enero 22, 2015 | Industria
(Pulso) El SING pasó de ser un sistema deficitario -sobre todo después de los cortes de gas argentino- a uno con más capacidad de la que está disponible, contando tanto las centrales construidas como el potencial de crecimiento.
A esto hay que sumar el terminal GNL Mejillones, que abre la opción de desarrollar un gran parque de generación con gas, ampliando aún más la capacidad disponible en ese sistema eléctrico.
“De acuerdo al Informe Técnico Definitivo de octubre del 2014 que fija los precios de nudo en las barras del SING, la capacidad instalada en el año 2030 alcanzaría los 4.616 MW”, señala Valgesta Energía en su último informe sobre el SING, publicado la semana pasada.
Esta proyección, no obstante, no incorpora todos los proyectos disponibles y en desarrollo en el norte del país, por lo que la cifra puede ser potencialmente mucho más alta. Esto se compara con los 2.372 MW que fue el peak de generación del año pasado, cifra muy por debajo de la capacidad proyectada.
Cabe señalar que la proyección de la CNE, además, considera como principal insumo el crecimiento de la demanda, por lo que entre los proyectos y las nuevas instalaciones mineras, el sistema del norte tiene estabilidad garantizada.
El plan de obras del Informe Técnico Definitivo de octubre de 2014 del SING, proyecta 2.190 MW de capacidad adicional a la actual en ERNC al año 2023. Destaca la energía Eólica, y la Solar con un 55% y 41% del total de las centrales ERNC proyectadas por la CNE”, añade Valgesta.
Frente a este escenario, las generadoras están buscando mercado para colocar sus excedentes de capacidad, a espera que la demanda del SING se reactive. Y así como Suez y su filial E-CL escogieron el norte del SIC, AES Gener optó por Argentina.
En septiembre, la generadora solicitó formalmente al Ministerio de Energía la autorización para exportar electricidad a Argentina por un período de diez años, luego que concluyeran satisfactoriamente todas las pruebas técnicas y estudios hechos entre diciembre de 2012 y diciembre de 2013.
En ellas se comprobó que la operación técnica interconectada entre el SING y el SADI argentino era técnicamente factible y que no alteraba el normal funcionamiento del sistema chileno.
Pero a la fecha, AES Gener todavía no recibe una respuesta, a pesar de que el Gobierno se comprometió a hacerlo, a más tardar, a fines de diciembre. Desde el ministerio confirmaron que no hay novedades al respecto.
enero 21, 2015 | I+D
Discutir las futuras aplicaciones de los paneles fotovoltaicos bifaciales, así como su impacto y funcionamiento ante condiciones climáticas extremas como las del Desierto de Atacama, fueron los objetivos de un workshop internacional organizado por el Centro de Desarrollo Energético de Antofagasta.
Al encuentro asistieron expertos del Centro Internacional de Investigación en Energía Solar de Konstanz (ISC) de Alemania, la Universidad de Ciencias Aplicadas de Zurich, Suiza y las empresas Halm (Alemania) y Apollon Solar (Francia) así como de la UTFSM, SERC-Chile, Redcon y Giz Solar, entre otras instituciones.
El director y cofundador del ISC Konstanz de Alemania, doctor Radovan Kopecek, destacó que esta tecnología presenta muy buenas ventajas respecto a las tradiciones pues “recolecta la energía solar proveniente de ambos lados del panel, incluso captan la energía que se refleja del suelo, fenómeno que ocurre mucho en esta zona del desierto”, explicó.
Es así como señalan que al comparar un panel bifacial con uno tradicional se puede obtener hasta un 30 % más de energía, lo cual impacta positivamente en cuanto al costo-beneficio. “Sin embargo es necesario observar y medir el funcionamiento de estos paneles en esta zona, pues la arena y el polvo afectan su rendimiento. Un desafío es investigar sobre cómo hacemos para que se ensucien menos”, advirtió el doctor Radovan Kopecek.
El científico también señaló que más adelante su institución tiene planificado instalar una fábrica de estos paneles en Chile.
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En terreno
“En cuanto a las tecnologías solares es importante probar en terreno sus ventajas, por eso los paneles fotovoltaicos bifaciales serán parte de las investigaciones que se realizarán en la Plataforma Solar del Desierto de Atacama”, indicó el post doctorado de Energías UA, Pablo Ferrada, uno de los organizadores de este encuentro.
Precisamente durante este workshop los asistentes pudieron recorrer las instalaciones de la futura estación científica que se emplazará en el sector de Yungay.
enero 19, 2015 | Industria
(El Mercurio) Crear un modelo energético inclusivo y lograr que las comunidades generen una identidad alrededor de los proyectos que se instalan en sus localidades es uno de los principales objetivos que persigue el Ministerio de Energía, liderado por Máximo Pacheco.
