noviembre 4, 2019 | Industria
(Emol) En su deseo de volcarse al uso de energías limpias, Chile tiene grandes ambiciones depositadas en el sol que golpea el Desierto de Atacama, el viento de su extensa costa o en el agua. Sin embargo, en sus intentos por correr ha tropezado.
El país que hasta hace algunos días acogería la cumbre global sobre cambio climático COP25 a fines de año, quiere transformar su matriz eléctrica, que hoy depende de combustibles fósiles importados y de grandes centrales hidroeléctricas que en la actualidad lidian con una persistente sequía.
Una de esas apuestas es el proyecto Cerro Dominador, de US$1.300 millones. El que si bien estuvo paralizado dos años cuando casi quebró la empresa que lo construía, su continuidad es clave en un país que se comprometió a erradicar al 2040 todas sus centrales térmicas a carbón, hoy su mayor fuente de energía.
Esta planta, la primera de concentración solar de potencia (CSP) a escala industrial en América Latina, se construye en el Desierto de Atacama cerca de grandes minas de cobre en el árido norte de Chile, con una tecnología que permite almacenar el calor del sol para generar electricidad por horas, incluso durante la noche.
Ésa es la principal diferencia y fortaleza respecto a otras energías renovables no convencionales como la eólica o fotovoltaica, ya que puede ofrecer energía de manera tan estable como una planta térmica, más allá de cuánto viento sople o cuánto brille el sol.
Sin embargo, este megaproyecto ya no parece tan prometedor.
Cerro Dominador debe entrar completamente en funciones en la primera mitad de 2020, aunque lo hará sin la competitividad que prometía cuando empezó a desarrollarse hace más de seis años.
El proyecto recibió un espaldarazo en 2014 cuando fue una de las empresas licitadas por el Gobierno para suministrar energía durante 15 años a un precio de US$114 por megavatio, más del triple de los precios actuales, que han caído por la continua introducción de energías renovables más competitivas.
«Recién en 2014 empezó a despegar a gran escala la energía fotovoltaica en Chile. El año anterior ese escenario no estaba, por eso tenía sentido pensar una planta CSP de ese tipo», sostuvo a Reuters Cristián González, coordinador de estudios y proyectos de energía solar en la agencia estatal de fomento Corfo.
«Hoy no tiene sentido económico generar con CSP durante el día, porque para eso está la fotovoltaica y es mucho más barata», añadió el funcionario, que apuesta por plantas CSP menores para periodos más acotados y precisos, lo que también permitiría reducir costos e inversiones.
Según el Ministerio de Energía, actualmente hay unos US$6.700 millones en construcción de plantas eólicas, fotovoltaicas e hidráulicas de pasada, por más de 2.400 megavatios.
Todas esas iniciativas se enmarcan en la meta de Chile de ser carbono neutral al 2050, aunque al no otorgar subsidios directos a las energías renovables se apoya en las decisiones de empresas e inversionistas.
Camino complicado
Los tropiezos se replican en otras grandes iniciativas, como Espejo de Tarapacá de la empresa Valhalla, un proyecto de unos US$1.000 millones en el norte de Chile que combinaría un parque fotovoltaico y una central hidráulica a bombeo de agua de mar para producir energía día y noche.
El inicio de operaciones se esperaba para este año. Hace poco, el proyecto recibió US$60 millones del Fondo Verde del Clima de Naciones Unidas, pero aún continúa buscando recursos para concretarse. «Nuestro proyecto se encuentra en la estructuración financiera. Esperamos finalizar esta etapa en 2020 y partir la construcción ese mismo año», sostuvo a Reuters Juan Andrés Camus, responsable del proyecto.
Corfo, por su parte, indicó que había cinco plantas CSP de entre 70 y 450 megavatios con permisos ambientales aprobados desde 2015 a filiales de la estadounidense SolarReserve y las españolas Elecnor y Enerstar. Sin embargo, según pudo confirmar Reuters los cuatro proyectos de SolarReserve y Elecnor fueron desechados.
