enero 11, 2022 | Industria
«En general, todas las variables estadísticas que surgen del estudio anual de los costos marginales, presentan incrementos importantes respecto al año 2020, en efecto al visualizar la media anual, esta presenta un incremento del 97,7%, asimismo la cantidad equivalente de días con costos marginales nulos aumento en un 116,5% cerrando con un valor de 12 días para el 2021″.
Así lo señala reporte mensual -correspondiente a diciembre pasado- sobre el comportamiento de los principales factores de riesgo del sector energético, que realiza Elio Cuneo, socio director de Orrisk.
El documento destaca la métrica de riesgo, con el costo variación, que permite comparar el nivel de incertidumbre de los precios entre uno y otro año: «El incremento fue notoriamente menor respecto a otras métricas, solo del 11,1%, lo cual indica que los riesgos presentados en el mercado spot el 2020 y el 2021 son muy parecidos, independientemente que el 2021 presenta un incremento importante de los precios»
El análisis también señala que los costos marginales en el mercado spot, (S/E Polpaico), en diciembre presentaron un alza del 21,6 % respecto al mes de noviembre, «cerrando en 85,67 USD/MWh como media mes hasta el 28 de diciembre; para el resto de las barras de los precios fueron muy parecidos, salvo en la barra P. Montt que permanecen altos cerrando en 213,66 USD/MWh, levemente superior al mes anterior en un 3,1%».
Vertimientos
En cuanto a horas con costo marginales nulos, para la barra Polpaico, el análisis detectó que estuvieron presentes «un total de 50 horas hasta el día 28 de diciembre, valor un 7,4 % inferior respecto al mes anterior. Un descenso importante de las horas con vertimiento se notó en la barra P. Montt, presentó un 85% menos de horas en la condición señalada».
«Ahora, dentro de las horas con costos marginales nulos, se repite lo del mes anterior, estos se concentran en el bloque 1B, el cual incorpora fundamentalmente el efecto de las inyecciones de las centrales PV; bloque que adicionalmente destaca por presentar un coeficiente de variación más alto respecto a los otros bloques; lo anterior implica que proporcionalmente respecto a su media, su volatilidad es mayor respecto a los otros bloques. En tabla siguiente un resumen con las métricas asociadas a cada bloque del mes en estudio, analizada hasta el día 28», indica el análisis.
diciembre 23, 2021 | Industria
Un nuevo proyecto de energía solar con almacenamiento de energía ingresó a calificación dentro del Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA). Se trata del parque fotovoltaico Copiapó Solar, presentado por Gasco, que busca instalarse en le Región de Atacama, con una inversión estimada de US$293 millones.
«El Proyecto contempla ejecutarse a través de dos etapas. Para la primera, se proyecta un parque solar fotovoltaico de 150 MWac y un sistema BESS de 40 MWac, con una capacidad de almacenamiento de 200 MWh. Consecuentemente, la segunda etapa considera la instalación de 150 MWac adicionales junto con un sistema BESS de 60 MW de potencia, cuya capacidad de almacenamiento será 300 MWh. En total, se instalarán 300 MWac en tecnología fotovoltaica y 100 MWac en sistema BESS, con una capacidad de almacenamiento de 500 MWh», señala la Declaración de Impacto Ambiental de la iniciativa.
Según la empresa desarrolladora, la incorporación del sistema de almacenamiento BESS, «permitirá mejorar la eficiencia de la planta, toda vez que se aprovecharán los excedentes de energía del parque fotovoltaico para mitigar el efecto del vertimiento de energía producto de la sobreoferta del Sistema Eléctrico Nacional».
En materia de transmisión, el proyecto busca conectarse al Sistema Eléctrico Nacional (SEN) en la subestación Carrera Pinto de 220 kV a través de una línea de circuito simple de 220 kV de aproximadamente 7,5 kilómetros, cuya construcción forma parte del Proyecto.
«En vista de lo anterior, se proyecta que la construcción total del parque abarque un total de aproximadamente 450 hectáreas y 28,4 hectáreas para la construcción de la línea de transmisión considerando un ancho de 40 metros en la longitud», se señala.
Y se agrega: «Dado que el emplazamiento del Proyecto se sitúa en terrenos de dominio fiscal, Copiapó Energía Solar SpA ha gestionado ante el Ministerio de Bienes Nacionales la concesión de uso oneroso del terreno donde construirá la planta y una servidumbre eléctrica y de tránsito para albergar la línea de transmisión y camino respectivamente. La servidumbre por su parte, que abarca una superficie de aproximadamente 28,4 hectáreas».
noviembre 9, 2021
La energía eólica cumple 20 años en Chile. En noviembre de 2001 se inauguró el primer parque eólico de nuestro país, marcando un hito en materia de ERNC al poner en marcha las tres torres de Alto Baguales, en las cercanías de Coyhaique, con una capacidad de 2MW, capaz de abastecer a cerca de 40 mil familias de la zona.
