enero 7, 2019 | Industria
El almacenamiento de energía es uno de los temas que ha cobrado relevancia en la industria a nivel mundial y nacional, especialmente por el ingreso de nuevas fuentes de generación, las cuales se caracterizan por su variabilidad, lo que plantea nuevos desafíos para darle mayor seguridad a la operación de los sistemas eléctricos.
En este escenario, Generadoras de Chile y la Cámara Chileno-Norteamericana de Comercio (Amcham Chile) este martes realizarán el seminario «Sistemas de Almacenamiento en el sector eléctrico: Regulación y Nuevos Modelos de Negocios», en el Hotel Ritz Carlton de Santiago, donde expertos nacionales e internacionales abordarán la situación actual y las perspectivas de este tema.
Análisis
Rodrigo Solís, director de Estudios y Contenidos de Generadoras de Chile, destaca a ELECTRICIDAD la importancia que tendrá el almacenamiento de energía para la operación del sistema eléctrico, de la mano de distintas tecnologías.
¿Cuál es el contexto actual en almacenamiento de energía en el mundo y en Chile?
El contexto principal que se repite a nivel mundial y nacional es la necesidad de avanzar hacia una economía baja en carbono, lo cual se traduce en un mayor nivel de electrificación de nuestra matriz energética, acompañado con un desarrollo de la matriz de generación en base a tecnologías que utilizan fuentes primarias de energía renovable. Esta última solución ha estado liderada por el desarrollo de tecnologías que utilizan como fuente de energía la radiación solar y el viento.
Ambas fuentes, por sus características, no permiten asegurar por sí solas un suministro eléctrico continuo y suficiente en cada momento, por lo que, tradicionalmente, ha sido necesario contar con el apoyo o complemento de otro tipo de tecnologías de generación que aseguren el suministro en todo momento. Típicamente este apoyo o respaldo ha provenido de tecnologías de generación convencionales, como las hidroeléctricas de embalse o termoeléctricas, pero con los avances en almacenamiento de energía, estas tecnologías comienzan a posicionarse, potenciando las alternativas de reemplazo de aquellas que utilizan combustibles fósiles para su operación.
¿Qué perspectivas a futuro para la industria aprecia Generadoras de Chile?
Si queremos avanzar hacia una matriz de generación basada en fuentes renovables que dé sustento a una economía baja en carbono, se nos hace necesario estar a la vanguardia en el conocimiento sobre tecnologías de almacenamiento de energía eléctrica. Esto, además de los avances en otras tecnologías de generación renovable como geotermia, Concentración Solar de Potencia (CSP), hidroelectricidad, mareomotriz, entre otras, nos permitirá alcanzar de mejor manera nuestros objetivos de sustentabilidad y calidad del suministro eléctrico.
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A su juicio, ¿cuáles son las tecnologías más idóneas a desarrollar en almacenamiento?
Primero que todo, debo hacer notar que estamos hablando de sistemas de almacenamiento de energía eléctrica, los que por ley se definen como “equipamiento tecnológico capaz de retirar energía desde el sistema eléctrico, transformarla en otro tipo de energía (química, potencial, térmica, entre otras) y almacenarla con el objetivo de, mediante una transformación inversa, inyectarla nuevamente al sistema eléctrico,…”.
Bajo esta definición se encuentran las baterías, las centrales de bombeo, los volantes de inercia, sistemas de aire comprimido, entre otros. Debido a sus características técnicas, de construcción e instalación y al acelerado desarrollo tecnológico que han tenido en los últimos años, impulsado principalmente por la electromovilidad, imagino que las baterías de ion-litio liderarán el desarrollo de los sistemas de almacenamiento en los próximos años. Sin embargo, no debemos dejar de observar el desarrollo del resto de tecnologías de almacenamiento, de manera de siempre considerar aquellas que mejor nos permiten alcanzar nuestros objetivos de sustentabilidad en la matriz de generación eléctrica.
¿Qué desafíos técnicos aprecia en este tema para Chile?
La incorporación de sistemas de almacenamiento en nuestra matriz eléctrica nos obliga a revisar y actualizar nuestra regulación de modo que estos sistemas se puedan desarrollar bajo esquemas regulatorios que otorguen certeza y seguridad a la decisión de inversión privada, así como también su operación sea segura para las personas y el resto de las instalaciones. De igual modo esta regulación debe seguir promoviendo la competencia en generación y servicios complementarios, o de flexibilidad, así como también el armónico y eficiente desarrollo de las redes de transmisión. También pensando en la próxima reforma al segmento de distribución, esta deberá contemplar y permitir el desarrollo de sistemas de almacenamiento tanto a nivel de redes como de demanda residencial e industrial.