En un intento de apostar por proyectos más competitivos, el grupo Cerro Dominador anunció la semana pasada que había adquirido a SolarReserve los derechos de Likana, de 450 megavatios y capacidad de almacenamiento de hasta 13 horas.
[VEA TAMBIÉN: Chile necesitaría invertir US$155 mil millones para alcanzar la carbono neutralidad al 2050, pero beneficios serían mayores: US$185 mil millones]
«La experiencia de la primera planta y nuevos factores externos, como baja en valores de tecnología y construcción, nos hace creer que podemos pensar en un segundo desarrollo de este tipo de manera competitiva», señaló una vocera a Reuters.
Para evitar más piedras en el camino, analistas y expertos apuntaron a que Chile debe volcarse a proyectos de menor envergadura, más flexibles y diversos, que combinen generación y distintos tipos de almacenamiento en embalses o baterías para apoyar en conjunto a un sistema que busca solidez y reducir emisiones.
Pero las baterías «están recién en desarrollo y no son cosas que hoy se puedan utilizar a gran escala para el sistema chileno, así que la problemática que hoy tenemos con proyectos como los fotovoltaicos y eólicos es cómo respaldarlos», indicó a Reuters Francisco Aguirre, director de Electroconsultores.
De acuerdo a cifras para 2018 de la asociación de empresas generadoras, la matriz de generación eléctrica de Chile reposa sobre todo en combustibles fósiles como carbón, gas natural y petróleo (55%) y centrales hidroeléctricas (30%). Pero las energías no convencionales crecieron mucho en los últimos años: las plantas fotovoltaicas representaron 6,5% de la generación, las eólicas un 5% y las de biomasa un 2,1%.
Respecto a capacidad total instalada en Chile, las energías renovables no convencionales -eólica, mini centrales hídricas, fotovoltaica, de biomasa y geotérmica- representaron un 21% en 2018, según el Ministerio de Energía.
Chile tiene además la única planta de geotérmica de América del Sur, Cerro Pabellón. Hace poco, una unidad de la italiana Enel y la estatal Enap anunciaron su ampliación para lograr una potencia de 81 megavatios. No hay otros planes en carpeta para este tipo de tecnología, que requiere altas inversiones.
«El desafío (de los proyectos) es que sean capaces de ofrecer energía 24/7 a un costo razonable», afirmó a Reuters el ministro de Energía, Juan Carlos Jobet.
Sales y espejos
La puesta en marcha y finalización de Cerro Dominador hoy está en manos del fondo EIG Global Energy Partners, que junto a un grupo de bancos inyectaron recursos para relanzar la construcción de la planta CSP el año pasado. También hubo un préstamo de la agencia Corfo.
Abengoa, con la también española Acciona, siguen a cargo de la construcción. En el mundo, la energía termosolar con plantas CSP se ha desarrollado casi exclusivamente en España.
Emplazado a más de 1.200 kilómetros al norte de Santiago, Cerro Dominador tiene dos partes: una de paneles fotovoltaicos de 100 megavatios de potencia y el complejo termosolar CSP, de 110 megavatios, que ocupa un área de más de 700 hectáreas.
La sección fotovoltaica ya entró en funciones el año pasado, pero la joya de la corona es la planta CSP planeada para 2020, que cuenta con decenas de miles de espejos dirigiendo la luz del sol hacia una torre donde está el sistema de almacenamiento de calor con tanques de sales licuadas.
«Es cierto que los precios han ido bajando y nuestra expectativa es que las plantas siguientes sean mucho más competitivas, tanto por condiciones de mercado como por evolución de la tecnología», expresó a Reuters el CEO del proyecto, Fernando González, en un recorrido por la planta en julio pasado.
Según el sitio web de Cerro Dominador, sólo la planta CSP significó una inversión de US$1.000 millones, de los US$1.300 totales. Es una obra de mayor envergadura que un parque de paneles fotovoltaicos que, gracias a los desarrollos de la industria china, han caído de precio.