En una década, Chile ha logrado levantar un total de 41 parques eólicos, multiplicando por mil la generación en base al viento: hoy la capacidad instalada es de aproximadamente 2.600 MW, equivalentes a casi el 10% de la capacidad total de generación de electricidad del país.
Los beneficios de la energía eólica son bastante conocidos. Es la tecnología más eficiente para producir energía de forma segura y ambientalmente sostenible: sin emisiones, inagotable y competitiva.
Además, los parques eólicos -a diferencia de otra tecnología- son fáciles de montar, utilizan porcentaje menor del área donde se emplazan, son compatibles con otras actividades como las agrícolas, ganaderas y la silvicultura, y las zonas son fácilmente recuperadas.
La energía eólica junto con la solar son las principales tecnologías que han llevado a Chile a situarse dentro de los países líderes en términos de integración de energía renovable no convencional (ERNC).
El camino que está recorriendo el país en materia de energía tiene señales auspiciosas, con metas importantes por alcanzar, que requieren compromiso, inversiones y decisiones que son cruciales para lograr la transformación energética y al mismo tiempo garantizar su sostenibilidad.
En la Estrategia Climática de Largo Plazo (ECLP), recientemente presentada por los distintos sectores industriales y encabezada por el ministerio de Medioambiente, se establece la meta del retiro del 65% de la generación a carbón de la matriz nacional para el 2025 y de retirar o reconvertir el 100% de las centrales a carbón para el 2040. Paralelamente, se establece la meta de tener al 2030 un 80% de la generación eléctrica proveniente de fuentes renovables.
Para poder alcanzar estas metas, son diversos los desafíos que se presentan, destacándose el desarrollo de infraestructura de transmisión y almacenamiento energético. Esto es fundamental para aprovechar el aporte creciente de las ERNC.
En materia de transmisión, los mayores desafíos apuntan al fortalecimiento de las redes. En los últimos meses de 2020 se registró hasta un 5% de vertimiento, que es una pérdida que no nos podemos permitir. Tenemos 6.000 MW de ERNC que van a ingresar al sistema y si queremos una descarbonización completa, necesitamos construir líneas para que esta energía pueda ser evacuada y llevada a los centros de consumo. Son desarrollos que hay que planificar ya que, si bien una central renovable se puede construir en dos años, la construcción de una línea de transmisión puede tardar de 5 a 8 años.
Otra opción para evitar los vertimientos de energía es el desarrollo de sistemas de desconexión automática de carga (EDAG) así como otros dispositivos de electrónica de potencia. Esta tecnología, de la cual ya tenemos experiencia de éxito en Chile, podría ser implementada en el corto plazo. Ello también requiere de una estrategia consensuada que dé garantías y promueva el interés por parte de los desarrolladores de estas tecnologías.
Asimismo, la incorporación masiva de sistemas de almacenamiento, como las baterías, por ejemplo, es deseable ya que daría flexibilidad al sistema y facilitaría el recambio de generación contaminante por generación renovable no convencional en base 24 horas, manteniendo la seguridad y confiabilidad del sistema.
octubre 22, 2021 | Industria
Rafael Loyola, director ejecutivo de la Asociación de Pequeñas y Medianas Central Hidroeléctricas (Apemec) es lapidario respecto a la nueva norma técnica de GNL, publicada esta semana por la Comisión Nacional de Energía (CNE, pues asegura que es peor a la que estaba vigente anteriormente y que sigue provocando distorsiones al mercado y a la competencia en el sector generador.
A su juicio, el organismo regulador «simplemente hizo oídos sordos a lo mandatado por la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados, la cual solicitó expresamente a la CNE realizar un estudio de impacto social y económico».
Críticas
¿Qué le parece la nueva NT de GNL publicada por la CNE?
Con desazón hemos constatado que la Comisión Nacional de Energía no tomó en consideración muchas recomendaciones en favor de la sana regulación eléctrica, resultando la nueva Norma Técnica inconsistente incluso con la posición que el propio secretario ejecutivo de la CNE manifestó públicamente en su intervención en la cámara de diputados. En este sentido, la nueva Norma Técnica prácticamente desecha la excepcionalidad de la condición de inflexibilidad del gas e impone serias distorsiones al mercado y a la competencia, pero además, suma más posibilidades de declaraciones de gas en condición de inflexibilidad que la antigua Norma Técnica, por ejemplo, al establecer que el gas que se inyecte al sistema durante los próximos dos años podrá ser calificado como inflexible en su totalidad, incluidos los buques spot, lo que resulta realmente sorprendente.
