febrero 10, 2011 | Industria
Estrategia Luis Eduardo Castellano, seremi de Energía de Atacama y Coquimbo, adelantó a Estrategia que “la primera fase del Parque Eólico Talinay, con 120Mw de capacidad instalada, comenzaría sus operaciones en el primer trimestre de 2012”. Este parque está ubicado en la Región de Coquimbo e implicó una inversión de US50 millones, pudiendo operar el 35% del año debido a las buenas condiciones de viento de la zona, cualidad que ha atraído a empresas como Endesa con su proyecto Canela y a GDF Suez con Monte Redondo.
Actualmente el proyecto es controlado por la familia Chacra, Grupo Phoenix, en asociación con la danesa Vestas, la cual dispone de la capacidad técnica y humana para la operación del parque.
En tanto, el proyecto al ser completado espera contribuir con 500 Mw al Sistema Interconectado Central (SIC), lo que implica una inversión total del proyecto de US.200 millones. Según los controladores, esta inversión tiene como fin posicionar a este parque de Energía Renovable No Convencional como el más grande de Sudamérica.
Para esto tienen previsto en un comienzo entre 60 y 70 aerogeneradores (para llegar finalmente a 250), en parte de las 20 mil hectáreas de la Hacienda Talinay.
El proyecto también consta de una segunda etapa, la cual estará al poniente de la ruta 5 sur y tendrá entre 100 y 150 Mw de capacidad.
Asimismo, Castellano indicó que “el proyecto eólico de la minera Barrick, ubicado en Punta Colorada (norte de La Serena) se terminará de construir en febrero y entrará en operaciones en marzo de este año”.
Fuente / Estrategia
febrero 7, 2011 | Industria
Estrategia Luego de que el biministro de Minería y Energía, Laurence Golborne, declarara que no descarta cortes de suministro eléctrico ante la complicada situación hídrica que podría enfrentar el país producto de un 2011 seco, el director ejecutivo del Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado Central (CDEC-SIC), Eduardo Ricke, aseguró que “al problema de la sequía se suma que tenemos cuellos de botella en transmisión, entonces si bien es cierto hay buena capacidad de generación en el norte, hoy tenemos 1000 Mw provenientes de esa zona que no pueden pasar hacia Santiago”.
Agrega que “con el ministerio hemos conversado todos los escenarios, incluyendo el peor, y eso significa que la sequía se prolongue más allá de julio y que falle la central Nueva Renca (propiedad de Gener) –que tiene una potencia de 379 Mw y que funciona con gas y diésel– por un tiempo prolongado, o sea, unos seis meses fuera del sistema.
Si bien para el ejecutivo este escenario es poco probable, las conversaciones con el ministerio contemplan estas posibilidades. “Con situaciones de este tipo tendríamos que tomar de seguro medidas excepcionales”, agrega.
Puntos Críticos
En caso de que la sequía se prolongue, los analistas han identificado los puntos críticos del sistema, vale decir, los primeros que comenzarían a dar señales de peligro de abastecimiento eléctrico en las distintas zonas del país.
Según Renato Valdivia, de Central Energía (organización que realiza análisis del sector energético) “los embalses que están más bajos y tienen mayor relevancia para la generación hidroeléctrica son: Rapel, del que depende la Central Rapel (380 Mw), que alimenta directamente a Santiago; Laguna Invernada, de la que depende la Central Cipreses (100 Mw y que actualmente está operando en el fondo como central de pasada) y Laja, que está en 26% del diferencial entre su cota máxima y mínima, en circunstancias que entre 2001 y 2010 promedió 45%. Este último alimenta a la Central El Toro (450 Mw)”.
Respecto a esta última central, Eduardo Ricke agrega que si la sequía se mantiene, el lago Laja sólo puede resistir hasta una cota de 1.317 metros sobre el nivel del mar, la cual sería alcanzada a mediados de mayo, lo que causaría un fuerte impacto en la generación de energía.
Asimismo, Ricke sumó a la lista anterior la central hidroeléctrica Pehuenche (556 Mw, ubicada en la Región del Maule), “que se encuentra en condiciones similares a Central Cipreses. Esta está guardando agua el fin de semana y en la semana se la gasta, pero tiene poco recurso hídrico”, indicó Ricke.
Además, “Colbún, es otra de las centrales que tiene poca agua, aunque por el momento se mantiene con buena presencia”.
