enero 8, 2020 | Sin categoría
Una crítica a los proyectos de generación de respaldo que usan la tecnología diésel y que entrarían en operaciones durante este año, sumando 550 MW de capacidad instalada, realiza la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera A.G.), debido a que estiman que es contraproducente al proceso de descarbonización que se impulsa en el país, además de estimar que dichas iniciativas no se justifican en el sistema eléctrico.
Carlos Finat, director ejecutivo de la asociación gremial, sostiene a ElectroMov que estos proyectos de respaldo también tendrían un impacto marginal en la estabilidad y seguridad en la operación del sistema eléctrico.
Justificación
¿Cómo ven en Acera la puesta en marcha de proyectos de generación a diésel que entrarían en operaciones este año?
La preocupación principal es que son proyectos innecesarios, que no tienen justificación desde el punto de vista de las necesidades del sistema eléctrico. Obedecen más bien a una oportunidad de negocio legítima del suministro, pero que en la práctica no van a prestar un servicio.
¿Cómo se puede entender que en la práctica no será efectivo el servicio por potencia?
Esas unidades tienen un costo variable de operación muy alto, justamente por operar con diésel. Entonces estarían disponibles para el sistema cuando eventualmente se requiera anteponer una falla, o por la recuperación de servicio cuando el sistema se va en blackout. Hay que tomar en cuenta que el sistema hoy en Chile tiene una sobre instalación, donde hay un margen de seguridad y de reserva muy importante. Hay motores instalados, por lo que te preguntas cuánto aportan a la seguridad del sistema y, en ese contexto, estimamos que su aporte es marginal.
¿Hay una cuantificación de qué tan marginal podría ser?
No. Eso requiere un análisis bastante matemático que lamentablemente no se hace, porque si se hiciera saldría a la vista.
¿Qué tan contraproducente son estos proyectos en el marco de descarbonización?
Tiene un efecto inmediato, y es que esas centrales que en la práctica son remuneradas solo por potencia, diluyen la bolsa de potencia que se paga en el año entre más centrales. El monto que se paga por potencia en el año es un monto que está determinado por la regulación. Si hay más centrales que optan a ese pago, el pago que reciben las centrales individualmente es más bajo, lo cual está bien, pero estamos viendo que estas centrales que entran a competir son innecesarias, por lo que podrían entrar a operar proyectos limpios. Entonces ahí es donde se genera un desincentivo, mientras más potencia instalada hay, menos es el pago unitario por potencia.
Se argumenta que tipo de proyectos entregarán estabilidad y seguridad al suministro eléctrico.
Es marginal, es muy discutible, no hay una matemática de eso, pero el coordinador que es un organismo llamado a levantar las alertas en caso de que el sistema no cumpla con la normativa de seguridad, no ha permitido ningún documentos, en el cual se diga que se necesitan este tipo de centrales. Si se ve el plan con que la CNE hace las estimaciones tarifarias, no aparecen estas centrales. Entonces, nadie con una visión sistémica está diciendo que se necesitan. Ellos son agentes privados y están en toda la libertad de hacerlo, pero creo que eso obedece a una falla a la regulación actual que no limita el pago a la cantidad necesaria, que se justifica económicamente eficiente en este tipo de centrales, sino que admite que se vayan instalando todas las centrales que uno quiera.
¿Esto se relaciona con el futuro reglamento de transferencia de potencia que se está viendo en el ministerio de Energía?
Así es. Por eso, lo que nosotros estamos planteando es que se vaya a un pago de remuneraciones de potencia eficiente, en la cual se tomen en consideración la eficiencia económica como la ambiental.
A nivel internacional ¿conoce algún estudio que afecte a la carbono neutralidad este tipo de centrales?
El factor de emisiones de diésel por MWh son relevantes, siendo las más altas generadas. Si una central a gas natural emite 117 libras de CO2 por unidad de energía, una central diésel emite 161,3 libras de CO2 por unidad de energía, es decir, casi un 50% más.
