Será el primer parque solar a gran escala de la Región Metropolitana, con una capacidad instalada de 110 MW que se inyectará al SIC. Se trata del proyecto Quilapilún, de SunEdison, una de las empresas que se adjudicó el suministro eléctrico que se deberá entregar para los clientes regulados a contar de 2016 y por un plazo de 15 años.
La iniciativa inició la construcción de la central generadora en julio pasado en la provincia de Chacabuco, comuna de Colina, luego de que su Resolución de Calificación Ambiental fuera aprobada por el Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA) y la Intendencia de la Región Metropolitana.
Suministro
SunEdison también aseguró su financiamiento y el modelo comercial con que operará la central generadora, cuya energía se venderá al mercado regulado a través de acuerdos de adquisición de energía (PPA) de largo plazo con compañías distribuidoras.
Y es que Quilapilún, que tendrá una extensión de 346 hectáreas, prevé inyectar un total de 242 GWh de electricidad al año, que es parte de los 570 GWh del contrato que se adjudicó SunEdison en la licitación de suministro de energía de diciembre de 2014.
Según Alfredo Solar, director general de SunEdison en Chile, “este proyecto representa nuestra primera planta solar en la Región Metropolitana sumándose a las cuatro plantas ya operativas en Chile, y contribuye a avanzar en nuestro posicionamiento como uno de los líderes del mercado de las Energías Renovables No Convencionales”.
“El costo de la energía solar se ha vuelto competitivo en relación a otras fuentes de generación de energía en el país y actualmente estamos en posición de abastecer a los consumidores del mercado regulado con energía limpia a mejores precios que los adjudicados en procesos de licitación anteriores, agrega Solar.
El proyecto ha recibido una financiación de US$160 millones por parte de Corpbanca y DNB, el mayor grupo financiero de Noruega, que está siendo empleada para el desarrollo, construcción y operación del parque, mientras que la mantención del mismo una vez operativo también estará a cargo de la división de servicios de SunEdison.
Aspectos técnicos
Se espera que la planta solar, compuesta por más de 350 mil paneles fotovoltaicos, genere 242 GWh de electricidad al año para abastecer a 117.000 hogares, eliminando la emisión de más de 125.000 toneladas de dióxido de carbono por año.
En la documentación presentada a la autoridad ambiental, SunEdison indica que el centro de operación del parque solar “contará con dos edificios que en total tendrán una capacidad máxima de 25 trabajadores ejerciendo labores de manera simultánea, considera un edificio de control del parque y un edificio de control de la subestación”.
Los principales equipos de las unidades generadoras del proyecto son los módulos fotovoltaicos, los cuales están compuestos por cristales (de arena de sílice, carbonato de sodio y caliza, y por silicio cristalino y metales no ferrosos (aluminio y cobre). Además, tendrá 88 centros de transformación que contienen inversor y transformador. La potencia de cada uno de los inversores irá en un rango de 300 a 1.700 kVA.
En el parque existirán dos tipos de transformadores: 88 centros de transformación, los que en su interior contienen un transformador BT/MT, además de dos transformadores elevadores de tensión desde 23 kV hasta 220 kV que permitirán la interconexión de la planta con el Sistema Interconectado Central y que forman parte de la subestación seccionadora.
La construcción de Quilapilún es efectuada por la empresa Eiffage Energía Chile, de capitales españoles, la que también es la encargada de la ingeniería de detalle de la subestación eléctrica del parque.
De acuerdo al proyecto presentado en el Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (Seia), “esta subestación tiene como objetivo elevar la tensión de la energía generada por las unidades generadoras de Media Tensión (23 kV o similar según lo que se especifique en la ingeniería de detalles) a un nivel normalizado en Alta Tensión 220 kV, para una posterior conexión a la línea existente Polpaico-El Llano y en este punto despachar la energía generada”.
Está previsto que el proyecto quede completado y entre en funcionamiento en el primer semestre de 2016. Dentro de los compromisos con la comunidad, el proyecto entregado al Seia señala la construcción de una nueva sede social para la Junta de Vecinos de Quilapilún Alto y de un gimnasio equipado. “Este compromiso se realizará en coordinación con la presidenta y directiva de la junta de vecinos y su alcance se definirá previo a la fase de construcción del proyecto”, se indica en la RCA de la empresa.
Además de lo anterior, se han realizado cursos de capacitación en manejo de maquinaria y obras civiles, dirigidos a los vecinos de Quilapilún, quienes posteriormente han sido contratados en la construcción de la planta.
