mayo 5, 2023 | Industria
El ministro de Energía, Diego Pardow, junto a representantes del Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) se reunieron este jueves para analizar la integración de las nuevas guías de buenas prácticas en las bases de licitación pública nacional e internacional para la construcción, ejecución y explotación de 22 obras de transmisión, la que representaría una inversión que supera los US$ 82 millones.
Para el secretario de Estado, esta es una señal potente para impulsar un adecuado desarrollo energético que vaya en armonía con las comunidades. “Como ministerio, hemos identificado un conjunto de buenas prácticas que podrían implementar los distintos actores del sector energético para mejorar las relaciones y la gestión en la cadena de suministro de los proyectos de energía y así mantener relaciones armoniosas, sostenibles y beneficiosas para cada uno de los eslabones de la cadena de contrataciones”, explicó el ministro.
A renglón seguido, la autoridad valoró la acogida del Coordinador, para introducir cambios en las licitaciones para obras de transmisión “que entreguen más certeza y seguridad a las empresas proveedoras del sector energético, evitando que se repitan situaciones de impago a proveedores y pymes”.
Por su parte, el presidente del Consejo Directivo del CEN, Juan Carlos Olmedo, destacó la medida implementada. “Tenemos la convicción de que es importante que existan parámetros de sostenibilidad financiera para el mandante respecto de sus proveedores, dada su relevancia en la transición energética con un enfoque en los criterios ambientales, sociales y de gobernanza”, afirmó.
Las mejoras que introdujo el CEN consideran una serie de cambios a las bases de licitación, como la incorporación de nuevos indicadores financieros para la evaluación de las empresas adjudicatarias y de nuevas exigencias administrativas relacionadas con la entrega de garantías.
Además, en la licitación los interesados deberán declarar que darán cumplimiento a las disposiciones establecidas en el manual de Buenas Prácticas respecto a la gestión de proveedores, contratistas y subcontratistas para la construcción de proyectos de energía, impulsado por el ministerio de Energía.
Mejoras
En tanto, Ernesto Huber, director ejecutivo del CEN, señaló que “la organización ha introducido una serie de mejoras en los procesos que está impulsando, tales como nuevas exigencias administrativas relacionadas con el desempeño de contratistas en obras adjudicadas por el organismo en procesos anteriores”.
Asimismo, añade el directivo, “actualización en la distribución de hitos de pago para promover el avance constructivo y restricciones sobre personal crítico de especialidad y su respectiva asignación en los proyectos adjudicados, para garantizar una adecuada presencia en el desarrollo de las obras, entre otros requerimientos”.
Esta medida se suma a los cambios en las bases de licitación de inmuebles fiscales para proyectos de Energías Renovables No Convencionales (ERNC), que desarrolla el ministerio de Bienes Nacionales, que incluyen la obligación de pago en 30 días y multas por incumplimientos.
Pie de foto: En el encuentro de este jueves participaron Felipe Cabezas, consejero del CEN; Juan Carlos Olmedo, presidente del Consejo Directivo del organismo; ministro Diego Pardow; Blanca Palumbo, consejera del CEN; Ernesto Huber, director ejecutivo del CEN, y Erick Zbinden, gerente de Planificación y Desarrollo de la Red (CEN).
abril 28, 2023 | Industria
Esta semana, Colbún informó sus resultados del primer trimestre de 2023, previo a realizar su junta ordinaria y extraordinaria de accionistas, instancia que estuvo marcada por la visión de la compañía respecto al avance de sus proyectos estratégicos, de los desafíos regulatorios, la reelección de su directorio y la actualización de sus estatutos.
A nivel financiero, la compañía informó que en el primer trimestre del año registró un EBITDA -resultado antes de intereses, impuestos, depreciación y amortizaciones- de US$ 192,2 millones, aumentando en 32% respecto del mismo período del año anterior. Esta alza en EBITDA se explica por un aumento de 33% en los ingresos de actividades ordinarias, los que ascendieron a US$ 554,6 millones.
En cuanto a las ganancias, estas totalizaron los US$ 91,9 millones en el primes trimestre, superando en 65% la utilidad de US$ 55,9 millones registrada durante el primer trimestre de 2022. Esto se explica por un mayor EBITDA registrado en el periodo y por una menor pérdida no operacional, mencionados anteriormente.
