diciembre 30, 2015 | Industria
En el marco del Plan de Integración de ERNC al SING, que lleva adelante CDEC-SING desde 2012 con el objetivo de enfrentar los desafíos que presenta la incorporación de energía renovables no convencionales (ERNC) al sistema, y proyectando la operación del sistema interconectado nacional producto de la interconexión SING-SIC se dio a conocer el nuevo “Estudio de Transmisión para la inserción ERNC: Escenarios 2018 y 2021”.
Revisa la exposición realizada en el marco de la presentación del estudio.
El estudio
El estudio analiza en detalle el comportamiento del sistema de transmisión del SING, ante una penetración de ERNC variable (eólica y solar fotovoltaica) de un 15% y un 19% a 2018 y 2021, respectivamente, considerando las centrales en operación y las declaradas en construcción, con el fin de detectar en forma temprana eventuales restricciones y capacidades de transmisión disponibles para una alta inserción – segura y económica- de ERNC en el SING.
Para el caso de 2021, se introdujo además como variable de análisis la perspectiva de localización, distinguiéndose para ello dos zonas: la “tradicional” y la de “demanda”. La primera, contempla los puntos o subestaciones donde hasta ahora se han conectado los primeros proyectos ERNC, o sea, las zonas norte y centro del SING, además de Calama. En tanto, la localización de “demanda”, contempla puntos adyacentes a los consumos mineros, ubicados por ejemplo, en la zona sur – cordillera del sistema.
Las conclusiones principales del Estudio permiten distinguir los siguientes aspectos:
– En cuanto a localización, los puntos de “demanda” presentan beneficios en relación a los puntos “tradicionales”. Ello se manifiesta tanto en materia de seguridad para el sistema -al no producirse congestiones ni vertimientos- y un mayor aprovechamiento del recurso ERNC.
– En un escenario de exportación hacia el SIC, los puntos de demanda que presentan mayor capacidad de inyección ERNC corresponden a las siguientes subestaciones de 220 kV: Laberinto con 820 MW, Domeyko con 730 MW, Chuquicamata con 520 MW y Sierra Gorda con 395 MW.
– En un escenario de importación desde el SIC, los puntos de demanda que presentan mayor capacidad de inyección ERNC corresponden a las siguientes subestaciones de 220 kV: Laberinto con 730 MW, Domeyko con 620 MW, Sierra Gorda con 410 MW y Esperanza con 305 MW.
– La flexibilidad del flujo por el enlace que interconectará el SING con el SIC permitirá una mejor gestión de la variabilidad ERNC, en particular, la gestión de las variaciones intradiarias, principal desafío identificado en los anteriores estudios de CDEC-SING.
Desde la entidad destacaron que este estudio es el cuarto en su tipo que realiza CDEC-SING en el marco del Plan de Integración de ERNC al SING, y a diferencia de los anteriores que tuvieron énfasis en el análisis temporal del sistema, esta vez el foco estuvo puesto en el análisis espacial. Al igual que los anteriores, busca entregar información relevante y de valor para la industria, aportando así en la toma de decisiones de los diferentes actores vinculados e interesados en ingresar al mercado eléctrico chileno.
diciembre 30, 2015 | Industria
(El Mercurio) Cerca de 78% cayeron entre mayo y octubre los costos marginales, entendiendo por ello el precio promedio de la energía generada por la central más cara que entra al sistema, y que marca las transacciones en el mercado spot .
Las razones de esta baja en el Sistema Interconectado Central (SIC) serían el aumento en la disponibilidad de generación térmica con carbón y la reducción en el precio internacional de los combustibles fósiles, explica un estudio realizado por Ignacio Núñez publicado en Breves de Energía.
El informe agrega que «mientras se mantengan los precios bajos y el consumo de energía continúe creciendo a tasas modestas, estas condiciones seguramente se mantendrán y los costos marginales continuarán bajos».
Esto beneficiará al Gobierno, que se puso como meta en la Agenda de Energía bajar los costos marginales un 30% a 2017. Es decir, reducir los costos promedio desde los US$ 151,36 por MWh registrados en 2013, a US$ 105,96 por MWh cuando termine el período de Michelle Bachelet. Hasta ahora, ese objetivo se ha cumplido, aunque más por factores internacionales que por gestiones internas, según el estudio. En octubre, los costos llegaron a US$ 36 por MWh, su nivel más bajo en mucho tiempo.
