enero 31, 2024 | Industria
El Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) emitió el Informe Consolidado de solicitud de Aclaraciones, Rectificaciones o Ampliaciones (Icsara) del Estudio de Impacto Ambiental (EIA) correspondiente al proyecto de construcción de la Línea de Transmisión Kimal-Lo Aguirre, ingresado al SEIA en octubre de 2023. Este documento incluye las observaciones a la iniciativa realizadas por los órganos de la administración del Estado con competencia ambiental.
Lo anterior representa un hito dentro de la evaluación técnico ambiental del proyecto, mientras en paralelo se desarrolla el proceso para asegurar la participación ciudadana realizado por el SEA, y que ha implicado un intenso desarrollo de diversas actividades (reuniones, visitas a terrenos, encuentros, puerta a puerta, entre otros) a lo largo de todas las comunas por donde se emplaza el proyecto, y que se extenderá hasta el 12 de febrero.
Conexión ya se encuentra trabajando a fin de dar cabal respuesta a los pronunciamientos en su Adenda, recabando la información adicional solicitada por la autoridad, así como de aclarar y rectificar lo que se requiere.
Altos estándares de sostenibilidad
Kimal-Lo Aguirre será la primera línea de transmisión eléctrica de corriente continua (HVDC) que se construirá en Chile. Su entrada en operación está pronosticada para 2029 y es uno de los proyectos de mayor envergadura del plan de expansión de transmisión, constituyendo infraestructura clave para habilitar la transición energética del país y lograr las metas de descarbonización a 2050, al incidir positivamente en la disminución del vertimiento de energías limpias que hoy se pierden por falta en la capacidad de transmisión.
Considerando la importancia de contar con buenas prácticas en un proyecto como este, tanto en términos ambientales como sociales, Kimal-Lo Aguirre se sometió a una evaluación externa el cumplimiento del proyecto con los estándares internacionales de sostenibilidad según los Principios del Ecuador y las Normas de Desempeño Ambiental y Social de la Corporación Financiera Internacional (IFC), desarrolladas con el fin de prevenir, mitigar y manejar los riesgos e impactos de este tipo de iniciativas, logrando un buen cumplimiento.
Estos estándares internacionales exigen prevenir riesgos e impactos en los derechos humanos durante todas las fases del proyecto, lo que requiere una Debida Diligencia en derechos humanos que evalúe cualquier posible afectación a derechos fundamentales. Entre otros, el derecho a un medio ambiente sano, a la tradición y autonomía de las organizaciones, al acceso a la información y transparencia, y laborales, entre otros.
El proyecto consideró un proceso de participación ciudadana anticipada, previo al ingreso del Estudio de Impacto Ambiental, y contempla un plan de relacionamiento comunitario permanente durante todas las fases del proyecto.
Como complemento a este proceso, se definieron canales de comunicación para recibir quejas, observaciones y preguntas de lo que se denomina partes interesadas, especialmente comunidades, tales como el sitio web, formulario para ingreso de requerimientos, correos electrónicos, y contacto uno a uno en terreno.
Primera línea en corriente continua
La tecnología de corriente continua (HVDC) será uno de los íconos de este proyecto. Si bien esta tecnología es nueva en Chile, ya ha sido muy utilizada en países como Brasil, Estados Unidos, Canadá, Noruega, Suecia y China, que cuentan con una gran extensión geográfica y focos puntuales de fuentes renovables –como Chile– y, por lo tanto, requieren líneas de gran longitud que a la vez permitan un sistema de transmisión robusto, eficiente y resiliente.
Entre las ventajas de esta tecnología destaca el uso de menos infraestructura, menos circuitos y menos cables, generando un menor impacto en el territorio ya que no necesita subestaciones intermedias y requiere una menor franja de seguridad.
enero 4, 2024 | Industria
Generadoras de Chile y la Asociación de Transmisoras de Chile encargaron, conjuntamente, un estudio al Instituto Sistemas Complejos de Ingeniería (ISCI) de la Universidad de Chile y a la consultora SPEC, denominado “Identificación de acciones sistémicas de corto y largo plazo para un desarrollo adecuado de los sistemas de transmisión como condición habilitante de la carbono-neutralidad”.
