marzo 5, 2020 | Industria
La Asociación de Pequeñas y Medianas Centrales Hidroeléctricas (Apemec) planteó la posibilidad de avanzar en métodos probabilísticos que premien el atributo de la flexibilidad en la operación del Sistema Eléctrico Nacional, en el marco de la discusión en torno a la flexibilidad dentro del sector eléctrico, donde este año el Ministerio de Energía dará a conocer la estrategia en esta materia.
Rafael Loyola, director ejecutivo de la asociación gremial, indica que este proceso está orientado a «establecer los principios regulatorios más aptos para la entrada eficiente y a gran escala de la energía intermitente, como la eólica y fotovoltaica, a la matriz energética nacional, proceso que incluyó un Comité Técnico, el cual efectuó, a finales de ese año, sus recomendaciones en la materia».
«Como Apemec hemos participado en la consulta pública de la Estrategia, haciendo presente los términos que nos parecen más sanos en materia de regulación de flexibilidad, de forma de mantener los incentivos correctos en materia de seguridad y eficiencia en el balance de las diversas tecnologías de generación en la matriz eléctrica, lo que se traduce ciertamente en beneficios para el consumidor final», explica el ejecutivo.
Es así como Loyola menciona las propuestas que ha realizado el gremio en materia de flexibilidad: «Creemos necesario establecer una confiabilidad preestablecida para el sistema, y en base a dicha confiabilidad, premiar a las centrales que otorgan primordialmente esa confiabilidad, esto es las centrales que otorgan inercia y las despachables».
[LEA TAMBIÉN: Industria mini hidro cierra 2019 con más de 510 MW de proyectos en operación]
Explica que las centrales hidroeléctricas de pasada presentan atributos en flexibilidad y suficiencia, «dado que éstas aportan capacidad de inercia esencial para el sistema, a mínimo costo y con una tecnología limpia y de base, la cual actualmente carece de una señal de precios que permita llevar a cabo nuevas inversiones, lo que conlleva la amenaza de que a futuro, la energía base sea cada vez más dependiente de combustibles fósiles».
Por ello señala la necesidad de avanzar en métodos probabilísticos «que premien este atributo, revisándose la prorrata entre potencia firme inicial y demanda, la que no debiera ser uniforme para todas las centrales, ya que al menos se debería separar en centrales eficientes, e ineficientes, incorporando el mercado “day ahead” vinculante para lograr la correcta asignación de pagos de redespacho, e incorporando vía cambio de ley el que la asignación de los pagos de Servicios Complementarios sea al agente que causa el requerimiento de flexibilidad, el cual no necesariamente corresponde al cliente final».
A su juicio también se debe promover la neutralidad tecnológica «y permitir la creación de productos innovadores para lograr la flexibilidad que requiere el sistema para la entrada de las energías renovables variables».
«En materia de sana regulación, no debe perderse el principio básico según el cual los precios recibidos por los proveedores y pagados por los usuarios y consumidores por todos los productos comprados y vendidos en el mercado de energía y Servicios Complementarios deben reflejar el costo causado por el que origina el servicio y remunerara adecuadamente al proveedor que presta tal servicio, ya que las distorsiones atal principio generalmente reducen la confiabilidad de la red y aumentan el costo total de atender la demanda, perjudicando en definitiva al consumidor final», agrega el representante gremial.
marzo 5, 2020 | Industria
La necesidad de armonizar la normativa eléctrica con la ambiental, para avanzar en la flexibilidad en la operación del sistema eléctrico local, planteó el socio director de energiE, Daniel Salazar, precisando que en esta materia se puede revisar y ajustar los «criterios y condiciones de aplicación del Decreto Supremo N°13 y sus instrumentos para que converse con el nuevo escenario de la matriz eléctrica».
El DS 13 aborda la norma de emisión para las centrales termoeléctricas, por lo que -según Salazar- su alcance debe adecuarse a los nuevos requerimientos que se les exige a esta tecnología de generación eléctrica ante los cambios en la operación del sistema eléctrico local por el mayor ingreso de las energías renovables variables, solar y eólica.