Desmitificar
Los costos marginales han mostrado bajas en distintas barras a lo largo del SIC, tanto en el norte como en el sur. El informe recalca que por lo general estas bajas se atribuyen a tres causas: la lluvia y, con ello, la mayor generación hidroeléctrica, el aumento de las Energías Renovables No Convencionales (ERNC), y la menor congestión del sistema de transmisión.
Sin embargo, el documento señala que difícilmente las mencionadas caídas se pueden atribuir a estos factores. Primero, no se puede atribuir la baja del último año a la mayor disponibilidad de agua, dado que, según indica el informe, «en octubre de 2014 el costo marginal promedio fue de US$ 76 por MWh, y se generó el 59% de la energía con agua. Un año después, en octubre de 2015, el costo marginal había caído a poco menos de la mitad (US$ 36 por MWh) pese a que la fracción generada con agua fue en total de 56%».
En segundo lugar, Núñez especifica que si bien la generación eólica y solar casi se duplicó entre octubre de 2014 y el mismo mes de 2015, su contribución total sigue siendo baja -cercana al 8% del sistema-, por lo que es insuficiente para causar la baja del costo marginal.
Por último, advierte que si la congestión hubiese sido la causa de los altos costos vistos hasta mediados del año en la barra Quillota 220 kV -una de las más representativas del sistema-, las barras del sur deberían haber registrado costos bastante más bajos. Pero en el período las diferencias fueron pequeñas.
El documento asegura que entre octubre de 2014 y el mismo mes de 2015, la oferta de generadores térmicos empezó a tomar fuerza, principalmente por la caída en el precio de los combustibles fósiles. Por ejemplo, las unidades de carbón disminuyeron entre 11 y 20% su costo variable, las centrales de GNL entre 14 y 49%, y las plantas a diésel entre 29 y 39%. Por lo tanto, esta sería la razón fundamental para explicar la caída registrada desde mediados de este año a fines de este ejercicio en los costos marginales. Núñez estima que el ingreso de Bocamina y de la unidad 5 de Guacolda explican buena parte de la diferencia en costos entre 2014 y 2015.
diciembre 30, 2015 | Industria
(Pulso) La línea Polpaico-Cardones que está desarrollando actualmente InterChile, filial del grupo ISA, sería insuficiente para hacer frente a la nueva capacidad que entraría hacia 2030.
Según el estudio elaborado por consultora chilena Systep, al 2030 habría máximos de generación solar y eólica de hasta 3.300 MW desde la barra Pan de Azúcar 500 kV al norte. Considerando esa cifra, los flujos en las líneas de 500 kV entre Polpaico y Cardones podrían llegar hasta los 1.900 MW en meses de baja hidroelectricidad, lo que equivale a un 126% de su capacidad total con criterio N-1. En los meses de alta generación hidroeléctrica, esa cifra baja a un 76%.
El estudio considera una penetración ERNC “conservadora”, en donde la energía que se instalaría al 2030 es sólo la que se requeriría según la ley 2025, es decir, un 20% de la demanda total anual. Este porcentaje estaría compuesto por un 8,3% de energía solar, un 0,7% de energía geotérmica, un 5,5% de energía eólica, un 2,4% de biomasa y un 3,1% de minihidro.
La conclusión del estudio en términos de transmisión, es compartida con otros actores del sector como el director técnico ejecutivo del CDECSIC, Andrés Salgado. “Si se materializa todos estos proyectos renovables que tienen resolución ambiental aprobada la cantidad de potencia que se puede inyectar en el norte es bastante grande efectivamente y la línea podría quedar corta, lo que significa podríamos necesitar mayor capacidad en algunos años más, pero eso tiene que ir acompañado de un crecimiento de la demanda”, indicó.
El estudio también concluyó que para el 2030 los costos marginales tendrían diferencias de entre un 6% y un 16% entre el día y la noche y que algunas centrales de GNL se verán expuestas a altas tasas de encendido y apagado. Por ejemplo, en el caso de Kelar del consorcio formado por Korea Southern Power Co. (65%) y Samsung C&T Corp. (35%), o U16 de E-CL, podrían llegar a tener un apagado y encendido diario entre mayo y octubre.
diciembre 30, 2015 | Industria
(Pulso) Un modelo similar al que se aplica en estados como Arizona, Montana u Ohio en Estados Unidos es en lo que está trabajando el Gobierno para desacoplar las ventas de energía de las utilidades de las compañías de distribución eléctrica.
La iniciativa, que estará incluida en el proyecto de eficiencia energética, también abarca un tema delicado para las distribuidoras eléctricas: una modificación en la rentabilidad de las empresas.
