noviembre 6, 2015 | EOLO
Luis Vargas, director del Departamento de Ingeniería Eléctrica (DIE) de la Facultad de Ciencias Físicas y Matemáticas (FCFM) de la Universidad de Chile, señaló a Revista ELECTRICIDAD la necesidad de realizar estudios de factibilidad para el desarrollo de proyectos eólicos fuera de las costas nacionales (off shore), debido a la experiencia mundial que indica factores de planta superiores a 30%.
«Para Chile habría que hacer un estudio, pero a primera vista en la zona central deben ser pocos los lugares que ofrecen condiciones para parques off shore porque la condición óptima es que el fondo marino sea de poca profundidad y que haya un régimen estable del comportamiento del mar. Nuestra pendiente marina es bastante abrupta en la parte central, aunque en el sur hay partes interesantes que sería necesario explorar», aseguró el académico.
Según Vargas, la disponibilidad del recurso eólico en el territorio nacional es óptima: «si lo clasificáramos a nivel mundial estaría en el ranking superior. Tenemos muchos lugares con un factor de planta de 30%. Los parques que hoy funcionan han mostrado esos valores, mientras que otros países tienen factores de planta con promedios de 15% a 20% y aun así son proyectos rentables».
El especialista destacó que «hemos hecho estudios desde hace diez años sobre el recurso eólico, de la evaluación del potencial del recurso hasta cómo funcionan estos sistemas aerogeneradores en los sistemas eléctricos y cuáles son los problemas operativos que tienen como la congestión de las líneas de transmisión.
Sobre este último punto Vargas sostuvo que, «debido al aumento importante de los parques en el norte se tiene una carga adicional en los sistemas de transmisión, por lo que existen situaciones de restricción, siendo energía eléctrica que se reduce del aerogenerador, aun habiendo energía eólica disponible. Cuando se produzca la interconexión con el norte habrá un mercado más grande y, si sumamos la futura línea Polpaico-Cardones, habrá mayor holgura y flexibilidad».
Vargas además resaltó el avance tecnológico que se registra en el sector, con la incorporación de nuevos aerogeneradores, cuyos costos vienen bajando «y eso permite que en Chile se instalen y tengan un alto potencial desde el punto de vista del negocio. Hemos hecho estudios que permiten determinar que hay un amplio margen para la introducción de estas tecnologías. Una prueba contundente de la eficiencia de estas tecnologías se ve en los resultados de los últimos procesos de licitación, donde el aporte de las ERNC ha sido crucial para la baja de precios».
[Con 901 MW instalados, generación eólica consolida liderazgo ERNC]
noviembre 6, 2015 | EOLO
El liderazgo de la energía eólica en la generación ERNC del país se consolida durante este año, al totalizar una capacidad instalada de 901 MW en el SIC y SING, con perspectivas de seguir aumentando su participación debido a que actualmente se registran otros 112 MW de proyectos en construcción, mientras que 5.602 MW pertenecen a iniciativas que cuentan con la RCA aprobada y que están sin construir, según indica el reporte del Cifes de octubre.
De acuerdo al organismo público, en el SING la energía eólica representa el 45% de la capacidad instalada ERNC en la zona, mientras que en el SIC alcanza el 40% de la generación renovable. Los últimos proyectos eólicos aprobados por el Sistema de Evaluación Ambiental (SEA) son el parque eólico Camarico (39 MW); Chiloé (101 MW), y Aurora (192 MW).
Patricio Goyeneche, analista del mercado eléctrico de Cifes, sostuvo a Revista ELECTRICIDAD que la mayor presencia de energía eólica «se explica porque la tecnología está muy madura, por lo que ha tenido una inserción más fácil en Chile, además de las condiciones meteorológicas que facilitan la operación de las plantas».
Según el especialista, «por los efectos de las economías de escala se pueden obtener precios que están por el orden de US$1.800 a US$2.000 por kW. El factor de planta promedio es de 25%, aunque las plantas del último período están sobre el 30%. También están llegando nuevos aerogeneradores de 3 MW cada uno».
A su juicio, la dificultad más grande que viven los parques eólicos es que «son postergados en la inyección de energía a los sistemas eléctricos en el norte del SIC. En esa zona también hay otras plantas, que son térmicas, y que tienen condiciones de operación distintas y, dada la capacidad de inyección de las líneas de transmisión en esa zona, los mínimos técnicos de las termoeléctricas impiden que salgan las termoeléctricas frente a contingencias, por lo que deben salir de la red los parques eólicos».
«La solución inmediata es la holgura en la transmisión y seguirá el problema hasta cuando entre en operación la línea Cardones-Polpaico. Por otro lado también está el tema de la fiscalización que hacen los CDECs a los parámetros de operación que entregan las plantas térmicas que en muchos casos superan los promedios internacionales», agregó Goyeneche.
Dentro de los desafíos el especialista mencionó la necesidad de «poder obtener contratos de suministro que les permitan estabilizar los ingresos por inyección de energía. De alguna forma estas barreras se han ido superando con la última licitación de suministro y los bloques horarios en los cuales se puede contratar la energía y que calzan con las operaciones de los parques eólicos».
«El otro desafío es la proyección de recursos en tiempo real de los parques debido a que los períodos de operación de las plantas son todavía cortos y se cuenta con poca data estadística para ingresar a los modelos de predicción, así que se debe ver si el método que se ocupa hoy de predicción distribuida en las plantas es el mejor mecanismo frente a un modelo centralizado que pueden hacer los mismos CDECs», añadió.
noviembre 6, 2015 | Industria
(Diario Financiero) La energía solar es ahora la fuente más barata de electricidad en Chile, según el Deutsche Bank AG. La entidad alemana llegó a esta conclusión en base a una investigación de los resultados de un concurso público de energía convocado por el gobierno el 23 de octubre pasado, informó Bloomberg.
