marzo 21, 2024
El pasado martes 19 de marzo, el Ministerio de Energía en conjunto con la CNE y la SEC realizaron un interesante seminario de celebración de los 10 años de la ley que permitió operación en Chile de la generación de eléctrica residencial. Esta modalidad, denominada NetBilling, permite la instalación (especialmente en las casas) de proyectos de hasta 300 kW de energías renovables, destinados prioritariamente para el autoconsumo y conectados a la red de distribución, pudiendo la energía sobrante inyectarse a la red con una remuneración que claramente necesita ser revisada para aumentar la aún baja participación de este segmento en el sistema.
Sin embargo, sobre lo que deseamos destacar un punto no es acerca de esta importante discusión sino respecto de la contradicción esencial de la celebración ministerial. Ello, porque parte importante del foco del seminario, en vez de enfocarse en analizar los desafíos pendientes de la generación distribuida residencial, se centró en otro segmento de generación: pequeñas centrales de hasta 9 MW denominadas PMGD −sigla de “Pequeños Medios de Generación Distribuida”−, que pueden generar hasta 30 veces el máximo del NetBilling, y que ocupan, normalmente, varias hectáreas de terreno.
Según el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN), la enorme proliferación de estas centrales PMGD solares está teniendo efectos catastróficos sobre la competencia en el mercado eléctrico, lo que repercutirá en las cuentas de luz de todos los chilenos, dadas las reglas establecidas para la licitación eléctrica de este año. Dicha distorsión se cimenta en un altísimo subsidio cruzado que permite a las unidades PMGD gozar de un precio distorsionado, obligando al resto de los generadores y a clientes finales a pagar caro por una energía que en el resto del sistema abunda, se desecha y se valoriza a cero pesos durante buena parte del tiempo.
En efecto, hoy el vertimiento de unidades solares, eólicas e hidroeléctricas que no son PMGD no proviene de restricciones de transmisión, sino del exceso de oferta en el sistema. Dado lo anterior, cabe preguntarse: ¿Cómo puede confundirse en un seminario gubernamental un tipo de generación de energía con la otra? Mientras el NetBilling aporta al país y tiende a bajar la cuenta de los clientes, los PMGD hacen lo contrario, pues según nos explica el propio Coordinador del sistema, su operación genera un costo social neto, lo que ha generado una situación insostenible, que en definitiva pagarán los clientes finales y del resto de la industria renovable.
Para poder resolver los gravísimos problemas regulatorios detectados por el Coordinador respecto de los PMGD resulta necesario encontrar claridad conceptual y evitar confundir dos tipos de generación eléctrica que, como vimos, requieren un trato diferenciado. Esto, a fin de poder abordar la crisis en materia de competencia en el mercado eléctrico que el organismo técnico viene alertando públicamente desde hace un año y que, paradójicamente, en el referido seminario no tuvo ni siquiera una sola mención por parte de los expositores.
marzo 12, 2024 | Industria, Industria
Tras la aprobación final de las obras por parte del Coordinador Eléctrico Nacional (CEN), el proyecto de transmisión eléctrica Nueva Maitencillo-Punta Colorada-Nueva Pan de Azúcar, de Eletrans, concretó un hito el pasado 8 de marzo, al finalizar su proceso de energización y comenzar a transmitir energía eléctrica al Sistema Eléctrico Nacional (SEN).
El proyecto, que fue adjudicado por el Ministerio de Energía mediante DS 3T a la compañía en febrero de 2018, requirió una inversión de US$211 millones para la construcción de obras de gran envergadura, como 200 kilómetros de líneas, trabajos en subestaciones existentes y 500 torres entre las regiones de Atacama y Coquimbo.
Con su entrada en operaciones, la línea de transmisión Nueva Maitencillo-Punta Colorada-Nueva Pan de Azúcar no solo reforzará la capacidad de transmisión del país, sino que será clave para asegurar la evacuación de las energías limpias ERNC solares y eólicas instaladas en ambas regiones del Norte Chico.
Un informe de la Agencia Internacional de Energía constató que, si bien Chile muestra avances importantes en generación de energías renovables, al mismo tiempo exhibe elevadas tasas de vertimiento o energía perdida por no poder ser transportada a lugares de mayor demanda. A modo de ejemplo, en septiembre pasado el 11,1% de la generación eólica y solar debió verterse porque la transmisión estaba congestionada.