Su elaboración estuvo a cargo de un equipo de investigadores liderados por Rodrigo Moreno y Eduardo Pereira.
Su objetivo fue identificar las brechas existentes, junto con un conjunto de acciones sistémicas, de corto y largo plazo, que permitan hacer un mejor uso de las capacidades actuales y perfeccionar la planificación futura de la infraestructura de transmisión del sistema eléctrico, manteniendo los estándares de seguridad.
Al respecto, el director ejecutivo de Transmisoras de Chile, Javier Tapia, afirmó que el estudio “analiza las condiciones existentes, las barreras y los requerimientos sistémicos, tecnológicos y regulatorios necesarios para desplegar la infraestructura de forma más eficiente y oportuna, para cumplir tanto con las metas de calidad de servicio como de descarbonización y contribuir así al proceso de transición energética”.
El estudio
En detalle, el documento propone que las medidas a corto plazo giren en torno al uso eficiente de la transmisión actualmente operativa y a la revisión del despacho inflexible de las centrales a carbón, lo cual se vincula con la programación de la operación.
En el mediano plazo se indica la necesidad de examinar “alternativas tecnológicas con tiempos de despliegue menores que también pueden contribuir a hacer un uso más eficiente de las capacidades del sistema de transmisión existentes”, mientras que en un plazo extendido se considera la revisión de la metodología actual “para continuar expandiendo la red de manera eficiente de acuerdo con las necesidades futuras, en particular, bajo el contexto de descarbonización”.
Asimismo, el estudio incluye un módulo sobre la regulación en el proceso de planificación de la transmisión, donde se señalan hallazgos como la falta de “precisiones de detalle respecto del modelamiento para el proceso de planificación” y en la “calidad de las estimaciones realizadas respecto de distintas variables como costos de operación, congestiones, vertimientos, entre otros”. Asimismo, se constata que “los datos de entrada a utilizar son delineados sin precisión sobre alguna metodología específica, o criterios de desempeño, y por lo tanto sin procurar que los datos sean adecuados para, por ejemplo, representar correctamente la variabilidad de ERV ni las fallas de unidades de generación”.
Según agrega el documento, “la metodología de planificación plasmada en el reglamento habilita la promoción de obras por conceptos adicionales a los ahorros de costos de operación, lo que es, en espíritu, equivalente a los conceptos de multivalor desarrollados. A juicio del consultor, lo que falta son precisiones de detalle metodológicas que permitan al planificador realizar de manera sistemática las evaluaciones”.
Puede revisar el estudio ingresando a través del siguiente enlace: Resumen Estudio Spec-ISCI
diciembre 5, 2023
Darío Morales, director ejecutivo de Acesol, en su columna titulada “Una mirada amplia de la transición energética” responde en duros términos a mi columna “Don’t look up”, la cual versa sobre los catastróficos efectos que, sobre el mercado eléctrico y las cuentas de los consumidores, produce y seguirá produciendo la incontrolada proliferación de PMGD solares en nuestro país.
Esta distorsión se cimenta en un altísimo subsidio cruzado que permite a las unidades PMGD gozar de un precio desacoplado del mercado, obligando al resto de los generadores y a clientes finales a pagar caro por una energía que en el resto del sistema abunda y además se bota. En efecto, hoy el vertimiento de unidades solares, eólicas e hidroeléctricas que no son PMGD no proviene de restricción de transmisión, sino del exceso de oferta en sistema.
El análisis de Darío −de quien tengo la mejor opinión en lo personal y profesional− lamentablemente omite toda alusión respecto de los dos últimos informes de la Unidad de Monitoreo de la Competencia del Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) y el oficio enviado este año por el presidente de este organismo al ministro de Energía informando de la necesidad de abordar este problema cuanto antes. Lo anterior, a través de modificar el reglamento para que el precio estabilizado realmente “estabilice” el ingreso PMGD solares, como mandata la ley, y no “subsidie” el ingreso PMGD solar, como acontece con la actual regulación, para lo cual recomienda reliquidaciones mensuales.