Desde una perspectiva más técnica, sin duda debemos también desarrollar el conocimiento suficiente para poder evaluar, instalar y operar estos nuevos elementos que se sumarán al sistema eléctrico. También creo que será necesario crear, modificar y/o ajustar procedimientos operativos para que haya plena certeza de las funciones que cumplen este tipo de sistemas y la remuneración que recibirán por ello.
enero 7, 2019 | Industria
La tecnología de bombeo hidráulico es una de las alternativas que está a la espera de materializarse en la matriz energética nacional, con el proyecto Espejo de Tarapacá, de la empresa Valhalla Energía, que ya cuenta con un reglamento vigente desde 2016.
De acuerdo a los especialistas consultados por ELECTRICIDAD, el bombeo hidráulico se caracteriza por aumentar la flexibilidad en la operación del sistema eléctrico, debido a su rol multifuncional, complementario de la generación solar fotovoltaica y eólica.
Características
Según un informe reciente de la Asociación Internacional Hidroeléctrica (IHA), las centrales de hidraúlicas de bombeo representan el 94% de la capacidad instalada de almacenamiento de energía en el mundo.
Espejo de Tarapacá supondría el debut de esta tecnología de almacenamiento, la cual se encuentra en proceso de financiamiento para iniciar construcción.
La iniciativa consiste en una central hidraúlica reversible de bombeo y generación con una capacidad instalada de 300 MW, ubicada al sur de Iquique, donde el agua almacenada en un estanque se utilizaría para la generación eléctrica en las horas nocturnas, complementando la generación solar fotovoltaica considerada en el proyecto.
¿Cómo funciona?
Sebastián Espinoza, gerente de Estrategia de Valhalla, señala a este medio que el proyecto busca almacenar energía “en base a un diferencial de altura donde se tienen dos reservorios. El inferior es el agua del océano pacífico, donde se construirían túneles de baja longitud”.
“Esta agua del reservorio inferior se almacena a 600 metros en los acantilados superiores en una cuenca natural y se usa energía solar para el bombeo. En la noche, cuando no hay sol, esta agua pasa por el mismo túnel y turbinas que son reversibles generando energía en base al agua que estaba almacenada en el reservorio superior”, precisa el ejecutivo.
“Básicamente es una pila de agua, igual que la batería del celular. Uno la carga, generando energía y en la noche se descarga bajando esa agua e inyectando energía al sistema”, agrega.
A juicio de Espinoza, este proyecto integra “tecnologías muy competitivas, la mejor radiación solar del mundo que tenemos en el desierto de Atacama, junto con los acantilados que permiten la diferencia de altura, además de unas cuencas naturales que ahorran obras civiles”.
Multifuncionalidad
El reglamento de bombeo hidráulico, publicado en 2016 por la Comisión Nacional de Energía establece una diferencia entre sistemas de almacenamiento de energía como este frente a embalses, considerados sistemas de generación con capacidad de almacenamiento que dependen de factores climáticos.
Según Espinoza, el bombeo hidráulico tiene como ventaja que puede participar en varios segmentos del mercado de la energía cumpliendo un rol multifunción que le otorga una mayor flexibilidad.
Sin embargo, en mercados segmentados y basados en sistemas como el arbitraje de precios, como en el chileno, sus precios pueden no resultar competitivos.
“El mercado eléctrico chileno es bastante sano en términos de que no es el regulador el que impone una u otra tecnología, sino que los procesos son neutros tecnológicamente y lo que prima son los mejores precios frente al producto que se está ofertando”, explica a ELECTRICIDAD Andrés Romero, director de Valgesta Energía, uno de los actores que participó en la elaboración del reglamento de 2016.
A su juicio, el proyecto de Valhalla “tiene que competir en un mercado ultracompetitivo”, agregando que una tecnología de este tipo podría desarrollarse.
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“Puede participar en el mercado de la energía, en el de la potencia y en el de los servicios complementarios, que se va a abrir el 1 de enero de 2020. También se habla de un posible mercado de flexibilidad, donde se van a ofrecer productos que permitan acompañar de mejor manera la variabilidad, tanto de la oferta como de la demanda que se proyecta”, explica el ex secretario ejecutivo de la CNE.
Valhalla Energía se encuentra trabajando en el aspecto financiero para materializar el proyecto, “hace poco fuimos seleccionados por el Green Climate Fund, un organismo de la ONU para viabilizar e incentivar inversiones privadas”, destaca Espinoza.