“Toda esta situación va configurando un cuadro de que la energía hidráulica del sur está bastante baja. Para suplirla tendremos que levantar más petróleo del norte, pero no podemos traer todo lo que necesitamos y ahí está el problema”, destacó Ricke.
Sin embargo, Renato Valdivia sostiene que “hay que considerar que el 2010 seco implicó que se acumuló poca agua en forma de nieve, con lo que las centrales de pasada también bajan su producción. El SIC cuenta con aproximadamente 2.000 Mw de centrales hidroeléctricas de pasada (16% de la capacidad instalada), por lo que es muy relevante.
Por otra parte, Ricke asegura que “de seguir la sequía el Gas Natural Licuado (GNL) –que en este momento aporta sobre 1200 Mw–, podría llegar a representar el 20% de la matriz energética”.
Asimismo, Francisco Aguirre, director ejecutivo de Electroconsultores, señala que “es necesario desarrollar el sistema de transmisión entre el norte y la zona central, todos los estudios recomiendan que se debe mejorar ese aspecto”.
Por su parte, Eduardo Ricke sostuvo que “la interconexión SING-SIC, es bien poco lo que puede aportar para asegurar el suministro y revertir la situación actual. El aporte de esta interconexión contribuiría más al tema ambiental por la entrada de energía renovable”.
Efecto Tarifas
Renato Valdivia, sostiene que “los más afectados con el alza de las tarifas serán los clientes residenciales y comerciales, ya que dependen de los precios nudo que calcula la CNE en función de los costos marginales, los que de extenderse la sequía podrían experimentar un alza cercana al 50%, ya que los costos marginales llegarían a US00 Mw hora”.
En tanto, los clientes libres (industrias y grandes clientes en general) sólo se verían afectados en el momento en que se produzca un corte de suministro, de lo contrario a mediano plazo no sentirían el cambio.
Medidas
En este sentido, vicepresidente de la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera), aseveró que “en la actualidad hay 2000 Mw aprobados por la autoridad ambiental y disponibles para construirse, si este año el gobierno da las facilidades necesarias se podrían construir 300 Mw”.
Por otra parte, Eduardo Ricke adelantó que “lo que vamos a hacer es instalar automatismos, esto quiere decir que trabajaremos con las líneas de transmisión de doble circuito con una carga superior a lo habitual –pero dentro del rango de seguridad– de modo que si hay una falla, logremos bajar los Mw sobrantes de manera automática (ya que se hace manualmente)”. Y explicó que “con este método, aseguramos la integridad de los circuitos que se pueden dañar permanentemente, además brindaremos mayor seguridad, más energía entrando al sistema y aumentaremos la rapidez de restablecimiento de suministro en caso de falla”.
Cifras Relevantes
-El embalse el Laja está al 26% del diferencial entre su cota máxima y mínima, en circunstancias que entre 2001 y 2010 promedió 45%. Este último puede resistir hasta una cota de 1.317 metros sobre el nivel del mar, la cual sería alcanzada a mediados de mayo
-La central hidroeléctrica Pehuenche (556 Mw, ubicada en la Región del Maule) y la central Cipreses se encuentran en condiciones similares. Ambas tienen poco recurso hídrico y están guardando agua el fin de semana para gastarla durante la semana.
-Renato Valdivia sostiene que “hay que considerar que el 2010 seco implicó que se acumuló poca agua en forma de nieve, con lo que las centrales de pasada también bajan su producción (16% de la capacidad instalada).
-Eduardo Ricke aseguró que “de seguir la sequía el Gas Natural Licuado (GNL) –que en este momento aporta sobre 1200 Mw–, podría representar el 20% de la matriz energética”.
Fuente / Estrategia
febrero 7, 2011 | Industria
Revista ELECTRICIDAD El seremi de Energía de la Macro Zona Norte, Carlos Arenas, junto al intendente de la región de Arica-Parinacota, Rodolfo Barbosa visitaron los principales centros de investigación y las empresas que hoy generan energías solar y eólica.
En su gira, visitaron la Plataforma Solar de Almería, principal centro de investigación y desarrollo de la energía solar de Europa, y con la cual se están realizado los estudios de factibilidad técnica y económica que posibiliten la instalación de la Plataforma Solar del Desierto de Atacama, además se está trabajando en un modelo de negocio en conjunto con las principales compañías mineras de la región para posibilitar la instalación de una planta solar en Chile.
