febrero 3, 2016
Lo primero es contar con un catastro del estado actual de las centrales y saber cuáles son las condiciones del mercado, las tecnologías disponibles, con qué recursos contamos en el territorio, etc. Por ejemplo, en Chile no disponemos de combustibles fósiles, pero somos ricos en fuentes de energía hídrica y en energías renovables no convencionales tales como eólica y solar. Sin embargo, en estas últimas está el problema de la intermitencia, lo que unido a la dependencia que genera apostar por completo a una u otra fuente de energía hace que la mejor opción sea una diversificación y combinación de tecnologías, teniendo en cuenta la futura interconexión entre el SING y el SIC, así como también una validación ambiental y social de los proyectos.
Uno de los objetivos es construir un sistema robusto que sea capaz de: Evitar intermitencias o caídas de la red, que permita la rápida conexión y desconexión de distintas centrales de generación y soporte de la mejor forma posible la entrada de grandes consumidores de energía (como las mineras) así como también esté preparado para enfrentar desastres naturales (como terremotos).
Para esto, debemos aprovechar y optimizar lo que tenemos como base que es la generación hídrica y termoeléctrica, para luego ir incorporando otras fuentes de energía renovable, pero tomando en cuenta que generan intermitencia (dejando de lado la geotérmica, biomasa y mini hidro), por lo que se debe incorporar tecnologías de punta en distintas partes del sistema eléctrico (generación, transmisión y distribución) que eviten, por ejemplo, que se deje de entregar energía cuando no hay sol o viento.
En este sentido, es que se han desarrollado tecnologías tales como dispositivos de almacenamiento de energía, volantes de inercia y sistemas de batería de iones de litio. Los volantes de inercia, suministran electricidad inmediata a la red para contrarrestar las variaciones de potencia ocasionadas por nubes o cambios repentinos de la velocidad del viento. Los sistemas de baterías, almacenan electricidad en mayor cantidad y durante más tiempo para cubrir los cambios de fuente de energía. Así es como pueden almacenar la energía solar producida durante el día cuando la demanda es baja y liberarla por la noche.
A partir del año pasado en Chile se comenzó a licitar bloques de horas de generación en vez de suministros diarios, lo que facilita la introducción de ERNC como la solar o eólica al sistema.
febrero 2, 2016 | Industria
(El Mercurio) El grupo francés Total va contra el ciclo de desaceleración económica en Chile. Pese a los débiles resultados del país el año pasado, la compañía tuvo un buen desempeño. La meta que anunciaron en 2015 de lograr el 10% del mercado de los lubricantes en una década, se adelantó para 2016. Esto, luego de alcanzar el 8,5% el año pasado, lo que significó un gran salto desde que en 2008 adquirieron una planta de producción en Quilicura y tenían solo un 3% del mercado, muy por debajo de sus principales competidores: Copec, del grupo Angelini, y Enex, de la familia Luksic.
«(Como grupo) no vamos a tomar la decisión de no invertir únicamente porque durante dos o tres años Chile no tendrá el crecimiento que tenía antes», advierte Marin de Montbel, director general de Total en Chile. Y comenta que están interesados en entrar en nuevos negocios. «Si mañana se abre una oportunidad en gas o (distribución de) combustibles, la vamos a tomar», asegura. Sin embargo, reconoce que al menos en el negocio de distribución de combustibles, hoy no hay opciones. Revela que miraron la venta de los activos de Petrobras, pero tomaron la decisión de no participar porque la oferta no era acorde a lo que estaban buscando. «Para entrar al mundo de las estaciones de servicio, el tener una participación de mercado importante es clave porque si no después no tenemos la capacidad de logística suficiente para tener la rentabilidad que estamos buscando», dice.
Respecto del gas, explica que es una oportunidad que están observando pero todavía no hay nada concreto, ni siquiera si optarán solo por traer el combustible o por construir plantas. «La ventaja del país es que está buscando actores porque hay muchas oportunidades. Chile es un país estable, entonces para una compañía internacional como Total tiene muchas ventajas», sostiene De Montbel. Añade que cuando el grupo entra en una actividad, es porque tiene planes de largo plazo, y que como compañía les interesa ser un actor importante en cualquier negocio en el que opten por involucrarse.
Más proyectos solares
El grupo francés es dueño también del 60% de Sunpower, empresa estadounidense con 30 años en el mercado, presencia en los cinco continentes y que hoy transa en bolsa. Ambas, tras firmar un acuerdo para desarrollar proyectos teniendo la misma proporción en la propiedad, llegaron a Chile. Hoy solo tienen un 20% del proyecto fotovoltaico Salvador, de 70 MW y ubicado en la Región de Atacama.
Pero viene más. De Montbel comenta que están en las últimas negociaciones para finalizar un proyecto solar que tendrá una capacidad de 100 MW y que anunciarán en los próximos meses. El ejecutivo no descartó la posibilidad de que la iniciativa se hiciera en conjunto con socios. Más allá, están evaluando otras oportunidades para seguir creciendo en la industria solar.