El gerente general de Colbún, José Ignacio Escobar, destacó que estas cifras van en línea con la tendencia de los resultados de 2022, “son el reflejo del trabajo de largo plazo que viene desarrollando la compañía en torno a su agenda estratégica, con una mirada diversificada de su cartera de proyectos, tecnologías y su despliegue geográfico. Esto nos permite ofrecer la mejor energía a nuestros clientes en términos de competitividad, seguridad y sostenibilidad”.
Entre los hitos de Colbún en el primer trimestre de 2023, destacan el avance del 47% del proyecto eólico Horizonte, y el requerimiento de la compañía al Coordinador Eléctrico Nacional para realizar pruebas de señales en tiempo real (SITR) que permitan certificar las baterías de la central fotovoltaica Diego de Almagro, las cuales están en fase final de puesta en servicio y que tendrán una capacidad de 8 MW por 4 horas.
Desafíos
Respecto a la Agenda para el Segundo Tiempo de la Transición Energética, presentada por el gobierno, el presidente de la compañía, Hernán Rodríguez, sostuvo que “sin perjuicio del necesario análisis técnico que deba hacerse para cada medida en su propio mérito, pensamos que poner el foco en el almacenamiento, tener un despliegue más rápido y expedito de la transmisión, avanzar hacia una operación más flexible de las líneas existentes y los activos térmicos, y mejorar las condiciones bajo las cuales se licitan los contratos regulados, es un paso necesario que debería ayudar a un mejor desempeño del sistema”.
En medio de la junta, el timonel remarcó la importancia “de pensar de manera integral y sistemática si el diseño regulatorio y de mercado que tenemos está bien situado para la enorme transformación que está teniendo y seguirá teniendo el sistema eléctrico y, por lo tanto, permita mantener los equilibrios adecuados para cumplir con los principios de seguridad y competitividad que todo sistema eléctrico sano debe preservar».
abril 18, 2023 | Industria
La Comisión Nacional de Energía (CNE) emitió la resolución exenta N°149, mediante la cual dejó sin efecto la resolución N° 52, del 31 de enero de 2018, que a su vez complementa y modifica la resolución N°659 de 2017, que establece disposiciones técnicas para la implementación del artículo 8° de la Ley N°20.780.
Con esta medida, que se materializará con su publicación en el Diario Oficial, el organismo regulador procedió a plasmar la primera de las acciones de la “Agenda inicial para un segundo tiempo de la transición energética”, dada a conocer este lunes por el ministerio de Energía, lo que permitirá eliminar el sistema de compensación tipo B del impuesto verde a las emisiones de gases contaminantes, mitigando los riesgos a los suministradores de energía, entre los cuales se encuentran aquellos que generan en base a tecnologías renovables no contaminantes.
La resolución emitida ayer por la Comisión considera que, durante el último período analizado, la aplicación de la metodología de compensación B, contemplada en la resolución dejada sin efecto, “ha generado resultados que no permiten entregar señales económicas adecuadas para el despliegue intensivo de energías renovables que requiere el proceso de transición energética y la consecuente reducción de emisiones de gases contaminantes”.
Adicionalmente, el acto administrativo expone que “frente a este diagnóstico, esta Comisión estima que, una correcta asignación del pago del impuesto a las emisiones requiere alojar éste, mayoritariamente, en aquellos responsables de las emisiones, circunscribiendo el pago de compensaciones, por parte de los agentes del mercado eléctrico, sólo a aquel monto indispensable para evitar pérdidas operacionales derivadas de la instrucción de generación por parte del Coordinador”, se indica en el acto administrativo.
Asimismo, se establece que la modificación será aplicable a partir de la elaboración de los Balances de Compensaciones que el Coordinador Eléctrico Nacional deberá publicar en 2024, con el objetivo de realizar los cálculos para determinar las compensaciones por pago del impuesto a las emisiones asociadas a la operación de las empresas generadoras durante todo el año 2023.
Impactos
La medida fue destacada por Marco Antonio Mancilla, secretario ejecutivo de la CNE: “Con la publicación de la Resolución N°149, junto con cumplir el objetivo de transitar hacia una matriz energética limpia, se cumple con lo dispuesto en la agenda del ministerio de Energía, específicamente en lo que se refiere a los ajustes de sistema de compensación de impuestos verdes, para disminuir los pagos laterales en los que incurren las empresas generadoras, especialmente de energías renovables, lo que también busca generar un impacto positivo en clientes, principalmente libres, si sus contratos permiten traspasar la disminución de estos costos”.