“En Eletrans estamos muy orgullosos de que este proyecto comience por fin a operar. Además estamos agradecidos de todos los que trabajaron, impulsaron y apoyaron este proyecto, en especial nuestra gente, de la cual 50% son mujeres, nuestros contratistas Pyme, nuestro accionista State Grid y nuestra matriz Chilquinta«, afirmó la gerente general de Eletrans, Bernardita Espinoza.
Y añadió que «Atacama y Coquimbo cumplen un papel fundamental en ese plan, ya que sus condiciones geográficas y climáticas resultan muy favorables para el desarrollo de ERNC, de hecho, al día de hoy, en conjunto aportan casi la mitad de toda la Energía Eólica en el país y el 16% del total de Energía Solar. Aumentar la capacidad de transmisión de esas energías limpias beneficiarán a clientes domiciliarios, industriales y mineros».
febrero 28, 2024 | Energías Renovables, Industria
El diagnóstico es compartido. La gran cantidad de energía renovable que se produce en la Región de Antofagasta no puede transportarse en su totalidad hacia el centro del país dada la inexistencia de nuevas líneas eléctricas, lo que ha creado un cuello de botella en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN).
Precisamente para resolver ese problema y permitir que Chile cumpla su meta de descarbonizar la matriz energética al año 2050, nació el proyecto de transmisión Kimal – Lo Aguirre, el cual fue licitado por el Estado a través del Coordinador Eléctrico Nacional y adjudicado a la empresa Conexión.
Una de las innovaciones del proyecto es el uso de corriente continua, también llamada HVDC por sus siglas en inglés, para transportar energía eléctrica. Si bien esta tecnología es nueva en Chile, ha sido utilizada en países como Brasil, Estados Unidos, Canadá, Noruega, Suecia y China, que cuentan con una gran extensión geográfica y focos puntuales de generación renovable –como Chile- y, por lo tanto, requieren líneas de gran longitud que a la vez permitan un sistema de transmisión robusto, eficiente y resiliente.
El proyecto Kimal – Lo Aguirre abarca cinco regiones, desde Antofagasta a la Región Metropolitana, 29 comunas y más de 160 localidades. Contempla 1.343 km de línea y dos subestaciones convertidoras, una en María Elena, Antofagasta, y otra en Pudahuel, Santiago. La del norte tomará la energía aportada por las centrales renovables y la convertirá en corriente continua para transportarla por la línea, mientras que la del sur hará el proceso inverso para entregarla al sistema eléctrico.
Es una iniciativa relevante. Tendrá una potencia de 3000 MW, equivalente a un cuarto de la demanda diaria del sistema eléctrico del país. En su construcción se aprovecharán la experiencia que tienen ISA y China Southern Power Grid (CSG), ambos accionistas de la empresa que levantará la línea y subestaciones convertidoras, y cuyos profesionales participan activamente en el proyecto.
Diferencias y ventajas
Pero ¿Cuál es la diferencia de esta tecnología con la actual? “Primero, un menor impacto ambiental, porque para llevar la misma potencia en corriente alterna se requeriría una franja de seguridad 50% mayor que la contemplada en Kimal – Lo Aguirre. Esto implicará la utilización de menos espacio en el suelo, y más importante aún, disminuirá el impacto sobre la biodiversidad del territorio, tanto a nivel de flora, fauna y comunidades”, afirmó el gerente de Ingeniería y Construcción de Conexión Kimal – Lo Aguirre, Mauricio Restrepo.
Agregó que, al mismo tiempo, precisará de menos toneladas de torres, fundaciones y cables si se compara con una línea en corriente alterna, por lo que acelera el periodo de construcción, reduciendo traslados de maquinarias, personas y de materiales, rebajando emisiones, ruidos e intervención de caminos en zonas protegidas o alejadas.
Segundo, es más eficiente para transportar energía, porque sufre menos pérdidas en el camino dadas sus características. Al transportar 3000 MW en corriente alterna, la pérdida podría alcanzar una potencia de 250 MW. Usar corriente continua permite rebajar esa cifra a 150 MW. Para dimensionar este factor, esos 100 MW de diferencia pueden abastecer a más de 33 mil hogares.
En tercer lugar, Kimal – Lo Aguirre transportará energía limpia, especialmente fotovoltaica y eólica, que hoy día se pierde por falta de nuevas líneas de transmisión. Según el Coordinador Eléctrico Nacional, el vertimiento creció un 78% entre 2022 y 2023.