«Esta normas de emisión data de 2011 y se aprobó tras dos años de discusión, por lo que los supuestos y proyecciones que se tuvieron a la vista en su promulgación distan notablemente de la realidad actual, en particular respecto del régimen de operación del parque termoeléctrico, lo cual se relaciona directamente con el concepto de flexibilidad, el cual para esta tipo de generación, se refiere a la capacidad de operar en distintos momentos y niveles de producción, según la cantidad de recursos renovables disponibles», sostiene el ejecutivo.
[LEA TAMBIÉN: ElecGas 2020 abordará principales aspectos de la transición energética nacional]
A su juicio, el proceso de descarbonización, que supone el retiro gradual de unidades a carbón del sistema eléctrico, requerirá proyectar la forma en que se utilizará el parque generador a gas natural, «como fuente de flexibilidad que se debe aprovechar al máximo».
Por tal motivo, Salazar señala que las autoridades deben «aprovechar la oportunidad de armonizar la normativa eléctrica con la ambiental, revisando y ajustando los criterios y condiciones de aplicación del Decreto Supremo N°13», para no solamente cumplir con la meta de limitar las emisiones, sino que «para habilitar una mayor producción de energías limpias, que nos permita flexibilizar aún más nuestro sistema eléctrico nacional».
marzo 4, 2020 | Industria
Atlas Renewable Energy y DNB Markets anunciaron la colocación de un bono privado de US$253 millones, certificado como verde, destinado al refinanciamiento de la planta solar fotovoltaica Javiera, así como para la construcción del parque fotovoltaico Sol del Desierto, ubicadas en el norte de Chile.
El bono recibió la calificación de grado de inversión (BBB- por Fitch Ratings (incluyendo el período de construcción de uno de los proyectos), por lo que esta transacción representa el mayor bono emitido hasta la fecha para el financiamiento de energía solar fotovoltaica en América Latina.
La transacción abarca dos de los proyectos de energía solar fotovoltaica que Atlas Renewable Energy tiene en el norte de Chile: Javiera es un activo operativo de 70 MW de capacidad instalada, que proporciona energía bajo un PPA corporativo a Minera Los Pelambres (propiedad mayoritaria de Antofagasta Minerals), mientras que la construcción de Sol del Desierto contempla una potencia instalada de 244 MW, cuya entrada en operaciones está prevista para 2022.
Según destacó Atlas Renewable Energy, «las dos plantas solares fotovoltaicas se encuentran en las regiones de Atacama y Antofagasta, y tienen una capacidad total instalada de 314 MW. Ambos proyectos se han combinado bajo un mismo financiamiento innovador, que otorga a los inversionistas beneficios de estructuración únicos y sinergias que garantizan el flujo de caja».
[LEA TAMBIÉN: La ruta de la carbono neutralidad]
«Estamos muy orgullosos del cierre de este financiamiento, hecho a la medida para estos proyectos», dijo Carlos Barrera, CEO de Atlas Renewable Energy, agregando que esta transacción «consolida la posición de Atlas en los mercados de capitales, y refuerza las relaciones con inversores con los que ya hemos trabajado en múltiples proyectos y regiones».
«Esta transacción representa la colocación del USPP (U.S. Private Placement) más grande por parte de DNB para América Latina y el segundo USPP emitido por Atlas Renewable Energy (ambos con certificados verdes). Este financiamiento continúa demostrando la gran experiencia de DNB en la emisión de USPP a nivel global y en diversas industrias, así como la posición líder adquirida en los últimos años en el sector de las energías renovables en América Latina¨, declaró Emilio Fabbrizzi, director gerente de DNB Markets en Nueva York.
«El equipo de Sustainable Finance de DNB también participó asesorando a Atlas en la creación de un Marco de Financiamiento Verde (Green Finance Framework) que fue validado por Sustainalytics y permitirá a la compañía emitir más bonos y préstamos verdes por parte de sus cuatro filiales en el futuro», añadió.
marzo 2, 2020 | Industria
Un total de 3.834 MW de capacidad instalada en proyectos de generación con Energías Renovables No Convencionales (ERNC) en construcción registró el reporte de febrero de la Comisión Nacional de Energía (CNE), equivalentes a 84 centrales de este tipo, las cuales entrarían en operación entre este año y octubre de 2021.