“Estamos trabajando con ellos y también con inversionistas estratégicos para estructurar el financiamiento y participar de modelos de generación en licitaciones privadas y públicas”, señala.
El proyecto contempla la instalación de tres turbinas reversibles, alojadas en una caverna de máquinas, las que operando con energía solar, elevarán el agua de mar durante el día hasta una depresión natural ubicada en la meseta superior, y durante la noche operando en modo de turbinas, utilizarán el agua para generar energía, devolviéndola posteriormente al mar. Tanto el sistema de captación de agua de mar como los conductos serán subterráneos y bidireccionales.
Desafíos
Según Iván Saavedra, consultor senior y director de la empresa IESD, es necesario avanzar hacia una visión de largo plazo en el tema de almacenamiento.
“Una regulación que no permita la incorporación de elementos que hacen que el sistema sea más eficiente, más económico y competitivo no es una regulación útil. Un ejemplo de esto es pretender que por arbitraje de precios se financien estos sistemas”, afirma.
“Este tipo de restricción no se preocupa de la solución óptima del sistema, sino más bien de mantener una situación de mercado no óptima en el largo plazo, que es la existencia de diferencias importantes de costos marginales”. Con la paradoja de que “los sistemas de almacenamiento de gran tamaño necesariamente tienden a disminuir las diferencias de costos marginales tanto espacial como temporalmente”, concluye.
enero 7, 2019 | Industria
Terminar con las exigencias del pago de compensaciones para las generadoras de Energías Renovables No Convencionales (ERNC), en el marco del funcionamiento de los llamados impuestos verdes a las emisiones de dióxido de carbono, es uno de los principales temas que impulsará durante este año la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera A.G.).
Así lo señalaron José Ignacio Escobar, presidente de la asociación gremial, y Carlos Finat, director ejecutivo, durante la conferencia de prensa anual del sector, donde también abordaron otros temas, como las inversiones en nuevos proyectos, el futuro de la transmisión y del proceso de descarbonización, entre otros puntos.
Impuestos verdes
Según Finat, el hecho de que el impuesto sea pagado por empresas ERNC «es muy extraño», pues tienen cero emisiones, «siendo un caso único en el mundo, por lo que tenemos expectativas de que se cambie».
En esta línea, el ejecutivo sostuvo que Acera propone que en el cobro del impuesto verde «se deje de exigir el pago de compensaciones por el impuesto verde a los generadores de energías renovables no convencionales».
También planteó que el impuesto «debe considerarse como parte del costo variable de las centrales generadoras y, por lo tanto, debe tomarse en cuenta para definir el orden del despacho, lo que es fundamental. Lo otro es el monto del impuesto verde, porque claramente los actuales US$5 no refleja el costo social que tienen las emisiones de CO2».
El representante de Acera afirmó que es necesario modificar el impuesto verde, por lo que «este va a ser uno de los temas que va a estar sin duda en la agenda de este año».
Temas
Otros temas importantes para la asociación gremial dentro del sector energético que mencionaron los dirigentes de Acera fueron:
- Descarbonización: Carlos Finat dijo que debe existir una «regulación adecuada» para el ingreso de generación renovable y así avanzar en el proceso de descarbonización de la matriz energética nacional, añadiendo que Acera «está a la expectativa de ver cuáles son las decisiones que se toman y de qué manera se traducen en políticas públicas», por lo que reiteró la necesidad de no cobrar compensaciones por las emisiones a las centrales ERNC.
- Servicios Complementarios: Finat afirmó que la remuneración por este servicio en el sistema eléctrico debe ser pagada por quienes «hacen retiro para venderle a clientes, porque justamente esa capacidad les está dando la posibilidad de entregar energía eléctrica de buena calidad, a un precio que determine el mercado, por lo que deben crearse condiciones competitivas para que estos servicios no queden en manos de unos pocos generadores, y que sea ofrecido por todos».
- Costos Marginales: El director ejecutivo de Acera sostuvo la necesidad de revisar el sistema de costos marginales, aclarando que no debe eliminarse, «siendo una discusión que debemos tener».
- Nuevos proyectos: José Ignacio Escobar señaló que 2018 finalizó con 5.300 MW de capacidad instalada en ERNC, agregando que las estimaciones de este año apuntan a llegar a 6.000 MW de operaciones. «Hay 31.000 MW de proyectos ERNC que están en carpeta, con todas las tecnologías, para satisfacer el crecimiento de la demanda a futuro», sentenció.