María Isabel González, gerenta de la consultora Energética, señaló a Reuters que la construcción de Cerro Dominador «sólo fue posible gracias al contrato que se hizo con las distribuidoras el año 2014 a un precio bastante alto. Ese proyecto hoy día sería absolutamente inviable».
David Ruiz de Andrés, CEO de la firma española de energías renovables Grenergy que prevé tener 40 parques fotovoltaicos de pequeño tamaño en Chile hacia fines de año, recalcó que la tecnología CSP es cosa «del pasado».
«Quienes estamos en el sector vemos que el futuro a largo plazo es la energía fotovoltaica y el almacenamiento. La energía termosolar es pasado, no es competitiva», afirmó en un encuentro con periodistas en Santiago.
En busca de mayor inversión
Chile tiene una de las mejores condiciones del planeta para aprovechar la energía solar y es uno de los países que utiliza más renovables en América Latina junto con Brasil. Es por esto que, según palabras de la ministra de Medio Ambiente, Carolina Schmidt, Chile puede ser «la Arabia Saudita de la energía solar».
El mayor productor mundial de cobre tiene más de 600 megavatios en construcción de energía fotovoltaica con una inversión de US$625 millones, según el Ministerio de Energía.
Hay, además, 1.043 megavatios en construcción de energía eólica por US$1.688 millones y 832 megavatios de energía hidráulica -sólo centrales de pasada- por US$4.397 millones.
Juan Carlos Jobet también reveló que Chile buscará atraer inversiones privadas por entre US$13.000 y US$25.000 millones para reemplazar las centrales a carbón con energía renovable, cuyo potencial calificó de «inagotable».
«Podemos abastecer el consumo eléctrico de toda América Latina, pero eso requiere mucha inversión de capital y de innovación. Es por eso que damos la bienvenida a los países, como China», dijo Jobet a mediados de agosto pasado.
El gigante asiático ya ha invertido unos US$2.500 millones en proyectos de generación y transmisión eléctrica en Chile y el Gobierno espera una cifra similar para los próximos años. La asociación chilena de empresas generadoras, que reúne a las mayores compañías del sector como Enel, AES Gener o Colbún, prevé a 2030 una penetración adicional de entre 6.500 y 11.000 megavatios de energía solar, que la convertirían en la mayor fuente renovable, por delante de la hidroelectricidad.
«Es sano que haya diversificación de tecnologías, tanto de generación como de almacenamiento», insistió Cristian González, de Corfo.
octubre 2, 2019 | Industria
Las regiones mineras del norte de Chile, como Antofagasta, Tarapacá y Atacama, seguirán a la cabeza del consumo energético de esta industria por los próximos diez años, lo que posiciona a esa zona del país como un referente en materia de desarrollo de proyectos eléctricos, tal como se analizará en Foronor 2019 , encuentro que se realiza en Antofagasta este miércoles 2 de octubre.
Según el estudio «Proyección del consumo de electricidad en la minería del cobre 2018- 2029», presentado por la Comisión Chilena del Cobre (Cochilco) a inicios de este año, la región de Antofagasta concentra el 54,3% de la demanda eléctrica en minería, equivalente a 12,3 TWh, debido a la producción de cobre en el país, cifra que se mantendría al 2029.
Las proyecciones de Cochilco indican que luego de Antofagasta se suman las regiones de Atacama con 2,4 TWh, Tarapacá con 2,1 TWh y O’Higgins con 2,0 TWh 8,9%.
Precisamente el consumo energético en minería, el que se torna cada vez más sostenible gracias a la incorporación a la matriz de energías renovables, será uno de los temas centrales de Foronor 2019, toda vez que a partir de 2024 Cochilco avisora que Atacama aumente ligeramente su participación por encima del 13% llegando a 4,4 TWh (13,7%) en 2029, lo mismo con Tarapacá que aumentará levemente su participación a 10,5% con 3,3 TWh en el mismo periodo. En tanto, para Antofagasta se proyecta que la demanda llegará a 17,1 TWh.
