La Agencia Internacional de la Energía define la energía solar como aquella que se puede extraer de la luz solar que llega a la tierra y ser transformada en otras formas de energía útil, como energía térmica o eléctrica.

La luz solar puede ser convertida de manera directa en energía eléctrica, a través de celdas fotovoltaicas o bien en energía calórica a través de equipamiento de concentración solar.

En los sistemas de aprovechamiento térmico, el calor recogido en los colectores solares o concentradores puede destinarse a satisfacer numerosas necesidades como, por ejemplo, obtención de agua caliente para consumo doméstico o industrial, o bien para fines de calefacción, aplicaciones agrícolas, y la producción de electricidad a través de un proceso termoeléctrico.

Por su parte, los Paneles Fotovoltaicos, que constan de un conjunto de celdas solares, se utilizan para la producción de electricidad y constituyen una adecuada solución para el abastecimiento eléctrico tanto en áreas rurales como desérticas, que cuentan con un recurso solar abundante. La electricidad obtenida mediante los sistemas fotovoltaicos puede utilizarse en forma directa, o bien ser almacenada en baterías para utilizarla durante la noche.

Fuente: Internacional Energy Agency

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La energía eólica es aquella energía cinética que se encuentra disponible en una masa de aire en movimiento (viento). Según la Administración de Información de la Energía de los EE.UU. esta energía ha sido utilizada por el ser humano desde, al menos, el año 5.000 A.C.

Los aerogeneradores son dispositivos diseñados para transformar la energía cinética del viento en energía eléctrica. Producto de intensas actividades de investigación y desarrollo, su diseño aerodinámico ha tenido importantes variaciones desde sus orígenes a la fecha. En la actualidad, el diseño más común consiste en una turbina de tres palas) montadas sobre una torre. La turbina está acoplada mecánicamente a un generador eléctrico. La cantidad de energía que un aerogenerador puede transformar en electricidad dependerá, además de la velocidad del viento, de la altura de la torre y del largo de sus palas.

Fuente: EIA – U.S. Energy Information Administration

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La bioenergía se define como la energía contenida en la biomasa. La biomasa corresponde a cualquier materia orgánica que esté disponible de manera renovable, tales como residuos de animales, plantas, cultivos o deshechos orgánicos.

Dependiendo de la biomasa que se utilice, la bioenergía puede ser utilizada como energía térmica, a partir de la quema directa, o bien a partir de un proceso de transformación en un combustible gaseoso (biogás) o en un combustible líquido (biocombustible).

Fuente: Agencia Internacional de la Energía

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La Asociación Europea de la Energía Oceánica plantea que hay, al menos, cuatro formas de extraer el contenido energético disponible en los mares: tecnología undimotriz, mareomotriz, de gradiente térmico y de gradiente de salinidad.

La tecnología undimotriz extrae energía del movimiento de las olas, de igual forma, la tecnología mareomotriz aprovecha las mareas o corrientes marinas. Por su parte, la tecnología de gradiente térmico aprovecha las diferencias de temperatura entre la superficie y las aguas profundas, y, por último, está la tecnología gradiente de salinidad.

Chile es un país que tiene más de 4.500km de costa y una tradición naval importante, por lo que se estima que la energía de los mares puede jugar un rol, tanto a nivel de provisión de energía a la red como en aplicaciones descentralizadas. Con el propósito de aprovechar estas ventajas, nuestro país ha estado preparando sus capacidades tecnológicas poniendo en marcha una serie de iniciativas público-privadas, que buscan entender mejor el tipo de recurso de recurso y su disponibilidad en el territorio, evaluar los impactos ambientales y sociales, así como también preparar el capital humano necesario para facilitar la implantación de esta tecnología cuando esta esté en condiciones de competir en el mercado.

Fuente: Ocean Energy Europe

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La energía eléctrica producida a partir de la energía potencial contenida en un volumen de agua ubicado a una cierta altura se denomina energía hidroeléctrica. En Chile, se utilizan generalmente dos tipos de centrales, de embalse y de pasada.

Las centrales de embalse interrumpen el curso normal de un río con el propósito de controlar la acumulación o liberación del agua almacenada, lo que permite gestionar la cantidad de energía producida. Las centrales de pasada desvían momentáneamente una parte del caudal de un curso de agua, con el propósito de dejarla caer sobre una turbina que produce la electricidad. Una vez terminado el proceso, el agua es devuelta al cauce natural.

La energía hidroeléctrica es renovable y su disponibilidad depende principalmente de los ciclos hidrológicos. Es del caso señalar que la Ley General de Servicios Eléctricos, en su artículo 225, define que serán consideradas como Medios de Generación Renovables No Convencionales, aquellas centrales hidroeléctricas cuya potencia conectada sea inferior o igual a los 20 MW.