El organismo regulador indica que el 52% de estas iniciativas consideran el uso de tecnología solar fotovoltaica, seguidas por la energía eólica (38%), un 5% en centrales mini hidro y 1% en geotermia.
[LEA TAMBIÉN: Energías renovables cierran 2019 buscando llegar a 10.000 MW de capacidad instalada]
Evaluación ambiental
Según el Reporte ERNC, durante enero pasado se ingresaron 15 nuevos proyectos de este tipo, de los cuales 14 son solares fotovoltaicos y un proyecto eólico, los cuales totalizan en su conjunto 1.488 MW de capacidad instalada, con una inversión global de US$1.377 millones.
A nivel general, los datos de la CNE señalan que hay un total de 113 proyectos ERNC en proceso de calificación ambiental, de los cuales 103 son solares fotovoltaicos; ocho son eólicos, además de 1 central mini hidro y 1 proyecto geotérmico, los que suman 7.145 MW de capacidad instalada y una inversión de US$7.863 millones.
marzo 2, 2020 | Industria
La consultora Systep planteó la necesidad de que la Comisión Nacional de Energía (CNE) y el Coordinador Eléctrico Nacional estudien otras alternativas, como el refuerzo de otras líneas o el desarrollo de obras complementarias en el sistema, al proyecto de transmisión de corriente continua (HVDC) que se ha previsto para conectar las subestaciones de Kimal y Lo Aguirre, ubicadas en la Región de Antofagasta y la Región Metropolitana, respectivamente.
Según el análisis publicado en el reporte de febrero, otras soluciones de transmisión, pese a que serían menos emblemáticos que el proyecto HDVC, «podrían resultar más eficientes, evitando congestiones en el largo plazo y adaptándose de mejor manera a la ubicación de la generación».
Alternativas
El diagnóstico de la consultora es que en supuestos escenarios de alto desarrollo de generación con energías renovables en el norte del país, «aun con la ejecución exitosa del proyecto HDVC, se deberán evaluar y desarrollar importantes inversiones complementarias que permitan aliviar las congestiones esperadas entre la zona norte y centro del país», por lo que se indica que existen «diversas alternativas de expansión, con distintos costos de
inversión».
[LEA TAMBIÉN: Fecha de entrada en servicio de línea de transmisión HVDC se desplazaría a 2031]
Es así como Systep planteó estos proyectos como alternativa de expansión al proyecto Kimal-Lo Aguirre:
1) Un enlace expreso en HVDC de mayor capacidad que el decretado por la CNE. Dadas las economías de escala en la infraestructura de transmisión, sería conveniente reevaluar una alternativa de mayor capacidad, pero que en el largo plazo resulte más conveniente (por ejemplo, la alternativa de 4.000 MW y US$ 2.800 millones evaluada por el CEN). Más aún, dependiendo de cómo se gestione el proyecto actual, se podría llegar a requerir una franja completamente nueva en paralelo con la franja del proyecto de 2.000 MW.
2) Un enlace multi-terminal, con subestaciones conversoras intermedias (por ejemplo, en la región de Coquimbo). Si bien esto permitiría mayor control de flujos de transmisión y la evacuación de mayores niveles de generación renovable ubicada a lo largo de las regiones de Coquimbo y Atacama, también conllevaría inversión en dos estaciones conversoras por cada seccionamiento, con inversión de unos US$ 550 millones.
3) Expansiones en corriente alterna, las que introducen una valiosa flexibilidad al proceso de expansión, al poderse desarrollar proyectos por etapas a medida que se despejan las incertidumbres asociadas a la ubicación de la generación renovable. La inversión en una nueva línea AC de doble circuito agregaría una capacidad de 3.000 MW con una inversión de unos US$ 1.400 millones, comparable a la inversión de US$ 1.200 millones en el proyecto HVDC (de menor capacidad, 2.000 MW).
4) Conversión de segmentos existentes de transmisión en corriente alterna a HVDC, con una inversión de al menos US$ 550 millones, lo que permitiría aumentar la capacidad de transmisión en los cuellos de botella del sistema, sin tener necesariamente que esperar el desarrollo de un nuevo estudio de franjas y la negociación de las servidumbres asociadas a nuevas líneas de transmisión.