La autoridad sectorial respaldó el positivo impacto de esta medida contenida en la agenda, en cuanto a que la eliminación de la compensación B “permitirá focalizarse en quiénes son los responsables de las emisiones, favoreciendo a aquellos generadores que cuentan con centrales que efectivamente no generan emisiones en el Sistema Eléctrico Nacional, las cuales el año 2022 pagaron un total de $3.083 millones, lo cual se reduciría a $13,5 millones en dichas condiciones, disminuyendo en un 99,6% el pago de sus compensaciones en este concepto, como bien se indica en la agenda elaborada por el ministerio de Energía”.
abril 13, 2023 | ERNC, Industria
Engie Chile dio un importante paso en su plan de transformación, al obtener la Declaración de Operación Comercial (COD) por parte del Coordinador Eléctrico Nacional para la Planta Solar Coya.
El parque –ubicado en la comuna de María Elena, región de Antofagasta– tiene una capacidad de generación de 181,25 MWac y se trata del sitio en operación de la compañía que aporta más energía limpia al Sistema Eléctrico Nacional (SEN).
Con sus 369.432 paneles fotovoltaicos, permite suministrar con energía renovable el consumo equivalente a 73 mil hogares, lo que significa una reducción de 311.293 toneladas de CO2 de contaminación al año.
La energía solar generada por el parque fotovoltaico será almacenada gracias a un sistema BESS que tendrá una capacidad de 638 MWh. La iniciativa denominada “BESS Coya”, que actualmente se encuentra en fase de construcción, entregará mayor eficiencia y flexibilidad al SEN, destacan en la empresa.
“Con la obtención del COD para nuestra Planta Solar Coya se cierra la primera etapa de nuestro plan de transformación, con plantas solares y eólicas que ya suman alrededor de 800 MW de energía renovable al sistema. Ahora comienza una segunda etapa que consiste en sumar nuevas tecnologías al desarrollo de proyectos, como es el caso de los sistemas de almacenamiento. De esta forma seguimos avanzando en nuestro compromiso para acelerar la transición hacia una economía neutra en carbono”, comentó Rosaline Corinthien, CEO de Engie Chile.
Otra de las innovaciones con que contará la planta será la limpieza de sus paneles solares –de tecnología bifacial–, que se realizará mediante robots que no requieren agua, lo cual lo hace más sustentable con el medio ambiente.
“Estamos orgullosos de sumar un nuevo logro a nuestro plan de transformación. La Planta Solar Coya fue un gran desafío al ser el mayor parque de energía renovable que tenemos en el país, demuestra la entrega de cada uno de las y los colaboradores que hicieron posible que hoy esté despachando energía verde al sistema”, señaló Mathieu Ablard, Managing Director GBU Renewables de la empresa.
Cabe recordar que durante el último tiempo la compañía conectó al SEN el Parque Eólico Calama (151,2 MW), la Planta Solar Tamaya (114 MW) y la Planta Solar Capricornio (88 MW). Asimismo, adquirió el Parque Eólico San Pedro (101 MW), primera central con esta tecnología, ubicado en la provincia de Chiloé, región de Los Lagos.
abril 11, 2023 | Industria
Conforme el proceso de transición energética avanza en el país, el almacenamiento de energía consolida su lugar como vía para incrementar la entrada de más generación de electricidad a partir de fuentes renovables. Un paso sustantivo en esa dirección fue la promulgación de la Ley de Almacenamiento y Electromovilidad (N° 21.505) –en noviembre de 2022–, que fomenta la implementación de este tipo de sistemas y, especialmente, a aquellos del tipo stand alone.
Los sistemas de almacenamiento permiten acopiar la energía que hoy, por la falta de una infraestructura de transmisión adecuada, no es posible evacuar desde las centrales de generación renovables hacia los centros de consumo, generándose así los vertimientos. En ese sentido, uno de los sus grandes beneficios del almacenamiento es que contribuye a reducir los altos niveles de estas pérdidas que se registran en abultados niveles cada año en Chile.
En el presente artículo, exponemos avances realizados en materia de incorporación de almacenamiento de energía por parte de distintos actores de la industria.
Implementación en el país
Respecto al grado de masificación estas tecnologías en Chile, Felipe Gallardo, director de Estudios de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera A.G.), entrega su diagnóstico: “Si bien actualmente existe un pipeline relevante de proyectos de sistemas de almacenamiento en desarrollo, del orden de los 5.000 MW entre los del tipo stand alone y aquellos asociados a centrales de generación renovable, desde el punto de vista de las iniciativas que se encuentran en operación, la penetración de este tipo de instalaciones en el sistema eléctrico es aún incipiente, ya que solo alcanza los 64 MW sobre una demanda máxima del sistema del orden de 12.000 MW”.