- Transmisión: Carlos Finat indicó la necesidad de terminar el proyecto de transmisión Cardones-Polpaico, que desarrolla Interchile, por cuanto actualmente la generación ERNC ha perdido US$22 millones en 2018, por energía que no puede ser inyectada al sistema, por la estrechez de transmisión, especialmente en el norte chico. José Ignacio Escobar, en este sentido, dijo que el vertimiento de energía que no se inyecta a la red equivale a cerca de 400 GWh al año.
diciembre 28, 2018 | Industria
(La Tercera-Pulso) Hace unos 20 días atrás, Cerro Dominador, Fraunhofer Chile Research, Sener, y Solar Reserve se reunieron para oficializar la creación de la primera asociación de energía termosolar en Chile. Enmarcado en la industria de las energías renovables, este nuevo gremio busca posicionar a la tecnología de concentración solar de potencia (CSP) “como una de las soluciones para el cambio hacia una matriz más renovable.
Una de las principales características de ésta, consiste en que aprovechando el recurso solar, puede generar energía gestionable, limpia y renovable tanto durante el día como en la noche”, según cuenta Fernando González, presidente de la Asociación de Concentración Solar de Potencia (ACSP) y CEO de Cerro Dominador.
Además, otro de los objetivos de esta entidad -según González- es el fomento productivo y de esta industria a nivel país, “razón por la cual la asociación está interesada en ampliar sus socios a toda la cadena productiva: proveedores, constructores, desarrolladores, clientes, asesores, entidades científicas vinculadas a este tipo de proyectos”.
Tomando en cuenta la gran radiación que existe en Chile, ¿por qué aún no existen una importante cantidad de plantas de este tipo?
-Antes que nada, hay que aclarar que esta tecnología es nueva en el país, pero de la cual hay mucha experiencia a nivel mundial. El caso más reciente es Marruecos, donde en el último año se han finalizado dos plantas CSP de diferente tecnología: torre y cilindro parabólico. Pensamos que para Chile, éste es el momento para incorporarla con más fuerza, cuando se está pensando la transición energética.
Chile tiene una gran radiación, grandes espacios en zonas de desierto extremo, la tecnología ya se ha consolidado. Todas estas son un mix de características que hacen a esta tecnología atractiva hoy en día a nivel local.
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¿Cuál es el modelo que deberíamos seguir en Chile para fomentar más aún esta tecnología?
– Es importante que Chile reconozca que el sol es un recurso estratégico para nuestro país. De esa manera, se pueda avanzar en una regulación que identifique adecuadamente los atributos que una tecnología como la termosolar puede proveer.
Estos atributos no son sólo relacionados con su calidad de ERNC, sino también con la gestionabilidad y flexibilidad. Con este criterio podemos lograr maximizar el beneficio para nuestra matriz energética, haciendo uso de un recurso primario abundante.
I&D y especialización
¿Qué cambios legislativos aún faltan para que crezca más la generación de energía termosolar?
-Estamos muy atentos al avance en los reglamentos de servicios complementarios y de coordinación y operación, ya que nos parecen muy relevantes a la hora de establecer adecuadamente los modos de operación de centrales de esta tecnología, y los potenciales mercados de servicios en los que podríamos participar.
Asimismo, el reconocimiento adecuado de la flexibilidad, cuya discusión está siendo impulsada desde el Ministerio de Energía, nos parece que debiera incluir un reconocimiento al aporte CSP en esa materia.
¿En Chile, este tipo de energía tiene un modelo de negocio más orientado a grandes compañías o a consumo masivo?
-Esta tecnología permite flexibilidad, es gestionable y se puede combinar con otras fuentes. En el caso de Cerro Dominador, por ejemplo, el consumo va destinado a satisfacer contratos de energía con distribuidoras, que se otorgaron en un marco competitivo en el 2014.
Pero es principalmente relevante para clientes que necesiten un suministro renovable, confiable y disponible las 24 horas, como puede ser el caso de la minería o de grandes complejos industriales.
¿De qué manera la ACSP puede ayudar a mejorar la capacitación y especialización de profesionales en esta tecnología?
-En conjunto con los diferentes ministerios del Gobierno, y en particular con entidades como Comité Solar y GIZ estamos trabajando en perfiles que permitan la creación de empleo en las áreas de mantenimiento y operación.
Además, nos interesa fomentar el interés de proveedores nacionales-regionales que puedan considerar a esta clase de proyectos, para también contribuir al desarrollo de una industria tecnológica de valor agregado.
¿Qué tipo de acercamiento con universidades o entidades científicas piensan realizar en materia de I&D?