Pero le tengo malas noticias a Darío: desgraciadamente, el cometa del cual hice referencia en mi columna anterior ya comienza a ser visible desde la tierra. En la sesión del miércoles 29 de noviembre pasado de la Comisión de Minería y Energía del Senado, el presidente del Consejo Minero se salió de protocolo y expuso a senadores y al ministro una lámina completa acerca de la crisis de precios que va a generar esta situación, cifrando en USD500 millones anuales las futuras transferencias directas de los clientes a los PMGD.
Asimismo, una gran empresa alemana de generación solar y eólica en crisis financiera en Chile, WPD, indicó que una de las causas de su crisis son las distorsiones presentes en el mercado de la energía local. Entre ellas, que desde 2016 a la fecha el pago que deben hacer a los PMGD solares se ha incrementado ¡en 15 veces! Y la tendencia es al alza. El mismo día, el portal internacional de noticias Bloomberg emitió una nota donde destacó la declaración de la entidad representante de los consumidores residenciales y Pymes, Conadecus, criticando las futuras alzas en las cuentas debido a los PMGD.
En definitiva, el problema de pagar por una energía cara que no aporta valor al país, dado que existe vertimiento sistémico por sobreoferta en horarios solares, genera un costo social neto y es una situación que no se sostiene. Menos todavía a costa de los clientes finales y del resto de la industria renovable.
No obstante, con Darío tenemos una coincidencia importante: la regulación no “garantiza” el precio estabilizado, sino que es −y siempre fue− una fórmula revisable, incluso cada seis meses, como él mismo indica en su columna. Eso es justamente lo que recomienda el CEN al ministro.
Para terminar, insisto en que corregir esta distorsión en nada afectaría las metas ambientales del país, puesto que los vertimientos por exceso de oferta sistémica en horario solar ya sobrepasan la generación PMGD fotovoltaica. En cambio, mantener la evidente distorsión en favor de los PMGD produce justamente el efecto contrario, pues está poniendo en jaque la viabilidad financiera y desplazando el desarrollo de energía renovable competitiva y eficiente del país, siendo esto la altura del debate que nos debiese preocupar a todos quienes anhelamos lograr una matriz verde, sostenible y libre de subsidios.
noviembre 27, 2023
En una columna titulada Don’t Look Up, el Director Ejecutivo de la Asociación de Pequeñas y Mediana Centrales Hidroeléctricas hace una serie de afirmaciones, tanto sobre el proceso de discusión que modificó el DS N°244 que rige a los PMG y PMGDs como de otros procesos institucionales, que creo imprescindible comentar.
La primera afirmación que quisiera analizar, es tal vez, la más preocupante: “La institucionalidad hizo algunos esfuerzos por contener esta distorsión en 2019, pero la enorme presión sobre las autoridades de la época terminó extendiendo este régimen mediante un artículo transitorio de 14 años”. Esta frase es preocupante porque desliza la idea de que si la institucionalidad del sector decide iniciar la modificación del mecanismo de precio estabilizado (que ha sido una vieja pretensión de Apemec), está procediendo correctamente, pero que cuando actúa en contra de dicha postura, entonces es debido a la existencia de enormes presiones que la autoridad, tanto del Poder Ejecutivo como del Poder Judicial, fueron incapaces de resistir.
A mi juicio, esta afirmación raya en lo temerario. Durante la discusión de las modificaciones al DS N°244 la autoridad efectúo innumerables reuniones, tanto individuales como colectivas, recibió información y estudios de todas las asociaciones gremiales y empresas que quisieron participar del proceso y realizó sus propios análisis tanto con personal interno como con consultores externos.