Felipe Gallardo, de Acera A.G.
La mayor parte de los sistemas de almacenamiento presentes en Chile, independientemente de su etapa de desarrollo, corresponden al tipo banco de baterías BESS (Battery Energy Storage System).
Entrando en el detalle, el líder gremial precisa que, a su vez, la mayoría de los sistemas BESS actualmente en operación corresponde a proyectos de baja potencia (<20 MW) y de corta duración (<20 min): “Estos proyectos se comenzaron a viabilizar a partir de la década del 2000 y se desarrollaron asociados a centrales termoeléctricas, en particular, para liberar la necesidad de reserva en giro que aplica sobre este tipo de unidades, es decir, su desarrollo estuvo asociado a un requerimiento de seguridad en la operación del sistema eléctrico”.
Por otra parte, indica Gallardo, los BESS que actualmente se encuentran en desarrollo se basan en un principio totalmente diferente, debido a que principalmente se implementan con la finalidad de realizar gestión de energía.
Respecto a eventuales barreras que estarían impidiendo una mayor expansión de los sistemas de acopio, el representante de Acera A.G. advierte que el hecho de que aún no se termine de desarrollar un marco normativo específico “complica la evaluación de este tipo de proyectos por parte de los privados, en especial, en lo referido a los mercados de energía y potencia, que en la actualidad son precisamente los mercados más relevantes en las líneas de ingresos que tienen este tipo de instalaciones”.
Vertimientos
De acuerdo con Gallardo, los sistemas de almacenamiento se caracterizan por su naturaleza multiservicio, es decir, tienen la capacidad de realizar prestaciones en los distintos mercados en los cuales se organiza nuestra regulación, siendo –según indica– probablemente los más relevantes: energía, potencia, servicios complementarios y transmisión.
“Desde la perspectiva del mercado de energía, los sistemas de almacenamiento permiten gestionar la energía de centrales con recursos variables, como por ejemplo centrales solares fotovoltaicas y eólicas, permitiendo inyectar dicha energía en diferentes momentos del día, incluso en aquellas horas en donde no está presente el recurso primario de generación”, argumenta.
Y añade que “esta medida contribuye a evitar los recortes/vertimientos de energía ERNC, disminuye la exposición a costo marginal cero que algunos de los titulares de este tipo de centrales experimentan en la actualidad y permite desplazar generación basada en combustibles fósiles”
Los primeros
AES Andes fue pionera en 2009 en introducir en el país la tecnología BESS, al implementar uno de estos sistemas al interior de la subestación Andes, en la región de Antofagasta. Desde entonces, la compañía ha construido además otros dos bancos de almacenamiento de energía en Mejillones: BESS Angamos y BESS Cochrane.
Cristián Sepúlveda, de ACSP.
En 2021, la compañía completó la construcción de la primera etapa del proyecto de almacenamiento Virtual Reservoir, adyacente a la central hidroeléctrica Alfalfal, ubicada en San José de Maipo, región Metropolitana. Estas baterías, destacan de la empresa, fueron las primeras en ser instaladas con la finalidad de optimizar la utilización del agua en una planta hidroeléctrica de pasada.
Actualmente, la firma construye la segunda etapa de Virtual Reservoir en la central hidroeléctrica Alfalfal y avanza en la ejecución de los proyectos Andes Solar IIb y Andes Solar IV, los cuales incluyen baterías y están localizados en la región de Antofagasta.
“En el caso de Virtual Reservoir II, esta nueva etapa incluirá 40 MW de baterías, con capacidad de almacenamiento de 5 horas (o equivalentemente 49 MW descargados durante 4 horas), suficientes para alimentar a más de cien mil hogares chilenos durante dicho período de tiempo”, señalan desde la compañía.
Por otra parte, el proyecto Andes Solar IIb contará con una capacidad de 180 MW solares e incluirá el sistema de almacenamiento más grande de Latinoamérica, con una capacidad para almacenar 112 MW por 5 horas (560 MWh de energía).
Asimismo, en 2022 AES Andes inició la construcción de Andes Solar IV, proyecto que contará con una capacidad instalada de 238 MW solares y que incluirá baterías para con una capacidad para almacenar 130 MW por 5 horas (735 MWh de energía).