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La energía geotérmica de alta entalpía es aquella en forma de calor que está disponible bajo la superficie terrestre, a profundidades relativamente bajas, producto de la presencia de magma a alta temperatura.

Una forma de extraer esta energía es aprovechar yacimientos de agua o vapor subterráneo que estén cercanos a la fuente de calor.

El calor extraído en la superficie se utiliza para producir vapor a presión que alimenta a una turbina encargada de la producción de electricidad. Finalmente, en las centrales de ciclo cerrado, el agua es reinsertada al yacimiento con el propósito que absorba nuevamente la energía térmica disponible.

Por su parte, la energía geotérmica de baja entalpía aprovecha las propiedades de aislación térmica de la parte más superficial de la corteza terrestre. A unos pocos de metros bajo tierra, la temperatura se mantiene estable durante el año en algunas decenas de grados Celsius. Con el propósito de aprovechar este fenómeno, se instala un circuito de cañerías bajo tierra, y se hace circular lentamente un líquido caloportador que en la superficie está a temperatura ambiente. Independientemente de cuál sea la temperatura ambiente, el líquido, al circular por las cañerías, equilibra siempre su temperatura con de la tierra. Así, si la temperatura ambiente es menor a la del interior de la cañería, entonces el líquido absorbe temperatura, mientras que, si el ambiente tiene una temperatura superior, entonces baja su temperatura.

Existe una gran variedad de formas para aprovechar la geotermia de baja entalpía, tanto para calefacción, refrigeración y agua caliente sanitaria. Una forma que ha probado ser eficiente es el uso de bombas de calor.

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Los sistemas de almacenamiento de energía no producen energía por sí mismos, sino que permiten absorber energía desde una fuente en un momento determinado, y entregarla en otro momento para su consumo.

Según lo indica el Centro de Sistemas Sustentables, de la Universidad de Michigan, las tecnologías de almacenamiento están siendo desarrolladas, al menos, desde la primera mitad del siglo XIX. No hay una única forma de clasificar los sistemas de almacenamiento, sin embargo, lo más común es hacerlo a partir de la forma de energía que es almacenada. Así, es posible distinguir los sistemas de almacenamiento eléctricos, químicos, electroquímicos, mecánicos, hidráulicos y térmicos.

A la fecha, los sistemas de almacenamiento de energía se han masificado en aplicaciones donde no se requieren altos volúmenes de energía. Sin embargo, la investigación y desarrollo en esta área tomó fuerza, primero con la crisis del petróleo en EE. UU. de los años 70s y, más recientemente, a partir del impulso dado por la industria de la movilidad eléctrica.

Desde la perspectiva de las aplicaciones en la red eléctrica, que requieren grandes volúmenes de energía, los sistemas de almacenamiento más comunes son los de bombeo. Estos emulan la operación de una central hidroeléctrica, ya que utilizan energía eléctrica para bombear grandes volúmenes de agua hacia un depósito ubicado a una cierta altura, almacenando la energía en forma de energía potencial. Para extraer la energía, se deja caer el agua sobre una turbina, la cual está acoplada a un generador eléctrico.

Con los últimos desarrollos tecnológicos, el almacenamiento electroquímico en formas de baterías ha ido aumentando la cantidad de energía almacenable, al mismo tiempo que ha reducido considerablemente sus costos de inversión.

El primer sistema de almacenamiento conectado a la red eléctrica instalado en Chile está en la Subestación Eléctrica Andes, y fue puesto en servicio en 2009.

Fuente: Center for Sustainable Systems (University of Michigan)

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Actualidad

Publicado el 27-01-2022
Acelerar los proyectos de transmisión eléctrica, el principal desafío del nuevo gobierno para impulsar la transición energética

La energía verde para la transición energética avanza a pasos acelerados. Hoy, el cuello de botella -y donde existen las mayores necesidades de infraestructura- está en la transmisión. Como señaló hace unos meses el MIT Technology Review, las líneas de transmisión de energía son hoy el gran reto para llenar el mundo de renovables. “De nada sirve aumentar la capacidad de generación de energía limpia si no existe una red eléctrica capaz de llevarla a donde esté la demanda en cada momento”, afirma esta publicación especializada.

En los últimos meses, en medio de la discusión constitucional y las campañas presidenciales -de primera y segunda vuelta-, parte importante de la temática ambiental y climática ha estado marcada por la necesidad de descarbonizar la matriz y sobre cómo avanzar en la transición energética necesaria para disminuir las emisiones de gases de efecto invernadero. Y las propuestas en esta materia, hasta ahora, ha seguido el mismo derrotero que en los últimos años: la necesidad de incrementar la generación con Energías Renovables No Convencionales (ERNC), acelerar el fin de la generación térmica, e impulsar la producción de hidrógeno verde. Pero poco se ha hablado de un tema que resulta fundamental para la transición energética, y que será clave en la gestión del futuro ministro de Energía Claudio Huepe: la transmisión eléctrica.