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Hay que destacar que Foronor 2019, la cumbre energética más importante del norte de Chile organizada por Editec en Antofagasta, contará con la presencia de expertos nacionales y extranjeros. Más allá de las tendencias en consumo energético minero, el evento también se centrará en la transición energética del centro norte del país, Antofagasta, (descarbonización, electrificación de la economía, digitalización, descentralización, integración internacional, vulnerabilidad energética), como también, revisará las acciones y alcances relativos al cambio climático, y sus efectos en la región.
Este encuentro, previo a las conferencias principales, parte el 1 de octubre con un taller académico denominado “Almacenamiento de Energía: tecnologías, aplicaciones y modelos de negocios”.
Foronor 2019 es auspiciado por AES Gener, Pesco, ABB, Mainstream, Transelec, y es patrocinado por el Ministerio de Energía, Ministerio de Minería, Asociación de Industriales de Antofagasta (AIA), Acera, Apemec, Comisión Nacional de Energía (CNE), Coordinador Eléctrico Nacional, Empresas Eléctricas A.G, Generadoras de Chile, GPM A.G, GIZ y Acesol.
julio 10, 2019 | Industria
Un aumento en los costos marginales entre US$5 a US$7 por MWh produciría la salida adicional de centrales termoeléctricas a carbón del sistema eléctrico, si es que se profundiza el plan de descarbonización, de acuerdo a las estimaciones hechas por un estudio presentado por Eduardo Pereira, director de I+D de la Consultora SPEC, durante el segundo módulo del Foro Eléctrico del Sur, ForoSur 2019, que realiza Editec Conferencias & Ferias en el Hotel HD de Concepción.
Según el ejecutivo en la investigación realizada también se relevó la disminución de la participación del carbón en la generación eléctrica, la que llegaría a 26,4% en 2025, por lo que sería superada por las tecnologías eólica y solar, las que llegarían a un 27% de participación.
Eso sí, Pereira señaló que la generación carbón crecería al 30% de participación en caso de que ocurra un bajo nivel de hidrología, por lo que planteó la necesidad de adelantar el retiro de las unidades generadoras a carbón, duplicando la capacidad a retirar de 1.000 MW a 2.000 MW, lo que implica adelantar en cinco años la meta del programa de descarbonización.
Es así como, «con la salida adicional de centrales se generan leves alzas en costos marginales, de entre US$5 a US$7 por MWh, que pueden ser transitorias, dependiendo de cómo se realiza el reemplazo».
El especialista también indicó la necesidad de extender el sistema de transmisión, donde la localización juega un rol fundamental para reforzar las redes eléctricas, junto con darle un mayor espacio a futuro al almacenamiento de energía.
[VEA TAMBIÉN: Foro Sur 2019: Destacan el rol clave de la transmisión para avanzar en descarbonización]
Discusión
En el módulo participó Pamela Poo, coordinadora de Política y Regulación de Chile Sustentable, dijo que el sector de energía tiene un rol protagonista para cumplir las metas de reducción de emisiones y así enfrentar el cambio climático, precisando además que se debe insistir en la modificación al impuesto verde.
Cristobal De La Maza, Jefe de la División de Medio Ambiente y Cambio Climático del Ministerio de Energía, señaló que la electrificación es una de las prioridades en el proceso de descarbonización, por lo que dijo que los acuerdos voluntarios que están en el cronograma de esta iniciativa permiten avanzar sin realizar compensaciones que se traspasen a tarifas para los clientes finales.
julio 8, 2019 | Industria
(La Tercera-Pulso) El avance de las energías renovables sigue tomando fuerza en el país y así lo reflejan las cifras del primer semestre. La suma de la generación de energía solar y eólica promedió un récord en el primer semestre, alcanzando 12,2% del total de la matriz. Así, en cuatro años, las renovables triplicaron su producción de energía, ya que en el primer semestre de 2015, ambas generaban sólo el 4,1% del total.
Según datos del Coordinador Eléctrico -ente encargado de la coordinación de la operación del conjunto de instalaciones- en lo que va del año, la generación de energía solar tuvo una participación de 7,2%, es decir, 2.777 GWh.