Acuerdo
En Mérida, se reunieron con el presidente de la Comunidad Autónoma de Extremadura, con quien se suscribió un convenio de colaboración en materia de energía, que fomentará el desarrollo de las energías renovables en la zona norte, permitiendo el intercambio de experiencia, acciones de cooperación técnicas y la posibilidad de inversión de empresas extremeñas en nuestro país.
Carlos Arenas, expresó la importancia de este acuerdo, ya que permitirá tener un canal de comunicación directa con el Clúster de Energía de Extremadura, y replicar las acciones que permitieron a esta región en un corto periodo, conseguir un liderazgo a nivel internacional, como ejemplo de región que genera más energía renovable que la que consume.
En Badajoz hoy se construyen más de 20 plantas de concentración solar y fotovoltaicas, similares a las que nuestro país desea instalar. Estas plantas demandan una gran cantidad de puestos de trabajo -cerca de 500 empleados en etapa de construcción y 40 en la operación. Arenas detalló que “varias de las partes, piezas y componentes son prefabricadas y perfectamente las empresas que hoy prestan servicio a la minería, principalmente maestranzas, podrían ser parte importante de esta nueva industria que se instalará en Chile”.
En Madrid, se reunieron importantes empresas internacionales generadoras de energía solar y que están dispuestas a invertir en Chile a través de la firma de un PPA (Acuerdo de Compra de Energía), que les permitiría asegurar el financiamiento de estos proyectos, “que sin lugar a duda sería una apuesta tecnológica para nuestra región, más aún que Antofagasta ha sido considerado como unas de las tres regiones pilotos a nivel nacional en temas de innovación”, explicó.
“En todas las visitas hemos encontrado una muy buena recepción por parte de sus ejecutivos, y nos han hecho propuestas en términos de que las plantas de concentración solar hoy tienen la posibilidad de funcionar durante la noche con el sistema de almacenamiento térmico de sales o a través de plantas híbridas donde se combina la energía del sol con gas o diesel”, acotó el seremi. Además, hoy se está diseñando plantas de hasta 340 MW de potencia, lo cual sería una apuesta muy interesante ya que a medida que aumenta la escala, los costos de generación disminuyen considerablemente, con una diferencia de menos de un US cent /Kw con respecto a los precios de la energía convencional.
La gira concluyo en Morbarch Alemania, donde visitaron un parque energético, el cual hasta hace 15 años era una base militar de los EEUU, y que la comunidad de Morbach,
decidieron entregar en forma de concesión a la empresa Juwi, para su explotación generando energía limpia a través de molinos eólicos, plantas fotovoltaicas y biomasa, generando más de 30 MWe a la ciudad de Morbarch, un ejemplo a imitar de cómo la comunidad participa del desarrollo de estas tecnologías y se hacen participe
del negocio junto a la empresa privada. Este parque recibe al año, más de 14.000 visitantes de más de 71 países y ha generado valor a una zona cuestionada en su pasado.
Fuente / Revista ELECTRICIDAD
enero 17, 2011 | Industria
Diario Financiero El ministerio de Energía dio el vamos a uno de los proyectos más ambiciosos de la Bolsa de Productos de Chile (BPC).
A inicios de febrero comenzarán las transacciones de derechos de acreditación de Energía Renovable No Convencional (ERNC), un paso que como explicó el gerente general de la plaza bursátil, Christopher Bosler, impulsará el desarrollo de este naciente mercado.
«Estamos implementando una plataforma para separar el derecho de la energía y solamente transar el derecho de acreditación que viene ligado en sus inicios a la inyección de energía, con lo que finalmente se transparentan los precios», señaló Bosler.
Pese a que no adelantó cuantos volúmenes de transacciones se podrían desarrollar este año, el ejecutivo estima que considerando que son ya 40 las empresas eléctricas que utilizarán la plataforma transaccional de la BPC para transar estos derechos, espera que hacia el 2015 signifiquen montos cercanos a los US$ 50 millones. Esto a modo de estimación, ya que la compra y venta de estos derechos representa un mercado interesante, pero en una fase de prueba.
Actualmente, la ley obliga a las generadoras eléctricas a producir un 5% de ERNC; sin embargo, hacia el 2024 debería subir a un 10%.