Si se ven las declaraciones de impacto ambiental, estos proyectos dicen que van a operar, en lo peor de los casos, unos cientos de horas al año, porque son tan caras que, en operaciones habituales, prácticamente no salen despachadas y solamente se requerirían cuando haya una falla mayor, pero -si no estuvieran- tampoco los resultados de recuperación de servicio van a ser tanto peores.
¿Cómo ve el futuro escenario en caso de posibles fallas o restricciones, para que puedan entrar a operar este tipo de respaldos?
Si se presenta una falla intempestiva, como la salida de una central grande que tiene que ser remplazada rápidamente, el sistema opera con reservas en giro. Se define con un estudio económico que hace el Coordinador Eléctrico Nacional y, en ese caso, no se despachan esas centrales, sino que se despachan centrales a carbón más caras, o a gas. Esto se necesita solo cuando el costo es muy alto, como es el caso de un blackout parcial o total.
enero 8, 2020 | Electromov
Una crítica a los proyectos de generación de respaldo que usan la tecnología diésel y que entrarían en operaciones durante este año, sumando 550 MW de capacidad instalada, realiza la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera A.G.), debido a que estiman que es contraproducente al proceso de descarbonización que se impulsa en el país, además de estimar que dichas iniciativas no se justifican en el sistema eléctrico.
Carlos Finat, director ejecutivo de la asociación gremial, sostiene a ElectroMov que estos proyectos de respaldo también tendrían un impacto marginal en la estabilidad y seguridad en la operación del sistema eléctrico.
Justificación
¿Cómo ven en Acera la puesta en marcha de proyectos de generación a diésel que entrarían en operaciones este año?
La preocupación principal es que son proyectos innecesarios, que no tienen justificación desde el punto de vista de las necesidades del sistema eléctrico. Obedecen más bien a una oportunidad de negocio legítima del suministro, pero que en la práctica no van a prestar un servicio.
¿Cómo se puede entender que en la práctica no será efectivo el servicio por potencia?
Esas unidades tienen un costo variable de operación muy alto, justamente por operar con diésel. Entonces estarían disponibles para el sistema cuando eventualmente se requiera anteponer una falla, o por la recuperación de servicio cuando el sistema se va en blackout. Hay que tomar en cuenta que el sistema hoy en Chile tiene una sobre instalación, donde hay un margen de seguridad y de reserva muy importante. Hay motores instalados, por lo que te preguntas cuánto aportan a la seguridad del sistema y, en ese contexto, estimamos que su aporte es marginal.
¿Hay una cuantificación de qué tan marginal podría ser?
No. Eso requiere un análisis bastante matemático que lamentablemente no se hace, porque si se hiciera saldría a la vista.
¿Qué tan contraproducente son estos proyectos en el marco de descarbonización?
Tiene un efecto inmediato, y es que esas centrales que en la práctica son remuneradas solo por potencia, diluyen la bolsa de potencia que se paga en el año entre más centrales. El monto que se paga por potencia en el año es un monto que está determinado por la regulación. Si hay más centrales que optan a ese pago, el pago que reciben las centrales individualmente es más bajo, lo cual está bien, pero estamos viendo que estas centrales que entran a competir son innecesarias, por lo que podrían entrar a operar proyectos limpios. Entonces ahí es donde se genera un desincentivo, mientras más potencia instalada hay, menos es el pago unitario por potencia.
Se argumenta que tipo de proyectos entregarán estabilidad y seguridad al suministro eléctrico.
Es marginal, es muy discutible, no hay una matemática de eso, pero el coordinador que es un organismo llamado a levantar las alertas en caso de que el sistema no cumpla con la normativa de seguridad, no ha permitido ningún documentos, en el cual se diga que se necesitan este tipo de centrales. Si se ve el plan con que la CNE hace las estimaciones tarifarias, no aparecen estas centrales. Entonces, nadie con una visión sistémica está diciendo que se necesitan. Ellos son agentes privados y están en toda la libertad de hacerlo, pero creo que eso obedece a una falla a la regulación actual que no limita el pago a la cantidad necesaria, que se justifica económicamente eficiente en este tipo de centrales, sino que admite que se vayan instalando todas las centrales que uno quiera.
