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Región de Ñuble: CGE invertirá casi US$7 millones en obras de transmisión para aumentar oferta eléctrica en la zona

Región de Ñuble: CGE invertirá casi US$7 millones en obras de transmisión para aumentar oferta eléctrica en la zona

Con el objetivo de fortalecer el suministro eléctrico en la Región de Ñuble, y en el marco del plan expansión en obras a ejecutar a solicitud del Coordinador Eléctrico Nacional (CEN), CGE desarrollará una serie de inversiones en el segmento de transmisión eléctrica, las que permitirán incrementar la oferta de energía en la región de Ñuble.

Entre los proyectos que se desarrollarán en la zona están la ampliación de la subestación eléctrica Santa Elvira de Chillán y la ampliación de la subestación eléctrica San Carlos, las que demandarán recursos por casi US$7 millones en los próximos dos años.

Según indicó la empresa eléctrica, «esta es una de las mayores inversiones que se realizará en la región en el ámbito de la distribución eléctrica. Esto permitirá entregar un mejor servicio en la región de Ñuble y abastecer las necesidades energéticas para su desarrollo comercial, económico y residencial».

Las obras contemplan dos nuevas unidades de 50 MVA, con lo que las instalaciones quedarán en total con 100 MVA en la Subestación Santa Elvira a fines de 2024 y en la Subestación San Carlos se incrementará la capacidad desde los 18,7 MW a los 48,7 MW, gracias a la instalación de un nuevo transformador de 30 MVA, esto permitirá triplicar su capacidad a fines de 2022.

Miguel Castillo, gerente zonal de CGE, destacó la inversión que se llevará a cabo en la zona y su relevancia para el desarrollo: «La ampliación que se hará en la Subestación Santa Elvira y en la Subestación San Carlos, permitirá no solo dar continuidad del suministro, sino que también garantizar la calidad del servicio a todos los clientes y otorgar seguridad para las empresas y actividades comerciales de Ñuble».

El ejecutivo también indicó que estas subestaciones «no serán solo un aporte al sector económico, sino que también incidirá en la mejora de algunos servicios. Por ejemplo, de estas nuevas subestaciones con mayor capacidad se conectarán servicios como el nuevo hospital de Chillán, una obra largamente anhelada por la comunidad».

Diputado Ricardo Celis por descarbonización acelerada: “No creo que haya un aumento significativo en las tarifas”

La semana pasada el proyecto de descarbonización acelerada fue aprobado por la Comisión de Medio Ambiente y Recursos Naturales de la Cámara de Diputados, por lo que será votado en la Sala de la Corporación con el objetivo principal de prohibir el funcionamiento de las centrales a carbón en 2025, siendo este un aspecto que provoca inquietud en el sector eléctrico, debido a las repercusiones que podría tener en el mix de generación eléctrica en ciertos bloques horarios, además de la transmisión en algunas zonas del Sistema Eléctrico Nacional, lo que podría provocar problemas de seguridad en su operación y en el nivel que podrían alcanzar los costos marginales,

Sin embargo, el presidente de la Comisión de Medio Ambiente y Recursos Naturales de la Cámara Baja, Ricardo Celis, estima la iniciativa no generaría alza relevantes en el precio de la energía, afirmando a ELECTRICIDAD que el principal objetivo -a su juicio- buscar terminar con las llamadas zonas de sacrificio.

Proyecto

¿Qué le parece el proyecto de descarbonización acelerada tal y cómo fue despachado a la sala?

Me parece un muy buen proyecto, pues creo que aborda un tema que es relevante, particularmente porque termina con las zonas de sacrificio. Además, avanza en lo que tiene que ver con el cambio climático, que es un tema tan sensible como es justamente el aporte de material contaminante y otros gases que hacen justamente la combustión a carbón.

Hay preocupación en el sector por las advertencias técnicas por parte de actores del Coordinador Eléctrico Nacional, la CNE, el Ministerio de Energía y consultores, ¿cree que  podrían producirse problemas de seguridad en el suministro?

No. Hay tres temas que son relevantes que han sido discutidos en la Comisión. El primero tiene que ver con la capacidad de suministro a 2025 y años posteriores. Segundo, con el tema de los puestos de trabajo por la transición justa y el tema laboral, cómo se ha abordado este tema por el desempleo que podría generar un proyecto de esta naturaleza. Tercero,  el tema de tarifas que pueden verse incrementadas producto de la necesidad de aportar a la red y generar energía, que en este caso tendría que reemplazar el carbón por el gas en algún momento.