A pesar de que Acesol no estuvo de acuerdo con la modificación que finalmente resultó de la metodología de cálculo del precio estabilizado y de los plazos para acogerse a él, ya que estimamos que esto produciría un freno a las inversiones en el sector (lo que se hará evidente a partir de 2024); estamos convencidos de que el proceso cumplió con los estándares de debate y reflexión que el sector requiere. No hay que olvidar que el periodo transitorio, propuesto inicialmente por la banca local para mantener el precio estabilizado calculado según la metodología del DS N°244, tuvo por objeto dar estabilidad regulatoria a inversiones que son intensivas en el uso de capital.
Para reflexionar sobre este tema, es importante tener presente que la regulación de los medios de generación distribuidos tiene su origen a mediados de los años 2000. En aquella época nace la inquietud mayormente desde un grupo de empresas y personas de alto patrimonio que tenían derechos de agua en el sur de Chile y que querían aprovechar su contenido energético para participar del negocio eléctrico. Para lo anterior, la ley eléctrica estableció las condiciones para que dichos medios de generación se conectaran a las redes de distribución, que deberían asumir los costos de expansión de dichas redes y que podrían optar entre vender su energía al costo marginal o a un precio estabilizado. Es decir, se sentaron las bases para el actual diseño regulatorio de los PMG/PMGDs.
Durante los diez primeros años, fueron las pequeñas y medianas centrales hidroeléctricas las que se desarrollaron amparados en esta nueva y visionaria regulación. En los primeros años de funcionamiento del mecanismo, el costo marginal superaba los 350 US/MWh y el precio nudo de corto plazo estaba cerca de los 100 US/MWh. Por lo anterior, la mayoría de los proyectos hidroeléctricos se acogieron al régimen de venta al costo marginal.
No fue sino hasta el año 2015 cuando se comenzaron a dar algunos episodios donde el precio de nudo de corto plazo era mayor que el costo marginal. Fue precisamente durante estos años en que la significativa reducción del costo de inversión de las energías renovables no convencionales se comenzó a capitalizar en nuestro país con especial foco en la energía solar fotovoltaica. Otro elemento importante a tener en cuenta es que, desde el año 2009 a la fecha, el precio de nudo de corto plazo ha estado siempre por debajo del precio promedio de toda la energía tranzada mediante contratos de energía en el mercado eléctrico, también denominado como Precio Medio de Mercado (PMM).
Con respecto a la afirmación sobre que esto implicaría para las centrales fotovoltaicas poseer “un estatuto económico propio” no es correcto por cuanto el mecanismo de precios es neutro tecnológicamente y el aumento de la participación fotovoltaica se debe exclusivamente a la competitividad de esta tecnología. Así también, la afirmación “garantiza un precio a su energía” tampoco es correcta por cuanto se trata de un precio estabilizado por períodos de 6 meses, no garantizado, tal como se estableció en diversas instancias legales, que incluyen un pronunciamiento del Tribunal de Libre Competencia.
En este sentido referirse a una “proliferación sin control” tampoco sería correcto, por cuanto el DS N°88 clarificó las reglas para la conexión y operación de este tipo de centrales e incorporó limitaciones al otorgamiento de conexiones de este tipo de proyectos cuando sus inyecciones generasen congestiones aguas arriba en la transmisión zonal y/o dedicada. Además, se reemplazó el régimen de precio al que podían acceder estos proyectos por un nuevo precio estabilizado que recoge la oferta de energía solar durante el día distinguiendo 6 bloques horarios para su régimen tarifario.
Por otro lado, afirmar que no hay “una base legal expresa, que ha servido a ciertos generadores para funcionar fuera de las reglas del mercado eléctrico.”, es incorrecto , ya que el artículo 149° inciso quinto de la LGSE mandata al Ejecutivo a establecer vía reglamento la metodología de cálculo del precio estabilizado. Finalmente, en relación con el dictamen del panel de expertos sobre los “vertimientos” (sic), tampoco es correcto decir que los PMGD/PMGDs no estarán sujetos a ellos, de hecho lo están. Lo que establece el dictamen del Panel de Expertos es que los recortes a esos medios de generación se deben hacer de acuerdo a consideraciones de seguridad ya que operan en modalidad de autodespacho.