¿Esto se relaciona con el futuro reglamento de transferencia de potencia que se está viendo en el ministerio de Energía?
Así es. Por eso, lo que nosotros estamos planteando es que se vaya a un pago de remuneraciones de potencia eficiente, en la cual se tomen en consideración la eficiencia económica como la ambiental.
A nivel internacional ¿conoce algún estudio que afecte a la carbono neutralidad este tipo de centrales?
El factor de emisiones de diésel por MWh son relevantes, siendo las más altas generadas. Si una central a gas natural emite 117 libras de CO2 por unidad de energía, una central diésel emite 161,3 libras de CO2 por unidad de energía, es decir, casi un 50% más.
Si se ven las declaraciones de impacto ambiental, estos proyectos dicen que van a operar, en lo peor de los casos, unos cientos de horas al año, porque son tan caras que, en operaciones habituales, prácticamente no salen despachadas y solamente se requerirían cuando haya una falla mayor, pero -si no estuvieran- tampoco los resultados de recuperación de servicio van a ser tanto peores.
¿Cómo ve el futuro escenario en caso de posibles fallas o restricciones, para que puedan entrar a operar este tipo de respaldos?
Si se presenta una falla intempestiva, como la salida de una central grande que tiene que ser remplazada rápidamente, el sistema opera con reservas en giro. Se define con un estudio económico que hace el Coordinador Eléctrico Nacional y, en ese caso, no se despachan esas centrales, sino que se despachan centrales a carbón más caras, o a gas. Esto se necesita solo cuando el costo es muy alto, como es el caso de un blackout parcial o total.
enero 8, 2020 | Industria
(La Tercera-Pulso) El ministro de Energía, Juan Carlos Jobet, reafirmó su compromiso de limpiar la matriz energética argumentando que es una decisión ética. “Estamos tratando de convocar a los distintos actores a poner el interés general y el bienestar de la mayoría de la población. Sobre todo de las próximas generaciones por encima de los interés particular de cualquier grupo”.
En esa línea, el ministro de Estado argumentó que la economía “se ha ido metiendo la economía en muchos lugares donde no debería estar la economía, pero esto es un tema en que no nos puede pasar. La decisión de ser carbono neutral es ética, de hacer lo correcto. Es lo que la ciencia dice y es lo responsable y
correcto de hacer”.
Los dichos del titular de energía se dieron en la ceremonia de premiación de Iniciativas Sustentables 2019 del Hub de Sustentabilidad, donde se reconocieron proyectos desde la transformación de residuos orgánicos para alimentación animal, hasta la democratización al acceso a energías renovables (ver recuadro y nota en página 10), que fueron entregados ayer en un evento realizado en el Jardín de las Esculturas CA660.
La séptima versión del evento se enmarcó en un 2019 en el que gran parte se habló de sustentabilidad. Esto, ya que a finales del año pasado se realizaría la COP25 en Chile, evento que finalmente se trasladó a España producto del estallido social.
La actividad también contó la presencia de la directora ejecutiva de Fundación Basura, Macarena Guajardo, quien abordó los desafíos de disminuir la basura que se genera y la necesidad que la economía circular tome más protagonismo en Chile.
Además, hizo una invitación a los presentes para que promuevan la concientización del cuidado del medio ambiente entre sus pares. Esto, aunque sean llamados “aguafiestas”.
Posteriormente, la ceremonia continuó con la entrega de reconocimiento a quienes ganaron en la categoría de acción por el clima, valor compartido, producción y consumo responsable, educación inclusiva, industria, innovación e infraestructura, energías limpias y reducción de las desigualdades.