Entonces, todos los informes que hemos recibido señalan que, en realidad, con la gran cantidad de proyectos de energías renovables que hay hoy -particularmente eólica y solar- existe la capacidad de generar energía del modo adecuado al año 2025 y  además, la distribución estaría asegurada en esos términos. El cambio de tarifa que esto pudiera significar, se ve evidenciado justamente porque está ingresando al sistema una gran cantidad de proyectos energéticos en base a energía solar y aerogeneradores.

Con la entrada del gas natural y diésel para reemplazar al carbón, ¿cree que habrá un aumento de precios?

El diésel yo creo que no va a entrar. No obstante, sí creo que con los años probablemente exista mayor cantidad de uso de gas natural debido al consumo de las empresas. Pero como digo, creo que se va a desviar y en la práctica no se va a ver un incremento sustantivo. Sin embargo, habiendo evidencia que la combustión a carbón produce mayor morbilidad y mortalidad y un mayor gasto de salud que es muy importante, bien vale un pequeño incremento si es que lo hubiese -cosa que pareciera que no va a ser así-. De todos modos, no creo sea un incremento significativo en la tarifa a 2025 y posteriores.

Energía solar: adelanto en metas de descarbonización hace necesaria la aceleración de proyectos CSP en Chile

El avance de la Ley Marco de Cambio Climático en el Congreso de Chile vaticina que las metas de descarbonización en Chile deberían cumplirse mucho antes del 2050, ya que la ley establece un avance progresivo de salida del carbón, que debería concretarse el 2030, junto con otras indicaciones.

Este nuevo escenario, de acuerdo con la Asociación de Concentración Solar de Potencia (ACSP), el Sistema Eléctrico Nacional debiera adoptar con mayor celeridad aquellas tecnologías que aportan con los atributos que antes eran entregados por la generación con carbón. “La CSP es una tecnología que aporta energía limpia con capacidad 24/7 que posee todos los atributos necesarios para la estabilidad del sistema eléctrico nacional tras la salida de la generación a carbón”, indicó Cristián Sepúlveda, gerente ejecutivo de la ACSP.

En la Asociación sostuvieron que el avance de la Ley Marco en el Senado, que establece un plan de descarbonización para el 2030 y metas de neutralidad de emisiones de gases de efecto invernadero para el 2040, obliga a que existan cambios legislativos que permitan también incorporar otros atributos de las tecnologías más allá del precio, como criterios de adjudicación en las licitaciones de suministro eléctrico.

«Se hace urgente que existan incentivos para que tecnologías síncronas limpias que poseen atributos como flexibilidad y estabilidad, como es el caso de la Concentración Solar de Potencia, puedan ingresar al Sistema Eléctrico Nacional con la máxima celeridad, teniendo en cuenta que los plazos de construcción y comisionamiento de plantas CSP están en torno a 3,5 años, lo cual requiere previamente plazos para calificación ambiental y cierres financieros. En virtud de esto, los plazos son muy acotados, y necesitamos que los proyectos comiencen su construcción a la brevedad», puntualizó Sepúlveda.

La ley marco de cambio climático que se discute en el Congreso y que pasó su primer trámite legislativo establece que Chile deberá adelantar su proceso de descarbonización y mitigación de emisiones de gases de efecto invernadero con plazos para el 2030 y 2040, respectivamente, además de revisiones permanentes.

Desde la ACSP aseguran que, para garantizar la estabilidad del sistema eléctrico, que cada vez es más intensivo en energías limpias variables y asíncronas como fotovoltaica y eólica, se torna determinante la tecnología CSP gracias a sus atributos tales como la capacidad de almacenamiento disponible para generación desde minutos hasta varias horas de manera continua y síncrona, aporte a la inercia sistémica, altas velocidades de entrada y salida en la generación dependiendo de la indicación del Coordinador, bajísimo costo variable y una operación sin emisiones de gases de efecto invernadero ni contaminantes locales, todos aspectos que además de complementar a las ERV, permiten mantener la estabilidad del sistema eléctrico y conjuntamente apalanca el logro en las metas de descarbonización y carbononeutralidad.

Si bien ya existían sectores que aseguraban que la descarbonización en Chile sería más rápida que la establecida por el plan del Ministerio de Energía, la aprobación de la esta Ley supondrá un nuevo escenario. De hecho, el Coordinador Eléctrico Nacional en un estudio en que analizó un escenario de retiro de centrales a carbón al 2033 con costos bajos en generación, concluyó que la Concentración Solar de Potencia ingresaría con fuerza al Sistema Eléctrico Nacional a partir del 2025. “Estamos con los plazos acotados”, advirtieron en la ACSP.