-Llevamos sólo semanas desde nuestra creación. Por ahora nuestro trabajo está orientado a potenciar lo que estamos haciendo con las organizaciones descritas. En este contexto, Fraunhofer Chile también es uno de los socios fundadores, que tiene un carácter científico.
diciembre 26, 2018 | Industria
(La Tercera-Pulso) Almacenar energía limpia y que pueda ser despachada 24/7 es uno de los grandes desafíos que ha abordado la industria eléctrica en los últimos años. Con el tiempo han surgido alternativas como las baterías de litio -como el proyecto en que avanza AES Gener en Alto Maipo, que permitiría guardar hasta 250 MW- y la concentración solar de potencia o CSP. Esta última tecnología funciona, a grandes rasgos, redirigiendo la radiación solar mediante heliostatos a una torre con sales fundidas que, al ganar temperatura, generan vapor que mueve turbinas. De esta manera, pueden funcionar tanto de día como de noche.
En el caso de Chile, esta alternativa ha ganado terreno por la inmejorable radiación solar que existe en el desierto de Atacama. De hecho, la primera planta termosolar de Latinoamérica se está construyendo precisamente en Chile. Se trata de Cerro Dominador, de la española Acciona, que consta de una planta fotovoltaica de 100 MW más una unidad termosolar de 110 MW y 17,5 horas de almacenamiento térmico. La unidad contará con 10.600 heliostatos, con una superficie total para el campo solar de más de 700 hectáreas.
Sin embargo, aunque este tipo de tecnología pareciera ser la solución para combinar las ventajas de las energías renovables con los requerimientos de almacenamiento, su costo ha sido por años la gran traba para su desarrollo. Esto, porque si bien este ha venido bajando, en el caso de otras fuentes como la fotovoltaica y eólica lo han hecho de manera más rápida.
Aún así, varias empresas en el mundo están apostando por esta tecnología. Una de ellas es Solar Reserve, que maneja una cartera de 1.200 MW de proyectos en el país de concentración solar de potencia, a través de tres unidades que se construirán en el norte del país. Según el vicepresidente de la compañía para América Latina, José Lobo, en Chile se presenta la ventaja adicional de contar con el más alto nivel de irradiación solar del planeta, lo que hace a esta tecnología especialmente adecuada para nuestro país, utilizando un recurso natural abundante y extensamente disponible.
“La tecnología CSP con almacenamiento térmico es capaz de entregar prestaciones al sistema eléctrico que no son posibles de entregar con tecnologías intermitentes como fotovoltaica o eólica, tales como gestionabilidad, flexibilidad e inercia”, añade, y agrega que, como desventajas o contras, se puede mencionar que, aun cuando hay más de 6.000 MW construidos en el mundo, “es una tecnología relativamente nueva, comparada con otras muy antiguas como la hidroeléctrica o térmica a carbón, por lo que existe aún un riesgo tecnológico, el que se está superando rápidamente, con muchas plantas en construcción en el norte de África, Sudáfrica, Medio Oriente y China”.
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Señales de precios
El socio de Valgesta y exsecretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Andrés Romero, explica que si se miran los precios de las licitaciones de 2016 y 2017, las ofertas hechas con tecnología CSP fueron de US$48 por MWh, “que es valor muy similar al nivel de precios que se pueden observar en ofertas tanto de clientes libres como regulados”. Por ello, plantea, sus precios son relativamente competitivos respecto a otras tecnologías que producen 24 horas, como un ciclo combinado en base a gas natural (ofertas en torno a 65 US$/MWh) o una central que combina fotovoltaica, bombeo de agua y almacenamiento (68 US&/MWh).
“La competitividad que esta tecnología tenga a futuro dependerá, por un lado, de la proyección real de sus costos a lo largo del tiempo, pero también del nivel de competitividad que tengan otras tecnologías de generación o almacenamiento, por lo que no es posible adelantar con certeza cuál es la solución más eficiente y competitiva para el desarrollo de nuestra matriz”, agrega la ministra de Energía, Susana Jiménez.
“El reemplazo de las centrales a carbón puede hacerse con un portafolio de fuentes de generación renovable, en las que las tecnologías más baratas aporten energía a muy bajo precio, mientras que las tecnologías que hoy tienen costos totales mayores, aporten servicios complementarios y flexibilidad. Lo anterior, sin mencionar, que también debería ingresar activamente el almacenamiento de energía a nuestra matriz, lo que daría aún más respaldo al proceso de transición energética y/o descarbonización del país”, complementa el director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera), Carlos Finat.