Este último busca establecer las bases para avanzar en este sentido a través del proyecto de ley de asociatividad que se presentará en marzo. Si bien aún no está terminado, el secretario de Estado adelanta a «El Mercurio» sus lineamientos. Uno de los pilares es la creación de una ley flexible; esto es, que se adapte a las distintas realidades sociales, territoriales y culturales del país.
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La idea, que ha dominado las discusiones en torno a la iniciativa, asegura, apunta a asignar un valor por megawatt (MW) generado por las centrales eléctricas, aunque todavía no se define el precio. No se aplicará a todas las generadoras, sino que evalúan hacerlo con aquellas de más de 20 MW de capacidad instalada. La ley involucrará a los proyectos nuevos, y no será retroactiva.
Pacheco también anticipa que con este proyecto se busca evitar los pagos directos por parte de las empresas a las comunidades, ya que cuando se hacen negociaciones individuales, se crea una profunda tensión al interior de estos grupos, dice el ministro. «En el destino de los recursos vamos a construir lo necesario con la flexibilidad que corresponda para que también exista cierto poder regional y local, por medio de un organismo donde participe la comunidad, las autoridades y también la empresa, pero que estos dineros se utilicen en obras de desarrollo local que ayuden a promover lo social, económico y cultural», comenta. Para esto se evalúa que una corporación, fundación, o bien el mismo municipio, administre los recursos.
El trabajo de varios meses del ministerio y una larga lista de colaboradores concluyó que entre las principales interrogantes de varias localidades a lo largo del país figura por qué aquellas que alojan proyectos de energía no cuentan con tarifas de luz más baratas que otras zonas. Por eso, la iniciativa buscará también bajar las tarifas de electricidad de estas zonas de manera gradual y con el aporte de los recursos antes mencionados.
Otra de las disposiciones que incorporará la iniciativa es la obligación por parte de las empresas de pagar patentes en las mismas comunas donde desarrollan proyectos. Hoy la mayoría las paga donde están sus casas matrices, siendo Santiago la ubicación más habitual.
No es impuesto
«Categóricamente, esto no es un impuesto. La reforma tributaria ya se hizo, y está muy claro que de ninguna forma esto va a significar un gravamen para las empresas», asegura Pacheco sobre estos pagos.
Añade que tampoco se trata de una compensación, puesto que estas últimas las establece la ley del Medio Ambiente. «El proyecto de ley de asociatividad pretende desarrollar un modelo a través del cual las empresas, cuando desarrollen sus proyectos de energía, lo integren al desarrollo de la localidad», dice.
Mejillones es para él un modelo. Ha recibido varios proyectos eléctricos, y en las últimas décadas exhibe un desarrollo sustancial. Solo como ejemplo, explicó que a partir de la acogida de un proyecto eléctrico por parte de una localidad se podría construir una desaladora de agua para consumo humano, minería y agricultura, y así comenzaría a generar efectos positivos concatenados con otras actividades.
Si bien la industria de energía no es la única que enfrenta problemas con las localidades en donde instala sus proyectos, el ministro explica que «lo más razonable es que esto empiece solo con energía. Primero, porque soy ministro de Energía, y segundo, porque queremos estar seguros de que hacemos algo que podemos darle una aproximación modular o gradual. Si es exitoso, se puede extender».
Todo tipo de fuente deberá contribuir
«Estamos discutiendo, pero nos parece que independiente de la tecnología, todos los proyectos energéticos tienen la posibilidad de contribuir a las localidades. No nos parece que lo que diferencie esto sea la tecnología», asegura Máximo Pacheco.
Lo anterior, luego que la industria de las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) solicitara que se le apliquen, en esta materia, criterios distintos en relación con las centrales de energía base, como son las termoeléctricas. El ministro comenta que actualmente a las empresas, más que sus utilidades, les importa tener una relación de armonía con la comunidad donde participan. «En este tiempo de frenazo a las inversiones, las empresas han aprendido que hay que cambiar el modo de hacer proyectos, y eso significa hacer una gestión social de otro nivel», advierte.
Distintas voces han advertido que este proyecto podría generar problemas con el Ministerio de Hacienda, Medio Ambiente y Desarrollo Social, por tocar aristas de sus áreas. El ministro comenta que más allá de eso, el país necesita entender que la inversión en energía es importante para el desarrollo, y por eso obliga a tener un modelo que recoja a fondo la complejidad de la sociedad, sobre todo en el mundo interconectado actual.
enero 16, 2015 | Industria
(Diario Financiero) El éxito de la última licitación de suministro eléctrico para clientes regulados del principal sistema eléctrico del país, el interconectado Central (SIC), donde fue adjudicado más del 90% de la energía ofertada, podría quedar en entredicho, luego que uno de los participantes en el proceso impugnó su resultado ante la Justicia.