Proyecto Alba
En octubre de 2022, AES Andes ingresó a evaluación ambiental el proyecto Alba, una iniciativa que explora ser una alternativa para la reconversión de centrales termoeléctricas a carbón mediante el uso de sales fundidas. “Específicamente, el proyecto considera la posibilidad de reemplazar la actual generación a carbón de las unidades 1 y 2 de la central termoeléctrica Angamos, ubicada en Mejillones, región de Antofagasta, por un sistema de sales fundidas (Molten Salt), permitiendo con esta tecnología almacenar energía y capacidad libre de emisiones para posteriormente ser utilizada en el sistema eléctrico”, explican en la compañía.
Añaden que las sales fundidas, que serán calentadas con energía eléctrica proveniente de fuentes renovables, “se direccionarán al generador de vapor, donde intercambiarán calor con el agua, generando el vapor necesario para alcanzar una potencia de 560 MW considerando ambas unidades en operación”.
Adicionalmente, la compañía en marzo ingresó a evaluación ambiental dos proyectos que incorporan un ambicioso crecimiento en baterías en la región de Antofagasta. Uno de ellos es Cristales –ubicado en el sector Salar Imilac, cercano a Andes Solar–, que sumará 379 MW de capacidad fotovoltaica, con un sistema BESS de 542 MW por hasta 5 horas.
La firma también comenzó la tramitación del proyecto híbrido Pampas en Taltal, que consta de una capacidad instalada de 392 MW entre generación eólica y solar, junto a un sistema de almacenamiento BESS de 624 MW hasta por 5 horas.
A través de cuatro unidades, AES Andes opera 62 de los 64 MW de capacidad de almacenamiento de energía actualmente en operación en Chile.
Segundo proyecto
Otro de los operadores del segmento generación que ha incursionado en el almacenamiento es Engie Chile. La compañía se encuentra en la etapa de construcción de un sistema que –según destacan en la firma– será uno de los más grandes de América Latina.
Rosaline Corinthien, de Engie Chile.
La iniciativa, denominada BESS Coya, tendrá una capacidad de almacenamiento de 638 MWh y también contará con tecnología Battery Energy Storage System. “Estas baterías almacenarán energía renovable proveniente del parque fotovoltaico PV Coya, ubicado en la comuna de María Elena, región de Antofagasta, entregando mayor eficiencia al sistema y permitiendo suministrar esta energía durante 5 horas, lo que se traduce en una entrega de 200 GWh en promedio al año”, comenta Rosaline Corinthien, CEO de la compañía. La empresa espera tener el 100% de las baterías energizadas al primer trimestre de 2024.
“Una las ventajas de este tipo de tecnología es que permite entregar energía limpia durante la noche, aumentando la flexibilidad de despacho de las plantas solares y proporcionado mayor seguridad de suministro al sistema”, agrega Corinthien.
BESS Coya es la segunda iniciativa con este tipo de tecnología que Engie ha desarrollado en Chile. “La primera se encuentra en Arica y consiste en un sistema de baterías de iones de litio con una capacidad de almacenamiento de 2 MWh y, actualmente, nos encontramos evaluando el desarrollo de otros proyectos”, detalla la ejecutiva.
Otro precursor en el ámbito del almacenamiento en Chile es Innergex. La empresa posee dos proyectos en construcción, ambos en la región de Atacama. Se trata de BESS Salvador y BESS San Andrés.
El primero está emplazado en terrenos donde se ubica la planta solar fotovoltaica Salvador, de 68 MW, en la comuna de Diego de Almagro. Aportará al sistema una capacidad de almacenamiento de 50 MW/250 MWh y actualmente se encuentra en un 70% de avance de su ejecución.
Asimismo, BESS San Andrés se está levantando en el lugar funciona la planta solar fotovoltaica San Andrés, que tiene una potencia instalada de 50,6 MW. Este parque de baterías inició su construcción en febrero pasado y a la fecha registra un avance de 10%. Aportará al sistema eléctrico una capacidad de almacenamiento de 35 MW/175 MW.
En ese sentido, añaden que estos proyectos aportan a la descongestión de las líneas de transmisión “y por ende a la disminución de los vertimientos, a diferencia del horario solar, en donde, por la gran cantidad de inyección solar, se producen mayores vertimientos”.
