitar anualmente porcentaje permitido de Inflexibilidad en una ventana de 5 años contados desde la publicación de la nueva NT. (Trade-off entre Precio vs Flexibilidad)».
Apemec
En la primera reunión de la comisión para ver este tema, estuvieron presentes el nuevo presidente de Apemec, José Manuel Contardo y el director ejecutivo, Rafael Loyola, quienes también expusieron reparos a la propuesta de cambios de la CNE.
El gremio destacó algunos puntos respecto de la justificación técnica de la norma y del impacto en el vertimiento de energías ERNC, como que la condición de inflexibilidad regulada bajo la Norma no existe: «Hemos planteado en diversas instancias el hecho que la condición de Inflexibilidad que la NT-GNL, que se implementó el año 2016, y que ha seguido teniendo sucesivas revisiones hasta el día de hoy, en los hechos no existe, es decir, no tiene una justificación ni técnica, ni económica, ni legal».
«Mantenemos nuestra firme convicción de que la condición de inflexibilidad que define la NT-GNL vigente y la del proyecto en consulta debe ser totalmente eliminada, pues dicha condición no existe, y actualmente en el mercado internacional del gas se hace menos sostenible su concepto. Por otra parte, genera graves distorsiones al mercado y produce efectos anticompetitivos, además de varios otros efectos negativos que hemos hecho presente», se indic.
Dentro de las propuestas del gremio están:
-Limitar al 5% del volumen anual declarado en el ADP, como el máximo de inflexibilidad de cada generador GNL, de manera de garantizar en forma simple y efectiva la excepcionalidad, siendo por lo demás ésta un objetivo central de la presente modificación normativa. Esta limitación de la inflexibilidad restringe los eventuales efectos distorsionantes que puedan surgir de la aplicación del punto 1) de esta propuesta alternativa.
-Establecer que el despacho forzado de una central en modalidad inflexible indicado en el punto 1), debe reemplazar otros combustibles fósiles y, en lo posible, no puede significar el vertimiento de energías ERNC, de modo que el GNL inflexible no contribuya a aumentar las emisiones de CO2e y no afecte a las inversiones renovables.
-Establecer un período máximo de 5 años que vaya disminuyendo la limitación indicada en el punto 2), con el objeto de permitir las adecuaciones contractuales para aquellos contratos antiguos que mantenga rigideces. Una vez concluido este período, se elimina definitivamente la inflexibilidad.