Ficha técnica
Nombre: Parque Solar Quilapilún Desarrollador: SunEdison Chile Ubicación: Colina, Región Metropolitana Capacidad instalada: 117 MW Inversión: US$256 millones Generación anual: 242 GWh Características: La Planta Fotovoltaica está compuesta por 88 unidades generadoras de rango de 300-1700 kWn. Proveedores: Eiffage Energía Chile Fecha estimada de operación: 2016
(Diario Financiero) La desarrolladora renovable Valhalla, ligada a Juan Andrés Camus y Francisco Torrealba, obtuvo el miércoles la aprobación ambiental de su segundo proyecto, el parque solar Cielos de Tarapacá, que demandará una inversión de US$ 900 millones y tendrá una capacidad de 600 MW.
Con anterioridad, Valhalla había obtenidos la Resolución de Calificación Ambiental (RCA) para el proyecto hidráulico de bombeo Espejo de Tarapacá (300 MW e inversión de US$ 400 millones). Con ambos proyectos, dice Camus, la firma ya estará en condiciones de empezar a buscar financiamiento, esto una vez que consigan contratos de suministro.
Camus, uno de los socios fundadores de Valhalla, señala que ya han tenido conversaciones con algunas mineras para obtener contratos de suministro y que también realizarán ofertas para el proceso de licitación eléctrica para clientes regulados que el gobierno realizará en los próximos meses.
“Con la aprobación ahora nos enfocamos cien por ciento en la etapa de financiamiento. El proyecto ha suscitado mucho interés y nuestro próximo hito va a ser el inicio de la construcción, que va a ser a fines de este año”, dice Camus.
El ejecutivo agrega que hoy analizan una estructura de financiamiento a través de un project finance con un sindicato de bancos, pero que la decisión aún no está tomada. “Hoy día hay mucho más apetito por financiar este tipo de centrales y la banca se ha dado cuenta lo relevante que es financiar proyectos de energía verde”, señala.
Tanto la central hidroeléctrica como el parque solar serán complementarios, pero según Camus es la hidroeléctrica la que le dará mayor continuidad al suministro y viabilizará la central solar.
(Diario Financiero) Las tarifas eléctricas para los clientes regulados, entre ellos los residenciales, siguen mostrando fuertes diferencias a lo largo del país.
Según un reporte elaborado por la Asociación de Empresas Eléctricas, gremio que reúne a las firmas de distribución y transmisión de energía, el costo de la boleta mensual de electricidad, para un consumo de 180 KWh -representativo de una familia de cuatro integrantes- se ubicó en $ 27.318 a nivel país en enero de 2016.
Pero la dispersión de precios es alta y hay diferencias de hasta 60% entre la tarifa más barata y la más cara. Según el reporte, la cuenta más económica está en Atacama, con un costo promedio de $ 18.679 para un consumo de 180 KWh, mientras que en Aysén -cuya principal ciudad es Coyhaique- esta llega a $ 31.043.
En la Región Metropolitana, donde las principales distribuidoras son Chilectra y CGE, la boleta promedio es de $ 19.704, precio similar al que muestra Antofagasta.
Valparaíso, Coquimbo, Maule, Biobío, Los Lagos, Los Ríos y Punta Arenas se mueven entre los $ 22.000 y $ 29.000 promedio para el mismo consumo.
La tarifa más alta del país se paga en la comuna de Lo Barnechea, que tiene una cuenta promedio de $ 41.858, mientras que la más barata está en Taltal, con $ 16.724.
La diferencia de costos se explica principalmente por el peso que tiene la distribución eléctrica en la boleta final que pagan los clientes regulados, entre ellos los residenciales.
En el caso de Chilectra, el costo de distribución representa 16,2% de la tarifa final, mientras que Frontel -cuya área de concesión está en las regiones del Biobío y La Araucanía- esta se eleva al 35%.
Actualmente está en trámite en el Senado el proyecto de equidad tarifaria, que pretende reducir las tarifas en 238 comunas del país.
Se rearma oposición contra central Cuervo
En otro plano, ayer un grupo de organizaciones ambientalistas, entre ellas Patagonia Sin Represas, Fundación Terram y FIMA (Fiscalía del Medioambiente), señalaron que ante la ratificación por parte del Comité de Ministros de la Resolución de Calificación Ambiental (RCA) del proyecto hidroeléctrico Río Cuervo -propiedad de Glencore y Origin Energy-, reactivarán la oposición a la construcción de megaproyectos hidroeléctricos en la Patagonia, por lo que presentarán recursos ante el Tribunal Ambiental.