En paralelo, hace algunos meses pusieron en los techos de su planta en Quilicura paneles solares, y pretenden entrar en los próximos años en este negocio, anticipa.
Respecto de los lubricantes, para este año la compañía también prevé crecer otra vez cerca del 20%, para así poder llegar a la nueva meta: lograr el 15% del mercado en una década. De Montbel ahora también está a cargo de Bolivia, Paraguay y Uruguay, donde pretende replicar el crecimiento logrado en Chile.
«Vamos en contra del ciclo económico, pero hacemos todo para lograrlo. Este fue un año difícil, porque cuando hay desaceleración, hay que salir a buscar oportunidades para crecer», recalca. Y pone como ejemplo el crecimiento en las ventas de un tipo de lubricante que permite un ahorro de alrededor del 5% de combustible, y que hoy en Europa ya representa cerca del 20% del mercado.
enero 29, 2016 | Industria
(La Tercera) Tres son las causales por las que se puede interrumpir el suministro eléctrico en un hogar, y por las que de acuerdo a la legislación actual, se debería compensar a los clientes. La primera se relaciona con problemas en la distribuidora que entrega el servicio; la segunda, con cortes generalizados a nivel de transmisión o generación; y la tercera, con motivos de fuerza mayor como terremotos, tsunamis e incendios.
Estos eventos ocurren con relativa frecuencia en el país, y ejemplos hay muchos. Sin ir más lejos, las lluvias del invierno pasado dejaron varias comunas de la Región Metropolitana sin suministro eléctrico, y el terremoto de septiembre en la región de Coquimbo provocó un efecto similar.
Al respecto, la legislación establece que, sea cuál sea el motivo de la suspensión del suministro, las firmas eléctricas deben compensar de forma automática si el motivo de ésta no ha sido autorizada.
De acuerdo a información proporcionada por la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC), entre 2014 y 2015 las empresas distribuidoras de electricidad pagaron un total de $ 5.000 millones por este concepto.
“Los montos indicados señalan que efectivamente, las empresas han estado cumpliendo con la normativa vigente, situación que muchas veces no aparece como muy visible, porque los montos son bajos en algunos casos, o porque no están muy destacados dentro de la boleta, pero se están pagando”, destaca Luis Ávila, titular de la SEC.
El organismo regulador estimó además que, en promedio, y durante el transcurso del 2015, cada cliente recibió $ 1.229 por este concepto. La cifra es mayor a los $ 977 que las firmas pagaron promedio por cliente durante 2014.
Pagos por región
El panorama por regiones indica que la Región Metropolitana es la que recibió mayores compensaciones durante 2015, alcanzando pagos por $ 560 millones. Sumado al monto de compensación de 2014, la región totalizaría un monto cercano a los $ 1.154 millones.
En segundo lugar aparece la Región de Los Lagos, con compensaciones pagadas por $ 289 millones durante el año pasado ($ 495 millones en el periodo 2014-2015), y la del Biobío, con pagos a clientes por $ 167 millones ($ 334 millones en los últimos dos años).
“La normativa es clara y señala que cuando se interrumpe el servicio eléctrico, en forma no programada, la empresa debe compensar a sus clientes con el doble del valor de la energía no suministrada, situación que como SEC fiscalizamos permanentemente”, sostuvo el superintendente Ávila.
La fórmula de pago es automática en estos casos, y no requiere una intervención de la SEC al respecto.
De esta forma, cuando se produce uno de estos eventos, se debería ver reflejado en las boletas de electricidad de cada cliente.
Además, y de acuerdo al organismo fiscalizador del sector, en marzo de cada año las distribuidoras deben entregar a sus clientes un balance que contenga todas las interrupciones efectuadas en la temporada anterior, y las compensaciones calculadas y pagadas.
[Equidad Tarifaria: ¿Se debe compensar a comunas con centrales a carbón?]
enero 28, 2016 | I+D
Los días miércoles 10 y jueves 11 de febrero se realizará en el Capitolio Hilton de la ciudad de Washington el workshop titulado “Innovative Approaches to Ocean Cultivation and Processing of Macro Algae for the Production of Fuels, Chemicals, Feed, and Food” (en español, Enfoques innovadores en el cultivo y procesamiento de macroalgas en el océano para la producción de combustibles, químicos, alimentación, y alimentos -consumo humano directo-).
El evento, organizado por el Departamento de Energía de Estados Unidos, tendrá como uno de sus mayores exponentes al doctor Alejandro Buschmann, académico de la Universidad de Los Lagos de Chile (ULagos), quien es reconocido internacionalmente por sus investigaciones en el cultivo de macroalgas.
“Fui invitado para detallar los avances en la producción del alga parda Macrocystis pyrifera y su transformación en bioetanol y otros productos como florotaninos, con el fin de determinar las futuras políticas de investigación en macroalgas en Estados Unidos”, precisó el doctor Buschmann.