Esto porque los primeros puntos señalados presentan ya avances importantes y una hoja de ruta clara. En lo que respecta a las ERNC, de acuerdo a la última cuenta anual de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera) estas ya suman el 27% de la generación eléctrica del país, con un aumento de cinco puntos respecto al año anterior y 36,7% de la capacidad instalada, nueve puntos más que 2019. El año pasado se instalaron 123 nuevos proyectos ERNC por 4.631 MW, con una inversión US$5.082. Aún más, el gobierno ya anunció un proyecto de ley para actualizar la meta de ERNC en la matriz energética nacional, duplicando la obligación inicial de cuotas de generación en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) para llegar a un 40% a 2030.

Por su parte, el cronograma de retiro de centrales térmicas acordado entre el Ejecutivo y las empresas generadoras para 2040 sigue su curso, con algunas de ellas adelantando incluso sus plazos de salida del sistema. Y en lo que respecta al hidrógeno verde, también se avanza a una política para impulsar su desarrollo en Chile, cuyo último hito es la adjudicación de US$50 millones por parte del gobierno a seis empresas y consorcios para proyectos de hidrógeno verde, con el objetivo de ayudar a los inversionistas a cerrar brechas y crear experiencia temprana. Se estima que los proyectos adjudicados atraerán inversiones por US$1.000 millones para producir 45.000 toneladas de hidrógeno verde al año, con una reducción de 600 mil toneladas de CO2 anuales. Con esto se espera contar con una capacidad de electrólisis de 388 MW, un tamaño equivalente a lo que actualmente está en operación a nivel mundial.

Así las cosas, la energía verde para la transición energética avanza a pasos acelerados. Hoy, el cuello de botella -y donde existen las mayores necesidades de infraestructura- está en la transmisión. Como señaló hace unos meses el MIT Technology Review, las líneas de transmisión de energía son hoy el gran reto para llenar el mundo de renovables. “De nada sirve aumentar la capacidad de generación de energía limpia si no existe una red eléctrica capaz de llevarla a donde esté la demanda en cada momento”, afirma esta publicación especializada.

Sin embargo, poco se ha tratado este tema en el trabajo de los convencionales, ni en los programas de los candidatos. Y lo mismo ocurre con el programa del presidente electo. En su capítulo de transición energética, en el plan de gobierno de Gabriel Boric se proponen tres medidas de corto plazo para la descarbonización. Entre ellas, incorporar sistemas de almacenamiento en distintas etapas desde la generación al consumo, en fuentes de generación variable con baja capacidad de regulación, pasando por transmisión para evitar congestiones y vertimiento de energías renovables. También en distribución y demanda, en la medida que permitan flexibilizar operacionalmente el sistema. Enfrascado las últimas semanas en la discusión por las concesiones de litio, el gobierno entrante tampoco ha profundizado aún en su visión respecto de la transmisión ni la estrategia de largo plazo.

Esto pese a que la situación hoy está en niveles preocupantes. En primer lugar, por las tasas de vertimiento de energía, que ocurre cuando la producción de las energías solares y eólicas que se generan en el norte del país supera tanto el consumo de dicha zona como la capacidad de transportar esa energía hacia las grandes fuentes de consumo, principalmente en la zona central. De acuerdo a un informe emitido por ACERA en diciembre, el vertimiento de ERNC llegó en noviembre a 120 GWh, la cifra más alta desde enero de 2018, cuando se produjo la sincronización de los primeros tramos de la línea de transmisión Cardones-Polpaico, que vinieron a reducir los niveles de vertimiento de estas unidades generadoras. Actualmente, sin embargo, Cardones-Polpaico está operando ya al límite de su capacidad.

A esto se suma la severa crisis hídrica que atraviesa el país desde hace más de una década, y que hoy ya no solo pone en riesgo el suministro de agua para las ciudades, sino que también pone presión al sistema eléctrico. En 2021, la generación hidroeléctrica cayó un 30,1% respecto de 2020, mientras que la generación con combustibles fósiles -gas natural, diésel y carbón- creció un 14,5% en el mismo período para darle estabilidad al sistema. ¿El problema? Se trata de energía más contaminante, y también más cara. De ahí la necesidad de incrementar la capacidad de transmisión de las energías limpias, pero también de avanzar en sistemas de almacenamiento que permitan inyectar en las noches la energía fotovoltaica que se genera en el día.