(Pulso) El próximo 11 de marzo, el ministro de Energía, Máximo Pacheco, cumple dos años en su cargo, transformándose en el titular de energía con mayor tiempo en ejercicio.
Durante su gestión, reconoce orgulloso, las centrales en construcción se han duplicado, pasando de 1.949 MW a 4.164 MW. Sin embargo, nuevas dudas sobre la utilidad de esa capacidad han surgido a raíz del menor ritmo en que crece la demanda energética, producto de la desaceleración económica y la paralización de proyectos mineros.
Sin embargo, Pacheco no lo ve como un riesgo ya que, según indica, en el caso de que exista un exceso de capacidad esta puede ser utilizada por otros países como Argentina o Perú, en el marco de la integración energética regional.
“El hecho de tener una matriz energética aislada es muy cara para Chile y nuestros vecinos porque hay complementariedad en los recursos que tenemos unos y otros”, explica.
¿Cómo se explica que en tres años la inversión eléctrica haya “saltado”?
Tengo una sola respuesta: gestión. El Estado puede. El Estado cuando necesita enfrentar tareas como esta, puede acompañar y puede trabajar en la relación de colaboración con el sector privado para generar estos impulsos de inversión.
¿Es esperable que este boom de inversiones continúe, considerando que la demanda ha tenido meses planos?
En Chile tenemos todos los indicadores para demostrarlo…
¿Pero hay espacio para más capacidad?
Hay espacio. Nosotros no nos sentimos nada orgullos de tener la energía más cara de América Latina. Nosotros necesitamos esta infraestructura, esta inversión para detener las alzas en las cuentas de la luz que afectan directamente la competitividad y la productividad de nuestra economía y porque además, digámoslo con todas sus letras, también necesitamos poder generar esta inversión para construir integración con el resto de los países de la región. El hecho de tener una matriz energética aislada es muy cara para Chile y para nuestro vecinos, porque hay complementariedad en los recursos que tenemos unos y otros para construir una matriz integrada que sea más eficiente y que nos ayude a todos.
En términos de competencia. ¿Cómo ha influido la inserción de las energías renovables no convencionales (ERNC)? ¿Le está quitando espacio a las convencionales?
Creo que lo que nosotros dijimos fue que necesitábamos tener una matriz energética diversifica, equilibrada y sustentable, y creo que le estamos logrando devolviéndole a las energía renovables el sitial que les corresponde y la importancia que alguna vez en el pasado tuvieron, porque Chile tiene en su ADN la trayectoria de haber sido un país que generaba energía eléctrica con fuentes renovables. 50 años atrás el 80% de la energía eléctrica era con hidroelectricidad. Hoy día estamos buscando descarbonizar nuestra matriz energética y por otro lado devolverle al país la independencia que necesita, porque Chile no tiene gas y no tiene petróleo, pero si tiene viento, sol, biomasa y agua para tener una energía más limpia y más barata y en eso hemos sido tremendamente exitosos. Si alguna vez estuvimos trotando, hoy estamos galopando.
En el mercado eléctrico uno ve, especialmente en el caso de las ERNC, pequeñas empresas. ¿Es de esperarse una readecuación en el mercado?
Le hace bien a nuestro sistema eléctrico tener proyectos de distintas tecnologías, distintos tamaños y principalmente con más competencia, con nuevos actores. El hecho de que hoy día tengamos muchos proyectos de tamaño pequeño o mediano también ayuda a que este déficit de infraestructura se vaya cerrando más rápido, porque estos proyectos son de más rápida ejecución, son de más rápida tramitación en los permisos ambientales, de más rápida negociación y entendimiento con las comunidades y al final son también de más rápida construcción. Entonces, tenemos por un lado que estos proyectos ayudan a cerrar la brecha más rápido, y nos ayuda a impulsar un modelo de generación distribuida, que significa que no apostemos al bingo de una gran solución, sino que tengamos más centrales en los distintos lugares, y más cerca de los lugares de consumo.
Siendo la hidroelectricidad renovable, ¿por qué la ciudadanía no la acoge como tal?