Este es un primer paso para insertarse en el mercado energético, uno en que pretenden replicar los buenos resultados que han logrado con la transacción de facturas en el sector agropecuario.»ERNC es la punta del iceberg. Es insertarse en este mercado para luego empezar a abrirse de acuerdo a las necesidades del sector», agregó.
¿El próximo paso? Que la legislación cambie y permita que las empresas consumidoras de electricidad también puedan transar estos derechos, y respecto a sus cierres mensuales, no anuales.
Otros proyectos
El cierre del 2010 fue muy positivo para la Bolsa de Productos, uno que superará este año con dos nuevos proyectos en los que están trabajando.
Uno es crear una plataforma transaccional para salmones de agua al contado y a plazo, que esperan iniciar entre marzo y abril para luego implementar un mercado al contado del producto y uno de derivados.
En segundo lugar se espera exportar el modelo de transacción de facturas de la BPC, tema en que ya tienen conversaciones avanzadas desde el año pasado con México y Colombia.
Fuente / Diario Financiero
enero 10, 2011 | Industria
El Mercurio Un total de 363 mil kilómetros cuadrados tiene el Desierto de Atacama y según estudios recientes bastaría instalar paneles solares en una superficie equivalente al 1% de su superficie para cubrir toda la demanda eléctrica de Chile.
A lo anterior se suman niveles de radiación solar cercanos a los 3.000 KW/hora por metro cuadrado al año. Lejos, los más altos del mundo y sólo comparables a los desiertos del Sahara, en el norte de África y Mojave, en Estados Unidos.
Un potencial que está en la mira de universidades y fundaciones chilenas, además del Gobierno, que reactivaron el proyecto «Plataforma Solar del Desierto de Atacama».
El complejo, que demandará una inversión que bordea los nueve mil millones de pesos, será construido en un plazo de cinco años en terrenos que el Centro de Desarrollo Energético de Antofagasta tramita en el Ministerio de Bienes Nacionales.
Edward Fuentealba, director del Centro, explicó que la generación de ese tipo de energía renovable no convencional, una de las grandes alternativas a la generada a partir de combustibles fósiles (petróleo y gas), «requiere de sol, sistemas de captación y almacenamiento, además de clientes (hogares, empresas y centros de investigación) que consuman la energía generada».
También destaca otra ventaja comparativa del norte de Chile. «Los sistemas de almacenamiento empleados a nivel mundial son a base de sales de nitrato, que son producidas en Antofagasta, y el mayor consumo minero está en la región», añadió.
Otro capital adicional de la zona son las casi tres mil horas de sol al año. Cifra confirmada por países más avanzados en el tema, como España, a través de la Plataforma Solar de Almería, con tres décadas de experiencia y asesora del proyecto chileno.
Marcos Crutchik, decano de la Facultad de Ingeniería de la Universidad de Antofagasta, explicó que la plataforma operará como una corporación sin fines de lucro. «Algo así como funciona un observatorio astronómico».
Añadió que el objetivo es «hacer investigaciones aplicadas, con transferencia tecnológica y desarrollo de valor económico. Tenemos que considerar problemas que no hay en otros lugares del mundo, como la altura geográfica y la polución minera (gases sulfurosos)».
El complejo tendrá un costo operativo de US$ 3 millones al año y se financiará con ingresos provenientes de servicios, proyectos (patentes) y cobros de impuestos a los usuarios.
Sus áreas de investigación en la generación y uso de la energía solar incluyen hogares (paneles fotovoltaicos para abastecer de luz y agua caliente), además de aplicaciones en ciudades (luminarias y semáforos) e industrias como la minera (calderas, hornos, fundiciones).
«Si Chile empieza hoy a apostar por este tipo de tecnología, al 2020 estaríamos en condiciones de exportar (tecnología y energía) a países vecinos y de Centroamérica», explicó Crutchik. La iniciativa ya fue presentada al Congreso y al Ejecutivo, que aspira a que hacia el 2020 el 20% de la energía generada en Chile sea renovable no convencional.
Seis hectáreas tiene el terreno en el cual Codelco construye una granja solar en el mineral de Chuquicamata.
4.800 módulos tendrá la granja solar, que generará electricidad para un consumo equivalente a 5 mil hogares.
Fuente / El Mercurio