“De esta forma, cuando el proyecto esté en operación la eficiencia de uso de energías renovables mejorará considerablemente, reduciendo la pérdida de energía en más de un 50% e impactando positivamente en los precios del Sistema Eléctrico Nacional (SEN)”, sentenció Restrepo.
febrero 7, 2024 | Industria
El Centro de Energía de la Universidad de Chile (UCH) desarrolló la plataforma E-Viewer 2.0, la cual tiene como objetivo visualizar la operación del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) de manera rápida y amigable.
De esta forma, se busca que los usuarios puedan acceder y visualizar las principales variables que afectan el funcionamiento del mercado eléctrico, contribuyendo a la toma de decisiones de los actores del sector.
En la página de inicio se publican periódicamente distintos casos de estudio desarrollados por el Centro de Energía y desarrollados a partir de fuentes públicas, como la programación diaria que realiza el Coordinador Eléctrico Nacional. Para cada caso de estudio se pueden visualizar las proyecciones de generación por central, flujos por las líneas de transmisión, proyecciones de demanda, costos marginales, entre otros resultados.
A partir de las herramientas de análisis, se pueden identificar las estimaciones de flujo de potencia, los desacoples de costos marginales, se pueden identificar las líneas con problemas de saturación, las centrales con vertimiento ERNC, entre otras variables.
A la plataforma E-Viewer, el Sistema Eléctrico Nacional al alcance de un click, se puede acceder de manera gratuita a través del siguiente link: e-viewer.cl.
febrero 2, 2024 | Almacenamiento, Energías Renovables, Industria
Engie está desarrollando un ambicioso plan de transformación para descarbonizar la matriz energética y entregarle seguridad y flexibilidad al Sistema Eléctrico Nacional (SEN). Para ello, una de sus áreas claves en este camino para acelerar la transición energética son los sistemas de almacenamiento y anunciaron su cuarto proyecto en esta materia: BESS Capricornio.
La iniciativa en base a Battery Energy Storage System (BESS) se emplazará en la Planta Solar Capricornio (88 MWac) -también propiedad de la compañía y ubicada en la comuna de Antofagasta- y contará con 96 contenedores que serán capaces de almacenar la energía producida gracias al sol durante cinco horas.
En total, BESS Capricornio tendrá una capacidad de almacenamiento de 264 MWh, lo que se traduce en una capacidad instalada de 48 MW y 96 GWh promedio al año. Esto equivale a suministrar energía a 11.500 hogares y evitar emitir al año 25.833 toneladas de CO2, en otras palabras, significa sacar aprox. 8.800 vehículos de combustión convencional del parque automotriz.
La CEO de Engie Chile, Rosaline Corinthien, afirmó que «a nivel mundial tenemos la meta de contar con 10 GW en almacenamiento para 2030. Sabemos que los sistemas de almacenamiento cumplen un rol primordial en la transición energética y, en línea con lo anterior, BESS Capricornio se sumará a nuestro portafolio con este tipo de tecnología que permite evitar los problemas de vertimiento y evacuar energía verde en las horas de mayor demanda».
Actualmente BESS Capricornio se encuentra en etapa de construcción, la movilización a terreno está estipulada para febrero y se espera entrar en operación comercial el primer semestre de 2025.
Avances en almacenamiento
La compañía cuenta actualmente con un sistema de almacenamiento en operación ubicado en Arica -capacidad de almacenamiento de 2MWh e instalada de 2MW- que sirvió de piloto para poder desarrollar otras iniciativas.
A lo anterior, se suman dos proyectos: BESS Coya (638 MWh) y BESS Tamaya (418 MWh).
En el caso de BESS Coya, se encuentra con el 100% de las baterías instaladas y está a la espera de obtener el inicio de su operación comercial. Una vez que esto suceda, será el sistema con mayor capacidad de almacenamiento en América Latina. Mientras que BESS Tamaya se trata de un proyecto de reconversión del sitio, dado que reutiliza algunas de las instalaciones y espacio físico de la ex central diésel (central térmica) de la compañía en la comuna de Tocopilla.
“Una vez que entren en operación BESS Coya, BESS Tamaya y BESS Capricornio; contaremos con más de 1.1 GWh de capacidad de almacenamiento al día. Esto es un gran logro en nuestro plan de transformación. Además, hay que tener en cuenta, que cada uno de los proyectos que estamos desarrollando hoy en día, tiene contemplado incorporar un sistema de almacenamiento”, indicó el Managing Director Renewable de Engie Chile, Juan Villavicencio.