«Los ganadores de la licitación fueron los proyectos renovables que ofrecieron los precios más bajos, cerrando contratos para el suministro de 1.200 gigawatts por hora de energía», dijo el analista de Deutsche Bank, Vishal Shah, en un informe.
Entre las 31 empresas participantes el precio medio de las ofertas ganadoras fue de US$79.30 el megawatt-hora, 40% menos que en un concurso de características similares en 2013. Las centrales ganadoras deberán entrar en funcionamiento para 2017.
Entre los oferentes, tres parques solares ofrecieron vender energía entre US$65 y US$68 el megawatt por hora, dijo Shah. A su vez, dos parques eólicos ofertaron US$79 por megawatt la hora, y una planta termosolar con almacenamiento ofreció abastecimiento por US$97. Por último, una eléctrica de carbón ofreció lo mismo a US$85.
Estas operaciones de menor costo debieran dar lugar a más de 1 gigawatt de nueva capacidad solar en Chile sólo en este año, afirmó Shah, lo que ayudará al país a alcanzar el objetivo trazado en 2014 de tener un 45% de su capacidad eléctrica alimentada por fuentes renovables.
Líneas de transmisión
Según informó la agencia, mientras que la demanda de energía solar en Chile seguirá siendo fuerte, el crecimiento puede verse obstaculizado por el limitado acceso a líneas de transmisión. Shah pronostica que las instalaciones solares se reducirán en un 50% a 500 megawatts en 2016, y seguirán cayendo a 400 megawatts en 2017.
«Los mejores espacios para proyectos de energía solar en general ya se han quitado», aseguró Shah. «Chile tiene aprobado 2,1 gigawatts en proyectos, pero no tiene ningún lugar para instalarlos».
noviembre 5, 2015 | Industria
(Pulso) “Estamos convencidos de que las potencialidades que en su momento le vimos (a CGE) se van a dar”.
Con estas palabras, el consejero delegado de Gas Natural Fenosa, Rafael Villaseca, contestó indirectamente los cuestionamiento por la adquisición de la Compañía General de Electricidad, S.A. (CGE). A un año de la operación en que la española alcanzó el 96,5% de la chilena por cerca de US$7.200 millones -cosiderando la deuda adquirida-, la operación sigue generando dudas, particularmente por el alto precio pagado y el potencial de crecimiento en el mercado chileno.
Esta semana, Gas Natural Fenosa informó un Ebitda de US$3.998 millones en los primeros nueves meses del año, del cual la operación en Chile solo aportó el 12%.
A su vez, al 30 de septiembre, la chilena reportó un Ebitda de $327.517 millones, lo que presentan una disminución de 4,1% en relación al mismo periodo de 2014.
Según indicó CGE, la reducción se explica por “una disminución $31.740 millones (16,3%) en el Ebitda proveniente de las empresas del sector gas”.
Por ello, medios españoles volvieron a cuestionar la compra del activo chileno e incluso lo calificaron como un “problema” para Fenosa, sobre todo en momentos en que hay incertidumbre regulatoria en el sector eléctrico del país.
En este marco, Villaseca reiteró a los inversionistas que “estamos realmente muy contentos de nuestra inversión porque estamos convencidos que será una gran oportunidad en el corto y mediano plazo”.
“Esperamos un incremento en el número de clientes de gas y electricidad hasta el 2020 del 2-3% anual acumulativo y eso es debido a que, en primer lugar, presenta grandes oportunidades en desarrollo de infraestructura eléctrica, tanto en transmisión como distribución -las necesidades del país son muy altas-, y van a ser aún más en cuanto se desarrolle la nueva generación que el país tiene que imponer”, aseguró.
Crecer en Metrogas
En reunión con inversionistas, Villaseca también aseguró que están “satisfechos” con su participación en Metrogas, tras elevar su participación a 60,17% en octubre pasado. “Veremos qué oportunidades hay, de momento estamos satisfechos con nuestro 60% que nos permite ya no solo tener la mayoría, sino además tener la mayoría en el consejo de administración que era un tema relevante (…) En el futuro veremos si conviene y hay oportunidades”.
noviembre 4, 2015 | Tecnología
El CDEC SING lanzó una herramienta de análisis de medidas del sistema eléctrico que opera en el norte grande del país, llamada Prime Web que entrega información sobre diferentes puntos de medidas del sistema para realizar un seguimiento diario de este.
La Prime Web es una herramienta que recoge los datos de los medidores ubicados en distintas centrales de generación del SING y es una aplicación que también permite realizar comparaciones, contar con visualizaciones gráficas, y varias otras funciones que facilitan la información, la comprensión, el análisis y la toma de decisiones económicas relacionada con el SING.
La información que se obtiene de los medidores queda visible y se despliega de forma tal que permite, por ejemplo, comparar flujos de energía que pasan por las distintas líneas del sistema de transmisión, además de conocer el consumo o la energía generada por las distintas centrales del SING, o también aquella que vende a la industria. Es posible conocer esta información por diferentes vías como empresas e instalaciones como subestaciones.
Prime Web forma parte del Sistema Centralizado de Medidas (SCM) que está siendo utilizado por el CDEC-SING a partir de 2014, momento a partir del cual paulatinamente se ha pasado, desde un sistema tradicional de registro en planillas, a uno de lectura remota, a través de medidores, dando así mayor seguridad, calidad y oportunidad a los datos.
Actualmente, el SCM cuenta con 240 medidores, que permiten esta lectura remota y hoy, a través de la plataforma Prime Web, se contará con acceso a información de valor, aportando transparencia al sistema, explicaron en el CDEC SING.
[CDEC-SING lanza aplicación móvil con información clave]