En cambio, la misma tecnología, en el mismo período de 2018, fue de 6,4%, que significaron 2.459 GWh. En relación a la energía eólica, su participación en este primer semestre fue de 5%, lo que se tradujo en 1.935 GWh. En el mismo período de 2018, esta representó 4,4% del total de la generación, es decir, 1.701 GWh.
Sin embargo, el mayor cambio fue en el gas. En octubre pasado se volvieron a abrir las llaves desde Argentina proveniente de Vaca Muerta- y eso implicó un aumento significativo en la generación con esa tecnología en la matriz chilena. Su participación del primer semestre fue del 21,1%, con 8.123 GWh. A su vez, en el mismo período de 2018, esta fue de 18,1%, lo que se tradujo en 6.933 GWh.
El carbón no se puede dejar de lado, ya que es la tecnología que más generación representa en la matriz. Sin embargo, esta ha tenido una caída en el último año, lo que va de la mano con el plan de descarbonización.
En este primer semestre, esta representó 37,3%, es decir, 14.313 GWh. La cifra sigue siendo alta, pero menor que el mismo período del año pasado, cuando representó 39,9% (15.301 GWh).
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La tendencia
En los últimos años el sistema ha tenido un giro importante con la llegada de las renovables, al ser más competitivas y baratas, es la principal razón. “La mayor participación de energías renovables en la matriz de generación eléctrica es una tendencia que continuará incrementándose. Sabemos que el futuro es renovable, y como país estamos haciendo todos los esfuerzos por llevar a cabo una transición energética al servicio de las personas”, señaló el ministro de Energía, Juan Carlos Jobet.
Así, complementó que sus proyecciones indican que al 2030 “ya contaremos con más del 75% de la generación eléctrica en base a fuentes renovables, y mientras el carbón se va retirando de la matriz, el gas puede ser uno de los complementos durante la transición energética”.
El presidente ejecutivo de Generadoras de Chile, Claudio Seebach, también valoró el aumento de las energías verdes a la matriz. “Es una tendencia positiva, porque las energías renovables bajan los costos del sistema. Además, si aumenta la participación del gas, significa que está siendo más competitivo que el carbón”.
Por último, el director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera), Carlos Finat, sostuvo que la transición hacia una matriz más limpia puede ser más rápido. “El paso siguiente debería ser preparar un escenario de referencia, con el objetivo de terminar el 2040 (con las centrales a carbón) y luego revisar periódicamente si ese escenario se puede optimizar”.
julio 3, 2019 | Industria
(Emol) Actualmente en Chile existen 28 centrales termoeléctricas a carbón. Están ubicadas en las comunas de Iquique, Tocopilla, Mejillones, Huasco, Puchuncaví y Coronel y en un plazo no mayor al 2040 deberán cesar sus operaciones, según el plan de descarbonización del gobierno.
Para generar esta energía, el material, que se extrae de la tierra mediante procesos mineros -a diferencia del que se usa en los hogares que proviene de árboles-, se quema y produce calor; este calor transforma vapor y finalmente es éste el que produce la electricidad.
Dos de las centrales (ver tabla más abajo), de la empresa Engie, cerraron este mes en Tocopilla. En conjunto sumaban una potencia instalada de 171 MW al Sistema Eléctrico Nacional (SEN), compuesto por los antiguos sistemas Interconectado Central (SIC) e Interconectado del Norte Grande (SING).
En aquella oportunidad, la entonces ministra de Energía Susana Jiménez, argumentó que «los avances tecnológicos hacen posible sustituir gradualmente las centrales a carbón con otras que son renovables y competitivas, las cuales están altamente disponibles en nuestro país, tal como son las energías provenientes del sol, el viento, la tierra y el agua».
Según cifras de Generadoras de Chile, la evolución de la producción eléctrica en Chile a base de carbón creció significativamente en 22 años: en 1996, la inyección al SEN llegó a los 9.733 MW/h (de un total de 27.904 MW/h) y en 2018 a los 29.453 MW/h (de 76.292 MW/h).