A fines de la semana pasada, la desarrolladora de energía renovable no convencional AELA Negrete, cuyo gerente general es el ex subsecretario de Energía del gobierno anterior, Sergio del Campo, presentó un recurso de protección ante la Corte de Apelaciones de Santiago, reclamando la marginación de la firma de la subasta eléctrica.
En la acción, dirigida en contra del encargado del proceso que estuvo a cargo de las distribuidoras, el ejecutivo de CGE Distribución Francisco Sánchez, AELA, que es representada por el estudio Pfeffer & Abogados, acusa que una actuación «arbitraria e ilegal» los dejó fuera del citado concurso, ya que a su juicio la instancia no tenía facultades suficientes para ello.
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El 11 de diciembre pasado, en el marco de la apertura de las ofertas económicas de la licitación, AELA Negrete quedó fuera porque la identificación de la sociedad no se ajustó a las bases del concurso.
«La exclusión se fundó en que alguno de los documentos que son parte de la oferta económica presentada por mi representada, que venía dentro de un sobre sellado con el nombre de AELA Negrete SA, y que fue entregada personalmente por su representante legal, aparecía el nombre de AELA Energía, que corresponde al nombre de la empresa o ‘brand’ con que es conocida nuestra empresa», señala el escrito.
La firma, controlada en un 60% por el fondo de inversiones inglés Actis y en 40% por la irlandesa Mainstream Renewable Power, alega que la causal por la que se les impidió seguir participando del proceso no está contenida en las bases que regulaban la licitación.
Junto con presentar el recurso, que fue acogido a trámite por la corte, la firma solicitó aplicar una orden de no innovar, a fin de paralizar el proceso hasta que el recurso fuera resuelto por la justicia, lo que fue denegado por el tribunal de alzada.
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Consultado por el tema, Del Campo, quien previo al incidente declaró que la empresa tenía previsto realizar una inversión en torno a los US$ 860 millones para responder al requerimiento de la licitación, descartó la existencia de algún tipo de acción relacionada con la adjudicación de la licitación o la exclusión de ésta AELA Energía.
¿EDF en peligro?
De prosperar este recurso judicial arriesgaría uno de los resultados de la licitación que el gobierno más ha destacado: la entrada de nuevos actores al mercado eléctrico local.
La salida de AELA Negrete permitió que la francesa EDF, que impulsa la termoeléctrica El Campesino, se adjudicara parte importante del suministro disponible, con lo cual viabilizó la construcción de al menos una unidad de este complejo emplazado en la comuna de Bulnes y el terminal de regasificación Penco-Lirquén.
El arribo al mercado local de un actor de la talla de Electricité de France, fue ampliamente celebrado por el Ministerio de Energía, ya que en el consorcio que impulsa esta iniciativa también está vinculada la estadounidense Cheniere.
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El proceso
Licitación En septiembre del año pasado, la Comisión Nacional de Energía lanzó el proceso de licitación para dotar de contratos de suministro eléctrico de largo plazo a las distribuidoras eléctricas. En total, se ofrecieron a las generadoras 13.000 GWh para ser suministrados a partir de 2015 y 2018.
Bloques horarios En octubre se aprobaron las bases que incluyeron el establecimiento de bloques horarios especiales para que la participación de las empresas de ERNC.
Ofertas A principios de diciembre, 17 generadoras eléctricas presentaron ofertas para adjudicarse una parte o el total de los cuatro bloques en subasta. El día 11 de ese mes se conoció que E-CL (filial de GDF Suez) y EDF fueron las sorpresas, al adjudicarse el 70% de la energía ofrecida al mercado. AELA Negrete quedó fuera del proceso.
Recurso El 9 de enero AELA Negrete presentó un recurso de protección ante la Corte de Apelaciones de Santiago, impugnando el proceso.
Consultora pide nueva prórroga para entregar informe sobre expansión del sistema troncal
Un nuevo retraso, el cuarto consecutivo, tendrá el informe final del Estudio de transmisión troncal (ETT), que determina la forma en que crecerán estas redes.
El consultor a cargo del estudio, el consorcio Mercados Interconectados, compuesto por la chilena KAS Ingeniería y las consultoras Sigla y Mercados, solicitó plazo hasta el próximo 21 de enero para responder las observaciones al documento que efectuaron los diversos actores del sector. Con esto, se retrasa esta importante definición, que determinará la expansión de las redes eléctricas entre 2015 y 2018.