Esto no es un fenómeno chileno, esto es un fenómeno mundial. En Estados Unidos hace 10 años atrás se llamó el NIMBY -Not In My Back Yard (no en mi patio trasero)-. El común de la gente sabe que esto se necesita, que cada vez tenemos transformados los hogares en lugares de alto equipamiento de electrodomésticos. La gente entiende que hay un aumento en el consumo eléctrico y que se necesitan las centrales. Pero ahora esta modalidad del NIMBY se llama BANANA -Build Absolutely Nothing Anywhere Near Anything (que no se construya nada en ningún lugar cerca de algo). Creo que eso tiene que ver con la exacerbación del individualismo en la sociedad. Creo que el haber dejado al Estado en un rol pasivo, como simple espectador fue de un tremendo descuido en relación al bien común. Es el Estado el que tiene que dar orientación y dirección, y al final decir: por el bien común estas cosas hay que hacerlas.
Central Cuervo
Anteriormente comentó que es el individualismo lo que está paralizando proyectos. ¿Es esto mismo lo que explica la oposición a la Central Cuervo?
No, creo que nosotros como Comité de Ministros lo que hicimos el día lunes (pasado) fue evaluar las trece reclamaciones que existían en relación a este proyecto que tiene una Resolución de Calificación Ambiental (RCA) y que por lo tanto al tener una RCA vigente había reclamos y estos 13 reclamos fueron analizados en este comité. Al final, se hicieron las revisiones correspondientes y se resolvió que estos reclamos no tenían suficiente asidero y que un par de ellos se le hizo un par de exigencias.
¿Pero por qué Cuervo sí e HidroAysén no? Considerando que la segunda es más eficiente.
Creo que hay una mirada equivocada. Lo que me parece claro es que la decisión de HidroAysén para el gobierno está cerrada. Creo que lo que se intenta hacer de introducir comparaciones es muy equivocado porque cada proyecto se evalúa en su propio mérito.
Pero HidroAysén inunda menos y genera más energía.
Eso es el argumento que usan aquellos que quieren reabrir el caso HidroAysén porque es materia de reclamaciones y de estudios de impacto ambiental. No es esa la forma de enfrentarlo, no es un estudio comparativo, son estudios normativos, regulatorios, y de cumplimiento de la ley. Por lo tanto, no corresponde que esto se haga en base a la comparación, porque además las comparaciones son siempre odiosas.
¿La decisión sobre Cuervo significa que el Gobierno está abierto a que se levanten grandes centrales en Aysén?
Sabemos que este proyecto requiere someter a consideración y presentar el estudio de impacto ambiental de su línea de transmisión, y cuando se presente se resolverá en su propio mérito. Me parece claro que cualquier propuesta de política energética y cualquier propuesta de solución de transmisión tiene que recoger lo que va a ser la propuesta que se haga en una política energética regional y todas las nuevas normas que van a regular la transmisión conforme al proyecto de ley que ya está aprobado en la Cámara de Diputados.
(Pulso) Este lunes a las 8:00 horas el Comité de Ministros revisará las reclamaciones contra el proyecto hidroeléctrico de US$733 millones ligado a la suiza Glencore, Central Cuervo.
La cita -que tiene como integrantes a los ministros de Economía, Energía, Salud, Minería y Agricultura, será presidida por el ministro de Medio Ambiente, Pablo Badenier-, se concretará el lunes a las 8:00 horas en San Martin 73. Ahí, se revisarán las 12 reclamaciones contra de la resolución de calificación ambiental (RCA) que aprobó el proyecto hidroeléctrico que busca emplazarse en la región de Aysén.
La mayor cantidad de reclamaciones provienen del Comité Nacional de la Defensa de la Fauna y Flora (Codeff) y la Corporación Privada para el Desarrollo de Aysén (Codesa). Las reclamaciones hacen referencia en su mayor parte a la etapa de construcción del proyecto; la línea de base hidrológica; las predicciones y evaluaciones realizadas referentes a la meteorología, ruidos y vibraciones; las situaciones de riesgo; las definiciones sobre el área de influencia; entre otros.
Central Cuervo está aprobado ambientalmente desde septiembre de 2013, y su Estudio de Impacto Ambiental fue complementado y actualizado en una ronda de 5 Adendas, dando respuesta a un total de 409 observaciones de la autoridad en materia geológica y de riesgos geológicos, concluyendo con la conformidad técnica del Sernageomin.
El mega proyecto hidroeléctrico pertenece a Energía Austral, un joint venture propiedad del grupo suizo Glencore (66%) y la empresa australiana de energía integrada Origin Energy (34%).
La iniciativa considera una capacidad de 640 MW y contempla una inversión de US$733 millones.