Esta situación fue advertida con claridad en el último informe de la consultora Valgesta, que afirma que el escenario que se presenta para el corto plazo (2022 y los siguientes años) es complejo. Entre otras cosas, porque el aporte hidroeléctrico será cada vez más escaso, un escenario de cierre progresivo de centrales a carbón con un aporte de renovable solar y eólico que no será suficiente para sustituir esta energía dada su variabilidad, y porque “además contamos con un sistema de transmisión que durante toda esta década presentará congestiones importantes, desacoplándose la zona norte con el centro sur del país (donde se concentra el consumo de electricidad), lo que también ocurre en la zona sur desde el sur de Valdivia hasta Chiloé, por lo menos hasta fines de 2023”.

Por ello, plantea la consultora, es necesario adoptar medidas de urgencia no solo para enfrentar este año, sino para mejorar la operación del sistema durante toda la década. La experiencia nacional e internacional, agrega, “ha demostrado que en este proceso de transición energética los mercados eléctricos tradicionales no son capaces de resolver adecuadamente problemas de confiabilidad y resiliencia, por lo que las autoridades deben tomar un rol más proactivo en asegurar el suministro eléctrico a la población”.

Y entre las medidas de urgencia que propone a las autoridades, el primer lugar lo ocupa la transmisión eléctrica. Entre ellas, una aumento permamente de la capacidad de transmisión con sistemas de almacenamiento, así como el repotenciamiento de sistemas de transmisión existentes. “En especial el desarrollo del proyecto de aumento de capacidad de sistema Nueva Cardones – Nueva Polpaico presentado por Interchile, el que propone una solución para aumentar la capacidad de transferencia del corredor de 500 kV desde Polpaico hasta el norte”, afirma.

A esto se suman una serie de propuestas a implementar en materia de logística de petróleo diésel, de operación del SEN, generación y almacenamiento. “Estamos ciertos que si se genera un plan de trabajo público privado, que busque las mejores soluciones para nuestro país, éstas y otras medidas pueden ser consideradas, analizadas y en algunos casos adoptadas. Lo que estamos ciertos no puede seguir sucediendo, es la inacción de la autoridad frente a un escenario que será complejo para el suministro eléctrico de Chile durante toda la década”, concluye el reporte de la consultora.

La situación viene siendo alertada desde hace más de un año tanto por expertos como por los actores de la industria. Sobre todo, porque se estima que la construcción de la futura línea de transmisión Kimal-Lo Aguirre (adjudicada en diciembre al consorcio Yallique, conformado por ISA Inversiones Chile, Transelec y China Southern Power Grid International) estará lista, en el mejor de los casos, a fines de esta década.

Este proyecto de transmisión de 1.500 kilómetros, entre las regiones de Antofagasta y Metropolitana, operará como una segunda “línea troncal” en paralelo a Cardones-Polpaico para incrementar tanto la capacidad de trasladar energía como la resiliencia del sistema. Sin embargo, en la industria calculan que solo la tramitación ambiental del proyecto se demoraría al menos tres años -se licitó sin estudios de franja-, y construirlo tomaría otros cuatro años. Eso si no hay grandes trabas ni conflictos con las comunidades.

En ese escenario, el desafío de la transmisión es visto como una de las prioridades para el nuevo gobierno y para quien asuma la cartera de energía. Tal como ya han señalado con claridad los expertos, y también recientemente los distintos actores de la industria. A fines de diciembre, en una nota en El Mercurio, Acera planteó que la conexión de nuevas centrales de ERNC al sistema, incluyendo plantas de concentración solar de potencia y geotérmicas, la instalación de sistemas de almacenamiento, la utilización eficiente del sistema de transmisión que minimice las restricciones que este impone actualmente, y que tienen como consecuencia que no es posible aprovechar al máximo la generación de ERNC, son algunas de las medidas cuya adopción pronta es requerida ante el actual escenario hídrico y para avanzar en la descarbonización.

Javier Tapia, director ejecutivo de la Asociación de Transmisores, planteó por su parte que hoy el sector enfrenta “desafíos grandes y urgentes” para asegurar que el sistema sea suficiente, seguro, confiable y resiliente.

“Todos tenemos que ‘apurar el tranco’. Para el desarrollo de las obras de transmisión que la descarbonización necesita, se requiere tanto de una buena planificación como de una ejecución con los más altos estándares. En ambos aspectos es clave la contribución de todas las autoridades, tanto técnicas como políticas, centrales y locales, trabajando mano a mano con las empresas. No basta con solo comunicar la importancia de la transmisión, sino que se deben dar pasos concretos y rápidos en términos de permisos, evaluaciones y otros, manteniendo por cierto la rigurosidad en el análisis. Solo así los proyectos podrán ser materializados en el menor tiempo posible y con la debida licencia social y ambiental”, afirmó.

Fuente: País Circular

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