El consorcio ya acumula tres informes preliminares que recibieron opiniones por parte de la Comisión Nacional de Energía (CNE), el comité a cargo de su revisión, el CDEC y las empresas de los diversos segmentos del mercado.
En el último set de comentarios, que data de fines de diciembre, Transelec fue especialmente crítica del trabajo del consorcio, indicando que el estudio no tomaba en cuenta una serie de variables, entre ellas plazos de construcción estimados para la líneas de alta tensión menores a los reales (39 meses frente a los 48 a 60 meses que han demorado las últimas obras); precios desactualizados de los equipos necesarios; subvaloración de obras ya construidas; costos de inversión, personal y otros factores, como la eventualidad de que el proyecto HidroAysén pudiese ser construido en el largo plazo.
Asimismo, se critica el no considerar el escenario de la interconexión de los sistemas Central y del Norte Grande en corriente continua, como lo había planteado la autoridad en el informe de precio nudo y que es una opción que se está evaluando, por lo que solicitó que se considerara también en las modelaciones. Otra falencias de corte técnico fueron destacadas en esa oportunidad.
enero 15, 2015 | Industria
El ministro de Energía, Máximo Pacheco, afirmó que no se ha avanzado significativamente en eficiencia energética. «A pesar de los muchos logros que hemos tenido en la Agenda de Energía de este último año, en materia de nuestras competencias nosotros también estamos al debe en la eficiencia energética», dijo la autoriad en el marco del IV Congreso del Futuro, organizado por el Senado en Santiago, donde expuso en el panel sobre «Los desafíos de las empresas eléctricas para el siglo XXI».
Pacheco indicó que uno de los factores que explica el poco avance en eficiencia energética «es el cortoplacismo», aunque planteó que espera que las medidas de largo plazo de la Agenda de Energía mejorarán la situación en el futuro, destacando que en el mundo existen experiencias exitosas en materia de eficiencia energética, donde las empresas consideran modelos de largo plazo para avanzar.
Afirmó que «nuestro desafío para construir la tarea de la eficiencia energética en Chile radica en el largo plazo. Tal vez esta sea la respuesta para la difícil tarea de la eficiencia energética: darle tiempo».
En otro aspecto, el secretario de Estado informó que la iniciativa de participación ciudadana Energía 2050 consultó a 3.500 personas en más de 1000 talleres de trabajo y encuentros ciudadanos en el país, con el apoyo técnico de 20 universidades y 250 académicos, «debemos continuar conversando y avanzando en Energía 2050 para obtener la legitimidad social que este proyecto requiere, en temas relevantes como el acceso equitativo de la energía».
Frei
Por su lado, el ex Presidente y ex senador, Eduardo Frei, planteó que la matriz energética del país debe ser diversificada, limpia y barata, expresando su preocupación por los altos precios de la energía, la sequía y la judicialización de los proyectos.
«Me alegro que el gobierno de la presidenta Bachelet se haya hecho cargo de estas dificultades y haya hecho una agenda de energía», aunque aclaró que varias de sus medidas son de largo plazo.
En su exposición, Frei dijo que Chile necesita reimpulsar la hidroelectricidad, recordando que en diez años se han puesto en marcha dos grandes centrales de este tipo, como Ralco y Angostura.
«El futuro energético de Chile está en esta energía, no tenemos petróleo, ni carbón ni gas. Es insólito que con todos los recursos hídricos que contamos no tengamos hidroeléctricas, pues se ha satanizado la hidroelectricidad», precisó Frei.
Respecto a la participación de ERNC, Frei señaló que se debe apoyar su desarrollo, aunque aclaró que se deben evitar que queden subsidios en el sector, además de estudiar a fondo el real costo de generación que tienen estas fuentes.
Frei afirmó que también es necesario desarrollar la geotermia, modificando la ley de concesiones para facilitar las inversiones en este segmento, que «presenta un algo factor de planta».
Starace
Posteriormente director ejecutivo de Enel, Francesco Starace, planteó que las ERNC seguirán creciendo en la matriz energética de América Latina, precisando que en el futuro se producirá la convergencia tecnológica en energía, con redes inteligentes de electricidad y almacenamiento entre otros factores.
Según el ejecutivo, también se desarrollarán innovaciones en el campo de la distribución con medidores bidireccionales, junto con otras aplicaciones energéticas en transporte y almacenamiento de energía.
Starace mencionó el caso de Italia, donde el consumo eléctrico residencial está inyectando energía solar a través de una red digital. «El futuro está entre nosotros, en pequeños cambios que pueden ocurre en nuestra casa».
Señaló que Chile puede ser uno de los países más avanzados en este cambio tecnológico, debido a los recursos en ERNC que posee.