Como hemos señalado en diversas oportunidades, la condición de inflexibilidad no tiene justificación ni técnica ni económica. Sin embargo, la CNE sigue manteniendo esta definición en la Norma Técnica, sin presentar ninguna justificación coherente.
¿Cree que esta normativa incorporó las observaciones realizadas durante su proceso de consulta?
El texto recibió nada menos que 1.162 observaciones, siendo uno de los procesos de consulta pública más observados de este último tiempo. Al revisar el texto completo de observaciones, se constata que no existió casi ninguna consideración a nuestras observaciones, como tampoco a la gran mayoría de las observaciones de otros actores, todas ellas fundadas en principios básicos de la sana regulación económica.
Asímismo, la CNE simplemente hizo oídos sordos a lo mandatado por la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados, la cual solicitó expresamente a la CNE realizar un estudio de impacto social y económico, dada la relevancia del tema. Las respuestas de la CNE sobre esta materia son francamente sorprendentes, pues evaden y desestiman completamente el asunto. Sería bueno conocer la opinión de la Comisión de la Cámara al respecto.
Por otra parte, la CNE incorporó varios elementos relevantes, en especial en sus artículos transitorios, que profundizan el uso de la inflexibilidad y sus distorsiones, elementos que ni siquiera fueron objeto de observaciones porque no estuvieron presentes en el borrador inicial.
¿Qué impacto prevé en el mercado con esta nueva NT?
Los efectos ya las vemos, ya que la aplicación de la nueva Norma Técnica no serán muy distintos de los que se ven hoy con la aplicación de la denominada “minuta” de la gerencia de Mercado del CEN, mecanismo de dudosa legalidad aplicada por parte del Coordinador desde el 4 de septiembre pasado, que ha demostrado tener efectos incluso peores que el GNL inflexible de la norma técnica de 2019, con un impacto a la baja del orden del 50% en el precio spot, lo cual va en directo beneficio de las empresas que utilizan el gas para generación y que están sobrecontratadas.
El despacho forzado del gas ha generado un desacople total con los precios de los combustibles a nivel internacional, pues mientras estos han evidenciado un alza sostenida durante este año, llegando a los 32 USD/MBTU, en Chile este gas se quema a costo cero.
Los efectos sistémicos son preocupantes, donde se prioriza y beneficia un despacho contaminante, bajando artificialmente los precios spot, que no reflejan la escasez existente ante la actual sequía, incrementa los vertimientos de energía renovable, incrementa las emisiones de gases de efecto invernadero y, además, perjudica las inversiones en energía renovable y almacenamiento, necesarias para la anhelada transición energética.
Con respecto al mes de septiembre de 2021, fecha en que empezó a operar la minuta del CEN, se observa un fuerte incremento del vertimiento renovable.
Según la CNE, esta nueva NT «evita el uso excesivo de inflexibilidad de GNL», ¿está de acuerdo?
La verdad es que, por las razones esgrimidas anteriormente, pareciera que se trata de una frase irónica. En efecto, luego de la aplicación de la minuta del Coordinador, casi el 80% del GNL importado fue declarado “gestionable” (que es equivalente a declararlo inflexible). Esto no será muy distinto con la nueva Norma Técnica, por lo tanto, la excepcionalidad, que fue el principal objetivo que se buscó resolver en la Norma Técnica, no es más que letra muerta.
¿Qué perspectiva a futuro ve con esta publicación, considerando que el tema se ha judicializado?
La nueva norma técnica resulta ser sustancialmente peor que la anterior, donde por una parte vemos un claro atentado contra la libre competencia y, por otro lado, un fuerte debilitamiento de la institucionalidad que se ha empecinado, sin justificación racional, a forzar este combustible contaminante.
Esperemos que el Panel de Expertos primero se pronuncie sobre las facultades del CEN para regular el sector a través de una “minuta” que no tendría el respaldo de su Consejo Directivo, y luego, que la Corte Suprema y el Tribunal de Defensa de la Libre Competencia se pronuncien lo antes posible sobre los aspectos básicos de la regulación económica en materia eléctrica, como son las facultades de la CNE para regular una actividad económica por medio de las Normas Técnicas y sobre los principios de la libre competencia.
A su juicio, ¿qué desafíos técnicos sigue presentando la normativa en este tema?