Luego del taller, que también reunirá a especialistas en fisiología, ecología, oceanografía, ingeniería marina, robótica, procesamiento de alimentos y biomasa y agronomía, entre otras áreas, se realizarán reuniones privadas con la agencia de Gobierno de Estados Unidos Advanced Research Projects Agency-Energy (ARPA-E), encargada de promover y financiar investigaciones y el desarrollo de tecnologías energéticas avanzadas.
“Esto permitirá llevar a cabo los estudios y proyectos que serán expuestos en el workshop”, explicaron desde la organización, añadiendo que la agencia ARPA-E está interesada en la identificación de los temas y objetivos fundamentales de Investigación y Desarrollo (I+D) que deben ser abordados para permitir una transición exitosa de la industria de macroalgas, poniendo énfasis principalmente en los alimentos y productos químicos especiales para el combustible a gran escala.
El doctor Buschmann complementó que esta invitación representa un “gran reconocimiento” para los estudios nacionales que se desarrollan en la Universidad de Los Lagos. “Estimo que no es trivial que la investigación realizada en un país en vías de desarrollo marque la pauta de las políticas de inversión que llevará a cabo una nación como Estados Unidos”, subrayó el académico chileno, concluyendo que “esto es un reconocimiento a importantes logros que hemos obtenido en los años recientes”.
enero 27, 2016 | Industria
(Diario Financiero) Una visión crítica al proyecto de ley de transmisión, que ya fue aprobado en la Cámara de Diputados y hoy ingresaría al Senado, tiene el abogado, académico y ex integrante del Panel de Expertos, Alejandro Vergara, por lo que estima pérdida de independencia de los actuales CDEC (que coordinan los dos principales sistemas eléctricos y que se fusionarán), la reducción de atribuciones del Panel -órgano que dirime diferencias- y la falta de control que tendrá la Contraloría en algunos actos administrativos.
Por esto, Vergara asegura que el proyecto tiene vicios de “inconstitucionalidad”.
-¿Cómo ve los cambios a la planificación de la transmisión?
-Es probable que el proyecto tenga aspectos positivos, que tienen por objetivo incentivar la inversión en la transmisión, pero se altera el concepto detrás de la actual ley, en cuanto a la definición de los trazados, que ahora van a ser determinados centralizadamente por un órgano administrativo. Acá había incentivos para decidir los trazados que eran económicos. La incorporación de criterios políticos puede alterar en gran medida ese esquema.
-También hay cambios importantes a la institucionalidad en los CDEC, ¿cómo ve la nueva estructura?
-Puede parecer razonable que a partir de la interconexión, exista un solo coordinador. Lo que no es razonable es que el coordinador (CISEN) pierda toda independencia y autonomía. El CISEN no tiene ninguna independencia respecto de los órganos del Estado. El gobierno puede dictar su reglamento, la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) pasa a tener un poder sancionatorio y casi directivo, dando órdenes y sancionando a sus directores con pérdidas de porcentajes de su remuneración. Esto es un retroceso institucional.
-¿Esto puede teñirse de algún cariz político?
-Evidentemente las regulaciones intentan que los órganos técnicos adopten decisiones alejadas del gobierno, que tiene otras funciones políticas que son legítimas en otros ámbitos, pero que no tienen ninguna legitimidad en cuestiones técnicas, y eso es un gran riesgo.
-Las modificaciones también afectan al Panel de Expertos…
-En Panel está cumpliendo un rol de razonabilidad técnica en cuanto a las decisiones que toman las empresas o los CDEC, y también de la CNE. Eso puede terminarse con este proyecto de ley, ya que se establece la facultad del ministro de declarar inaplicable indefinidamente los dictámenes del Panel de Expertos. Acá hay un problema de constitucionalidad, porque se priva de cosa juzgada. También desclasifica las potestades del panel del rango legal y se lo entrega al reglamento, lo que tampoco es constitucional. El Panel no va a ser independiente si el presidente de la República va a dictar sus atribuciones.
-¿El proyecto tiene vicios de inconstitucionalidad?
-Sí, porque las atribuciones de un tribunal tienen que ser aprobadas por ley, donde tiene que ser oída la Corte Suprema. Todas las modificaciones al Panel de Expertos tienen que pasar por ella.
-¿Que otros problemas hay?
-Se incorpora una cláusula donde se considera a la Comisión Nacional de Energía (CNE) o la SEC como interesados ante el panel, y no partes, para esquivar las decisiones, para que no las puedan afectar. Se busca lograr inmunidad jurisdiccional para la SEC y la CNE. Acá se le están estableciendo una serie de mecanismos con los cuales se le quita atribuciones a la Contraloría, y aquí también hay un problema de constitucionalidad (…) El proyecto actual transforma la CNE en una entidad omnipotente.
[Gobierno alista cambios a ley de transmisión y evalúa atrasar megalicitación eléctrica]