Los asistentes al evento pudieron conocer en detalle a los proyectos ganadores (ver página 10) y al resto de los nominados por medio de videos que resumían su trabajo. Las iniciativas que llegaron a la premiación fueron parte de las más 200 postulaciones que recibió la sexta versión del premio y fueron seleccionadas por un jurado compuesto por Reinalina Chavarri, directora del Observatorio Sostenibilidad FEN U. de Chile; Josefa Monge, presidenta de Sistema B Chile; y Alex Godoy, director de Centro de Investigación en Sustentabilidad UDD.
Mientras que los ganadores fueron seleccionados por los socios del Hub de Sustentabilidad: Unilever, Aguas Andinas, Coca-Cola, McDonald’s, Collahuasi y PULSO.
enero 8, 2020 | Industria
(Diario El Sur) Proyectos de Energías Renovables No Convencionales (Ernc) por un monto total de US$307,5 millones fueron ingresados el pasado 20 de diciembre al Sistema de Evaluación Ambiental (SEA) de Biobío, para su revisión. Se trata de un proyecto generación eólica y dos proyectos en base a energía solar, todos en actual proceso de calificación.
Según consta en las DIA (Declaraciones de Impacto Ambiental) la iniciativa que involucra el mayor monto es el «Parque Eólico Rarinco», que demandará una inversión de US$280 millones. En el documento, su titular, Energía Renovable Verano Tres SpA, detalla que el proyecto consiste en la «construcción y operación de treinta y seis (36) aerogeneradores para la generación de electricidad, los cuales se ubicarán en la comuna de Los Ángeles, Provincia del Biobío».
[Siga leyendo esta noticia en el Diario El Sur]
enero 8, 2020 | Industria
La Comisión de Evaluación Ambiental de la Región de Coquimbo aprobó este martes la declaración del Parque Fotovoltaico Casablanca, que se ubicará en las cercanías de la localidad de Caimanes, en la comuna de Los Vilos, la cual contempla una inversión de US$12 millones, con la instalación de 25.500 paneles fotovoltaicos sobre seguidores horizontales en una superficie de 17 hectáreas.
El proyecto considera una capacidad instalada de 9 MW, equivalentes al consumo de 9 mil viviendas en un año, los que serán inyectados al Sistema Eléctrico Nacional a través de una línea de 23 kV de menos de un 1 kilómetro a la red de distribución. En materia de empleo, el proyecto generará hasta 100 plazas de trabajo durante su construcción, la que se extenderá por 6 meses.
La Intendenta regional, Lucía Pinto, destacó que «seguiremos incentivando la generación de energías renovables, para que podamos dar a los vecinos una mejor calidad de vida, siempre de la mano con el cuidado y respeto al planeta, pensando en el mañana y en las futuras generaciones».
[VEA TAMBIÉN: Generación en la Región de Coquimbo fue casi un 100% con ERNC en 2019]
Por su parte, el seremi de Energía, Álvaro Herrera, indicó que el proyecto es una central PMGD «que se suma a los ya aprobados durante los años 2018 y 2019. Aportará al sistema eléctrico nacional una generación que equivale al consumo de 9 mil viviendas. Esto se condice con lo que estamos desarrollando para estos años; queremos migrar desde las energías del pasado hacia las energías del futuro. En la medida que se vayan cerrando las centrales a carbón el camino que nos queda por recorrer es exclusivamente hacia las tecnologías renovables».
Durante la etapa de calificación de la iniciativa se presentaron dos solicitudes de Participación Ciudadana por parte del Comité de Agua Potable Rural y un Club de la Tercera Edad, proceso que se realizó entre el 9 julio y el 7 agosto. Luego de ello no se recibieron observaciones.
La aprobación de la planta solar Casablanca se suma a los 12 proyectos energéticos aprobados por la comisión de evaluación desde 2018 a la fecha, los que proyectan una inversión de 300 millones de dólares y 469 MW de capacidad instalada, en distintas comunas de la Región de Coquimbo.