CSP
Aunque la opción más utilizada en almacenamiento en Chile hasta ahora ha sido la del tipo BESS, hay otra tecnología que también destaca por sus potencialidades. En ese sentido, todo un hito la entrada en operación en junio de 2021 de la planta de concentración solar de potencia (CSP) Cerro Dominador, primera instalación de su tipo en Chile y que utiliza la tecnología de sales fundidas. Está emplazada en la comuna de María Elena, en la región de Antofagasta.
Cristián Sepúlveda, gerente ejecutivo de la Asociación de Concentración Solar de Potencia (ACSP), comenta: “La CSP es una tecnología de larga data, altamente competitiva en todos los mercados energéticos del mundo; lamentablemente, en Chile no se ha valorado sus atributos particulares, como son la inercia, flexibilidad, sostenibilidad, capacidad de regulación de frecuencia, todos estos, atributos que entrega energía 24/7, en especial, en los bloques nocturnos y de mayor demanda en el sistema”.
A juicio del representante gremial, sus ventajas en los últimos procesos de licitación de suministro no han sido ponderadas, “entrando a competir con centrales renovables variables, como lo son fotovoltaico y eólicos, cuyos precios son mucho más bajos pero que no entregan estabilidad al sistema”. En ese sentido, advierte que mientras no cambien aspectos como las bases de las licitaciones, restricciones de entrada y baja remuneración por potencia, seguirá siendo difícil una mayor entrada de CSP al sistema.
Matías Cox, de GPM A.G.
De igual manera, Sepúlveda releva la contribución que podría hacer esta tecnología para impulsar un mayor aporte de fuentes renovables variables a la matriz energética. “La CSP es una tecnología 2×1, almacenamiento y generación, absolutamente complementaria a las energías renovables variables (ERV) –fotovoltaica y eólica–, para evitar el vertimiento”, enfatiza. En esa dirección, remarca los beneficios de la CSP, recordando que el aumento de capacidad de los actuales tendidos y nuevas líneas de transmisión se esperan para recién en al menos 10 años más. “Es decir, podríamos tener una matriz altamente eficiente ERV (día) + ERV (tarde/noche) y CSP noche y así poder mitigar bastante el vertimiento”, recalca.
Si bien Cerro Dominador es la única central CSP en fase de operación, menciona también el proyecto Likana, también de Grupo Cerro. Al respecto, Sepúlveda afirma que esta iniciativa “está lista para comenzar, pero está en la búsqueda de financiamiento a través de PPA con privados o licitaciones de suministros a clientes regulados de la CNE”. Agrega que el gremio espera su pronta ejecución, enfatizando también la relevancia del ingreso de la CSP al sistema, ya que “según la hoja de ruta del Coordinador Eléctrico Nacional esta tecnología debería formar parte con al menos 700 MW adicionales a 2027-2028”.
Pequeños y medianos generadores
En el segmento de los pequeños y medianos generadores la implementación de los sistemas de almacenamiento es hoy también una prioridad. Matías Cox, director ejecutivo de GPM A.G., asociación gremial que reúne a las empresas del sector, sostiene que “el desarrollo de proyectos de almacenamiento en diferentes escalas es la llave, en conjunto con la transmisión, para la transición energética, pues permiten llevar las energías renovables variables a bloques horarios donde actualmente no están disponibles, reduciendo los vertimientos que hoy sufre el sistema”.
Plataforma concluida del proyecto BESS San Andrés.
De acuerdo con el líder gremial, numerosos asociados están evaluando proyectos de almacenamiento, “a la espera da las señales que entregue el ministerio de Energía respecto a la implementación de la recién aprobada ley sobre la materia, lo cual es clave, al igual que las luces que se entreguen en materia de inversión”.
Y agrega que “las tecnologías y lugares de ubicación de los proyectos están en evaluación. Sin perjuicio de eso, los proyectos en cartera contemplan, entre otras tecnologías, proyectos de baterías, o en base a hidrógeno o licuefacción y gasificación de gases”.
En construcción
Según Acera, del pipeline de 5.000 MW en proyectos de sistemas de almacenamiento, algunos están declarados en construcción, otros están aprobados ambientalmente y algunos se encuentran gestionando dicha aprobación. “En su mayoría corresponde a centrales renovables con capacidad de almacenamiento o sistemas de almacenamiento stand alone del tipo BESS; sin embargo, también existen algunos proyectos que se basan en tecnologías alternativas, como almacenamiento en aire líquido (LAES) y Batería de Carnot”, explica Felipe Gallardo.
Artículo publicado en Revista Electricidad N° 276 (marzo 2023).