Según indicó el Ministro de Energía, Máximo Pacheco, a PULSO, el proyecto será ingresado el tercer trimestre del 2016, lo que supone un atraso de tres meses de acuerdo al cronograma inicial. Esto, porque los equipos técnicos aún están trabajando en su configuración.
Dentro de los puntos donde ya hay claridad es que para mejorar la eficiencia energética a nivel nacional se incluirá el modelo Lost Revenue Adjustment Mechanisms (LRAM), que actualmente se aplica en estados como Arizona, Montana u Ohio. Este permite que una distribuidora eléctrica recupere los menores ingresos que se producen como resultado del desarrollo de programas de eficiencia energética.
Adicionalmente, el proyecto incluye una modificación en el procedimiento de tarificación y una modificación de las tasas de rentabilidad.
“Esa ley también va a traer cambios al BAT y esos cambios están asociados a cambiar el procedimiento. Hoy ya no es sostenible mantener un esquema como el actual, donde el estudio de la CNE pesa 2/3 y el de las compañías 1/3, y en base a eso se llega a una cuenta final. Eso es un modelo absolutamente pasado de moda, vamos a ir a un modelo tarifario como el que tenemos en transmisión con un panel de expertos, con un estudio de la comisión, etc. Un proceso que sea discutible ante un panel pero que lo lleve adelante la autoridad”, indicó el secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Andrés Romero.
“Otro tema que vamos a colocar en ese proyecto de ley está asociado a un cambio en las tasas de rentabilidad del industria (…) ¿Cuánto va a ser esta tasa? Es parte de lo que estamos discutiendo”, añadió.
Desde la Asociación de Empresas Eléctricas, gremio que reúne a las principales empresas de distribución y transmisión del país, sostienen que si bien han participado activamente de la configuración del proyecto, no han discutido nada relacionado con la rentabilidad de la industria.
“(La rentabilidad de la industria) no ha formado parte de este trabajo, que se ha centrado en la eficiencia energética. Sin embargo siempre estamos disponibles para discutir modelos regulatorios adecuados para el país. Somos de la política de jamás decir que si o que no a ningún planteamiento antes de haberlo analizado en profundidad”, dijo su director ejecutivo, Rodrigo Castillo.
El proyecto también incluye medidas específicas para mejorar la eficiencia energética por sector productivo. Por ejemplo, para el sector público y las fuerzas armadas se exigirá -dependiendo del tipo de instalación- el desarrollo de planes de gestión de energías y/o auditorías energética y su posterior implementación.
Con esta iniciativa, el Ministerio de Energía espera cumplir su meta de ahorrar al 2025 un total de 20.000 GWh/año.
diciembre 29, 2015 | Comunidad
Endesa Chile anunció su decisión de estudiar nuevas alternativas de diseño para su proyecto hidroeléctrico Neltume, especialmente en cuanto a la descarga sobre el lago del mismo nombre, lo que ha sido planteado por las comunidades de la zona durante las reuniones que han sostenido en torno a los eventuales impactos de la iniciativa.
Según lo indicado por la compañía en un comunicado se procedió a retirar el Estudio de Impacto Ambiental (EIA) del proyecto que se encontraba en el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) de la región de Los Ríos, «para poder iniciar una nueva fase de estudio de una alternativa de proyecto que contemple la descarga de aguas sobre el río Fuy, evitando hacerlo sobre el lago Neltume», en una decisión que se relaciona solamente con el proyecto de la central hidroeléctrica y con el proyecto de transmisión, que sigue su tramitación en el SEA.
Endesa Chile destacó el proceso de consulta indígena que realizaron en torno al proyecto, donde «hubo un cambio en la normativa de aplicación de la consulta. El cierre de este proceso, el cual tomó más de dos años de trabajo, fue altamente positivo debido a que permitió evidenciar que la voluntad de diálogo abre múltiples espacios para llegar a visiones compartidas en diversas materias».
De acuerdo a lo informado por la empresa el nuevo diseño para el proyecto Neltume «requerirá una serie de estudios técnicos y ambientales adicionales, proceso que se llevará adelante generando espacios de colaboración y visiones comunes, en todo lo posible, con las comunidades y autoridades locales».
«Esta nueva etapa considerará los acuerdos ya alcanzados con las localidades: los conseguidos en pactos notariales firmados antes de la entrega del EIA, aquellos realizados en el marco de la Consulta Indígena, y los establecidos con las localidades de Neltume y Puerto Fuy», se precisó en Endesa Chile.