Por otra parte, la Comisión Nacional de Energía (CNE) apunta que hasta mayo de 2019 el carbón correspondía al 21,65% (5.152,65 MW) de la capacidad total instalada a lo largo del país. A continuación le siguió el gas natural con el 19,02% (4.525,89 MW) y muy por debajo estuvo la geotérmica, con el 0,17% (39,70 MW) y la mini hidráulica de pasada con el 2,08% (495,02 MW).
Cabe destacar que «las termoeléctricas no son sólo a carbón, hay también a gas e incluso a diésel. De estas tecnologías, las a carbón hoy día producen alrededor del 40% de la electricidad de Chile, esa es la importancia que tiene el carbón en la red eléctrica y es muy barato como insumo, por eso es que se usa tanto», explica el académico de Ingeniería Eléctrica UC Álvaro Lorca.
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El gran dilema es que el carbón es excesivamente contaminante a nivel tanto de las localidades donde se genera con carbón como a nivel global, en términos de impacto en el cambio climático, por eso muchos países han tratado de reducir la utilización del carbón y Chile, desde mi punto de vista, lo ha hecho muy bien en alinearse con esta mirada», agrega.
Algo similar comenta el ex subsecretario de Medio Ambiente Jorge Canals: «Sin perjuicio de ser altamente contaminante, la generación eléctrica a carbón es una energía de ‘base’, esto es, contribuye a garantizar la seguridad en el suministro, al estar disponible en forma continua, cuestión que sigue siendo una de las desventajas de las Energías Renovables No Convencionales (ERNC), especialmente solares y fotovoltaicas».
«De hecho, un reciente informe del Coordinador Eléctrico Nacional, previo al anuncio del cronograma de descarbonización, modeló la participación de todas las fuentes de producción de energía en el SEN para tres escenarios de hidrología: húmeda, media y seca durante 2019, proyectando para último caso, que el carbón sería responsable de un 39,9% de participación en la producción del sistema, lo que significaría un aumento respecto al 2017 y 2018, añade.
«El Impuesto Verde a las fuentes fijas, en conjunto con otras regulaciones (normas de emisión, planes de descontaminación cuando proceden) contribuyen a sumarle sus costos ambientales reales por emisiones de CO2, SO2 y material particulado. De otra manera, se le concede indirectamente un subsidio que termina siendo pagado en daños a la salud de las personas y al medio ambiente», concluye el también socio del área Medio Ambiente y Regulación de Moraga y Cía.
Un poco de historia
Según consigna el sitio del Ministerio de Energía, la explotación de este combustible fósil «a gran escala en Chile se inició en el siglo XIX, en el área que hoy corresponde a la Región del Biobío. Empresarios como Matías Cousiño y Federico Schwager, impulsaron la producción en los yacimientos de Lota y Schwager, respectivamente».
Este recurso «abastecía al país incluyendo a importantes empresas como ferrocarriles, la siderúrgica de Huachipato y la minería». También tuvo «relevancia internacional, ya que proporcionaba combustible a los barcos que navegaban las rutas entre el Pacífico y Atlántico, obligados a pasar por el estrecho de Magallanes o por el cabo de Hornos».
Si bien aún existen mineras que explotan carbón, desde hace años que ya van en decadencia. Un ejemplo es Mina Invierno (Isla Riesco) la cual tras meses de disputa en el Tribunal Ambiental de Valdivia confirmó la semana pasada la paralización de sus operaciones, luego de que a través de una medida cautelar, prohibiera el uso de tronaduras para extraer carbón bajo la cota de 100 metros sobre el nivel del mar. Desde la firma lamentaron el fallo, ya que «en la práctica impide extraer cerca el 98% de las reservas mineras del yacimiento».
Gustavo Lagos, profesor de Ingeniería Civil UC dice que «una parte importante del carbón que se extrae (de estas mineras) se usa en Chile» y que otra se importa.
Datos de la secretaría de Estado indican que en el 2018 Chile compró más de 24,6 millones de toneladas de carbón, provenientes de Colombia, Australia, Estados Unidos, Canadá, Argentina, Inglaterra, Bélgica y China.