Apemec: «Uso de la inflexibilidad por parte de los generadores GNL, está muy lejos de ser una situación excepcional»

Apemec: «Uso de la inflexibilidad por parte de los generadores GNL, está muy lejos de ser una situación excepcional»

Categórica es la posición de la Asociación de Pequeñas y Medianas Centrales Hidroeléctricas (Apemec) respecto a los cambios que se realiza en torno a la Norma Técnica de Gas Natural, también conocida como gas inflexible. Sgún el director ejecutivo del gremio, Rafael Loyola, esta figura «está claramente siendo utilizada en un comportamiento estratégico por parte de los titulares de centrales a gas para deprimir artificialmente los precios spot en su favor».

De acuerdo con el ejecutivo, esta figura no existe comercialmente, añadiendo que su uso (al cual no cataloga como excepcional) provoca señales inadecuadas de inversión para los desarrolladores de energías renovables.

Panorama

¿Cuál es la situación actual del GNL inflexible y su impacto en la operación del sistema eléctrico para otros actores?

A pesar de las mayores restricciones definidas en la norma de 2019 (actualmente vigente), el uso de la condición de inflexibilidad por parte de los generadores GNL, el año 2019 alcanzó al 60% de las importaciones de GNL y fue equivalente al despacho permanente de una central de 500 MW en el sistema. En términos de impacto del precio spot, la inflexibilidad implicó una reducción promedio anual de 4,4 USD/MWh, es decir, cerca del 8% del precio spot. En términos de transferencias económicas, esto implicó menores compras spot por parte de los generadores GNL (y menores ventas de los generadores renovables), del orden de US$63 millones. Asimismo, el despacho forzado de GNL permitió a varios de los generadores GNL almacenar agua en sus embalses, energía que pueden despachar y vender posteriormente en el mercado spot. Este ahorro se estima del orden de 778 GWh, lo que representa unos US$31 millones adicionales al beneficio de menores costos de compra de energía en el mercado spot, y que viene a compensar gran parte del costo del gas adquirido que se habría despachado a costo cero en el sistema producto de la declaración de inflexibilidad.

Esto evidencia que el uso de la inflexibilidad por parte de los generadores GNL, está muy lejos de ser una situación excepcional como lo dispone la norma, y está claramente siendo utilizada en un comportamiento estratégico por parte de los titulares de centrales a gas para deprimir artificialmente los precios spot en su favor, ello derivado de su posición comercial deficitaria en relación a los contratos con las compañías distribuidoras.

 ¿Qué te parece la propuesta de la CNE en este tema, dentro de la mesa de trabajo?

Recientemente la CNE ha presentado lineamientos conceptuales sobre los cambios que tendría la nueva norma técnica. En tal borrador, la CNE no sólo ha persistido en mantener la condición de inflexibilidad, sino que además ha planteado la incorporación de una serie de complejidades adicionales en la regulación de estas declaraciones de gas inflexible, involucrando incluso nuevas responsabilidades para el Coordinador Eléctrico Nacional, quien ha manifestado abiertamente que aquello escapa a sus competencias legales. Es más, los comentarios que surgieron de esta propuesta en la instancia de revisión de la norma, publicados en el proceso normativo, han generado un rechazo transversal, tanto desde los generadores GNL que buscan mantener la condición de inflexibilidad, como de los expertos de la mesa que señalan que debe eliminarse. Esperamos que se pueda recapacitar eliminado esta condición tal como recientemente lo ha hecho la regulación peruana, dando garantías a las energías renovables en relación al cumplimiento de los principios de legalidad y despacho por mérito.

Distorsión

 ¿Cree que esta figura una distorsión, como se está planteando en el actual debate?

El mercado spot de energía opera bajo un esquema de despacho centralizado y con costos auditados para definir el despacho y la producción de cada unidad generadora del sistema eléctrico, al mínimo costo posible y bajo ciertos estándares de seguridad. Así, para que se pueda determinar el costo marginal de la energía del sistema, todos los generadores tienen la obligación de declarar al CEN sus respectivos costos efectivos de producir energía eléctrica con sus centrales, cuyo más importante componente es el costo del combustible utilizado en centrales termoeléctricas, entre ellas, el carbón, el gas natural y el petróleo. A partir de 2016, la CNE introdujo, mediante una norma técnica, una regla especial y exclusiva para los declarantes de costos de combustibles en base a gas natural licuado regasificado. Sin embargo, más allá de las condiciones técnicas, esta normativa permite que las empresas que tienen centrales que operan con este gas, puedan, bajo condiciones supuestamente excepcionales, declarar sus compras de gas a costo cero.