Existe poca transparencia en varios aspectos de la operación del GNL y de la información que provee el Coordinador. Lamentablemente la minuta y la nueva Norma Técnica agregan un proceso altamente opaco en la determinación del costo de oportunidad del gas y su real justificación.
Vemos además que también hay un fuerte desafío institucional, que permita garantizar que se respeten las reglas del juego y eviten distorsiones de mercado, que, a la larga, afectarán el precio final de la energía y los costos de suministro.
octubre 21, 2021 | Industria
Céline Assemat, Quantitative Analysis leader de Antuko Chile, conoce en detalle el comportamiento de la generación solar en la operación del Sistema Eléctrico Nacional, donde este año se están rompiendo récords históricos, a medida que aumenta la disponibilidad de instalaciones en la infraestructura eléctrica a gran escala.
En entrevista con ELECTRICIDAD, la especialista señala las perspectivas futuras a corto plazo que tiene esta tecnología, así como los niveles de vertimiento a lo que se ve enfrentada, entre otros aspectos.
Operación
En vista a los récords que viene registrando la generación solar en estas últimas semanas, ¿qué proyecciones tiene respecto a los MWh que puedan aparecer hacia fines de este año (a medida que aumenta la radiación por el verano?
En la primera semana de octubre registramos una generación horaria récord de 4.022 MWh/h y en la segunda, el récord se estableció a 4.136 MWh/h. Este récord va a ser superado varias veces en los próximos meses, como siempre ocurre en primavera y en verano, más encima con una capacidad instalada que crece. Actualmente hay 1,4 GW de capacidad fotovoltaica en pruebas, que en promedio todavía no ha generado más del 27% de su potencia máxima. Según el tiempo y como avanzan con su puesta en servicio, deberíamos pasar entonces los 5,2 GWh/h de energía solar disponible, de la cuál parte sufrirá vertimiento.
Según sus estimaciones, ¿a cuánto puede aumentar la generación bruta solar este año, respecto a 2020?
Proyectamos que 2021 cierre con una generación fotovoltaica de alrededor de 10,7 TWh, lo que representaría un aumento de 40% respecto al año 2020. Vemos que la generación acumulada hasta septiembre 2021 ya mostró un crecimiento de 37,1% respecto al mismo periodo del año anterior. A esto habría que sumar a la generación proveniente de la CSP Cerro Dominador.
¿Qué evaluación hace de la generación bruta CSP de Cerro Dominador y qué perspectivas futuras tiene?
La planta ya entró oficialmente en operación a finales de septiembre y desde entonces ha generado con normalidad la mayor parte del tiempo, aunque detectamos un par de fallas durante su operación en octubre. Vemos que últimamente ha podido aportar diariamente toda su capacidad (110 MW) durante horas nocturnas, en particular durante el peak nocturno de demanda. Proyectamos que debería cerrar 2021 con una generación anual de 0,3 TWh.
¿De qué forma la estrechez de transmisión está afectando a la generación solar durante este año?
Si bien de enero a agosto, casi todo el vertimiento observado ha sido la consecuencia de limitaciones en la transmisión (a menudo con limitaciones locales en líneas de 220 kV) desde septiembre la situación ha cambiado: en efecto, ha ocurrido con alta frecuencia que el precio caiga a USD 0/MWh en la totalidad del sistema. Entre el 1 de septiembre y el 17 de octubre, hubo precios debajo de USD 5/MWh en todo el sistema durante 6.5% del tiempo (73 horas). Esto fue la consecuencia de un aumento de la generación eólica pero también de las limitaciones por parte de las centrales térmicas: mínimos técnicos y gas inflexible.
¿Cuál ha sido el nivel de vertimiento que ha mostrado la energía solar este semestre?
Hasta agosto el CEN ha reportado valores de vertimiento solar bajos de Nogales al Norte, que suman 41,4 GWh y representan según los meses de 0% a 2% de la generación solar total en el país. En septiembre este valor se ha disparado a 46,8 GWh, volviendo a niveles no vistos desde febrero 2018 (aunque en porcentaje de la generación, este vertimiento sigue siendo inferior a lo ocurrido hasta el 2018).
¿Cuáles son los desafíos que aprecia para la generación solar bruta en el SEN para 2022?
Se proyecta que sigan entrando nuevos proyectos solares y eólicas en el resto de 2021 y en 2022, y la generación solar debería seguir con desafíos similares a los que hemos visto estas últimas semanas, con limitaciones de inyección por las inflexibilidades del sistema en particular los mínimos técnicos de las centrales térmicas. Según los volúmenes de gas contratados, el gas inflexible también debería impactar. Adicionalmente, la generación solar del norte se verá más afectada que en el resto del país debido a congestiones en el sistema de transmisión.