Creemos que vale la pena aclarar que los recortes de energía y los costos marginales cercanos a cero no se deben solamente a la oferta de energía solar durante el día, sino que a otras decisiones de operación del sistema que generan distorsiones mucho más significativas en la operación del sistema, como por ejemplo la operación de centrales de gas bajo la condición de gas inflexible, la operación a mínimo técnico de las centrales térmicas a carbón y la rigidez del sistema de transmisión.
Todas ellas son condiciones que además de restringir el despacho de las centrales de generación renovable no convencional, reducen artificialmente el costo marginal en ciertas zonas del sistema. Son estas la situaciones que están afectando al sector en el corto plazo y por consiguiente tenemos que hacernos cargo.
Desde Acesol queremos contribuir a elevar el nivel del debate, teniendo una mirada amplia de los problemas y oportunidades que nos ofrece la transición energética. Hemos insistido en diversos foros en la necesidad de que nuestro país cuente con una política de medios distribuidos, tanto de generación como de almacenamiento, y que estos deben ser considerados al momento de pensar en las reformas que nuestro mercado eléctrico requiere. De lo contrario, seguiremos buscando soluciones bajo el viejo paradigma de que los medios descentralizados no son complementarios, sino que compiten con los medios centralizados, lo que está totalmente ajeno y alejado de la realidad.
noviembre 27, 2023 | Medio Ambiente
La Superintendencia del Medio Ambiente (SMA) sancionó con una multa de 885 Unidades Tributarias Anuales -equivalentes a casi $680 millones- a ENAP Refinerías, titular del proyecto “Terminal Marítimo de Quintero ENAP”.
En detalle, se debió por incumplimientos a las obligaciones establecidas en su Resolución de Calificación Ambiental (RCA), en materia de tratamiento de Riles, y a la Norma de Emisión para la Regulación de Contaminantes asociados a las Descargas de Residuos Líquidos a Aguas marinas y Continentales Superficiales.
Cabe mencionar que en agosto de 2018, en el marco de la emergencia ambiental en las comunas de Quintero y Puchuncaví, la SMA inició un procedimiento sancionatorio que dio origen a distintas diligencias en terreno, entre ellas, inspecciones y exámenes de información.
Tras la investigación, el organismo determinó sancionar al titular por la operación de su sistema de tratamiento de residuos industriales líquidos en condiciones distintas a lo aprobado, en el marco de la mantención de dos estanques, lo cual fue constatado por el vertimiento de fluidos con una caracterización distinta a la aprobada; en que la eficiencia de remoción fue inferior a la comprometida; y por el vertimiento de fluidos en un lugar distinto al estanque de distribución, entre otros.
Asimismo, se aplicó una sanción debido a que, en julio de 2017, la unidad superó el límite permitido por la norma para el parámetro hidrocarburos volátiles, en la descarga al mar proveniente del sistema de tratamiento de Riles.
En el marco de este procedimiento sancionatorio, en el año 2020 la SMA realizó una reformulación de los cargos en contra de ENAP en base a nuevos antecedentes obtenidos mediante diversas actividades de fiscalización y elaboración de estudios especializados y estudios. Dicha reformulación de cargos fue impugnada por la estatal ante el Segundo Tribunal Ambiental, el cual, con fecha 12 de agosto de 2021, acogió la reclamación ordenando retrotraer el procedimiento sancionatorio, manteniéndose los cargos en los términos originalmente formulados.
De esta forma, la multa debe ser pagada directamente en la Tesorería General de la República. En caso de que el titular resuelva impugnar la resolución sancionatoria, puede presentar un recurso de reposición ante la propia SMA en el plazo de 5 días hábiles, o bien, tiene 15 días hábiles para interponer un reclamo de ilegalidad ante el Segundo Tribunal Ambiental.