La CNE define esta condición excepcional en la norma como “condición de inflexibilidad”, la que puede justificarla el mismo generador declarante, en el caso que éste eventualmente no pueda destinar el gas a un uso distinto al de generación, sin incurrir en un perjuicio económico relevante declarado por éste mismo. El efecto de esto es que se traspasa el costo a los demás generadores excedentarios del sistema, principalmente renovables. La génesis de esta definición de inflexibilidad, que sólo rige exclusivamente para el gas natural licuado regasificado, estaría sustentada en las rigideces del mercado internacional del gas y de los contratos de compra de este combustible, que supuestamente le impedirían a los compradores chilenos poder buscar alternativas contractuales o extracontractuales para manejar sus compromisos y sus eventuales excedentes, dejándolos eventualmente expuestos a perder el gas importado. Lo cierto es que tal inflexibilidad no existe comercialmente, todos los contratos cuentan con cláusulas que permiten, redirigir los envíos de GNL, y aun cuando no las tuviesen, la misma norma les exige adecuar sus contratos para incorporarlas. En la práctica, la inflexibilidad no tiene un sustento real y, sin embargo, se ha instalado en nuestro sistema como un mecanismo que otorga una ventaja anticompetitiva al conjunto de generadores que la utilizan a su favor.

¿Se requiere una regulación que apunte a la protección de la competencia o una que vaya a la operación del sistema?

Ese es claramente un falso dilema. Se requiere una regulación que, primeramente, esté acorde con la ley general de servicios eléctricos y no permita el comportamiento estratégico en la adquisición de energía spot y que, al mismo tiempo, envíe una señal de precios correcta al mercado. Por otra parte, ninguna regulación puede pasar a llevar la libre competencia. Terminar con la posibilidad de declarar el GNL en calidad de inflexibilidad no implicará en ningún sentido la eliminación del gas en el sistema, sino que solo se expresarán los precios reales de tal combustible, tal como acontece con cualquier otra tecnología del sistema. Ese es justamente el propósito de los costos marginales, reflejar el costo real de la energía, que permite a sistema dar las señales adecuadas de inversión para promover las tecnologías más eficientes, en particular a las tecnologías renovables y limpias, que hoy se ven desplazadas y postergadas por una tecnología contaminante, y todo ello, gracias a una condición anticompetitiva, impuesta por un acto administrativo, que además es inexistente en los hechos.

Desde el punto de vista de seguridad sistémica, un reciente estudio ya demostró que la eliminación de la condición de inflexibilidad no genera ningún impacto, incluso ante un escenario de descarbonización acelerada al 2025. Por lo demás, cabe señalar que los generadores son esencialmente racionales y saben que una medida de presión, como la que han anunciado de no trae más gas, no les conviene, ni el regulador debiera permitir que pongan en riesgo el sistema.

Todo listo para la versión 2021 del curso para la prensa que realiza Acera A.G.

Todo listo para la versión 2021 del curso para la prensa que realiza Acera A.G.

Este 26 de mayo, comenzará el curso de prensa organizado por la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera A.G.) y que cuenta con el patrocino del Ministerio de Energía, el objetivo de capacitar a periodistas en materia de energías renovables, el cual estará repartido en ocho sesiones que se realizarán una al mes, desde mayo a diciembre, en un horario de las 17 hasta las 19 horas.

La primera jornada abordará una «Introducción general a la industria. Beneficios de la electricidad, Segmentación y tecnologías de generación», la que impartirá el presidente del gremio, José Ignacio Escobar, en conjunto con el director ejecutivo, Carlos Finat.

Sesiones

Para las siguientes sesiones se expondrá de la industria eléctrica desde la Estructura del mercado y operación del sistema, con la exposición de Ramón Galaz, gerente general de la Consultora Valgesta Energía. También se considerará la transmisión y distribución como segmentos clave para el desarrollo sustentable, que será expuesto por Rosa Serrano, Consultora y Ex directora de Estudios de la Asociación de Empresas Eléctricas.

Asimismo, se abordará el rol del Coordinador Eléctrico Nacional, con la exposición de Blanca Palumbo, consejera del organismo. Luego, habrá tres sesiones en las que se abordará la transición energética desde el camino a las cero emisiones, hasta el cambio climático y la equidad de género, que tendrá distintos expositores como Ana Lía Rojas, directora de EnerConnex; Santiago Vicuña, jefe de la División de Participación y Diálogo Social Ministerio de Energía; Andrea Rudnick, directora ejecutiva del CR2 de la Universidad de Chile, y Marcela Zulantay, coordinadora de Género del Ministerio de Energía.

Por último, Max Correa, jefe de la División de Combustibles y Nuevos Energéticos del Ministerio de Energía, abordará «Hidrógeno Verde y Almacenamiento de Energía. Nuevas tecnologías claves para la industria energética», y que, además, podría contar con la participación del biministro de Energía y Minería, Juan Carlos Jobet.

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