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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Por: Ana Lía Rojas, Directora Ejecutiva de ACERA

Un proyecto que pone en riesgo el proceso de transición energética

La estabilización de precios -conocida en el sector eléctrico como PEC1, de noviembre de 2019- fracasó porque sus supuestos de comportamiento de precio de dólar y precios de combustibles no se cumplieron: el tope de la deuda que se generó en contra de los generadores con contrato con distribuidoras se cumplió 16 meses antes que el plazo previsto en la ley. Actualmente se deben USD 1.350 millones a los generadores, que, producto del contrato asociado a las licitaciones a clientes regulados, éstos no pudieron cobrar. Ahora, esa deuda pretende traspasarse como nueva deuda a un segundo mecanismo, con base a los mismos supuestos que no ocurrieron.

La segunda estabilización pretende, bajo el mismo error de supuestos, seguir extendiendo la imposibilidad de cobro a los generadores para pagarles con bajas futuras de precio que no van a suceder con certeza, dado el escenario volátil de precios internacionales y tipo de cambio. Las simulaciones que hemos realizado en ACERA, con distintos valores de tipo de cambio y tasa de costo financiero, muestran que es muy probable que el monto de saldos semestrales supere los 1.600 MM USD definidos en el proyecto. Lo anterior implicaría un aumento en las tarifas, algo que los gobiernos intentarán siempre evitar, comprometiendo la estabilidad regulatoria, ya que mediante el proyecto no sólo se afecta a los contratos en curso, sino que se vuelve impredecible el riesgo de deuda que este mecanismo generará a futuro a los agentes del mercado que mantengan contratos más allá de 2027.

El Ministro de Hacienda, Mario Marcel, señaló en la sesión del 29 de junio de la Comisión de Minería y Energía del Senado, que las cuentas eléctricas eran predecibles a futuro, por lo que no requerían un mecanismo de estabilización como la bencina. Nada más alejado de la realidad, ya que si bien las tarifas de los contratos son predecibles porque están calculadas en dólares, las tarifas eléctricas reales, las que pagan las familias chilenas, son en PESOS, por lo que se ven impactadas por las variaciones del valor del dólar y de los precios internacionales de los combustibles, ergo también están sujetas a los shock de precios (como en el caso de las bencinas). De ser cierta la afirmación del Ministro, en primer lugar, no estaría ocurriendo esta discusión.

Para la industria renovable, el proyecto de ley resulta inviable (al igual que el de 2019) y pone en riesgo el proceso de transición energética: genera una deuda que se cargará a unos pocos generadores renovables pequeños y medianos, que asumirían un riesgo más allá de la energía que venden a las distribuidoras, lo que afectará el cumplimiento de sus compromisos. Asimismo, los cálculos, proyecciones y límites que presentó el Ejecutivo ya han sido superados por el precio del dólar, lo que nos hace prever que este segundo mecanismo también fracasará.

La pregunta cae de cajón: ¿Cuál es el rol del Estado en lo que se refiere a amortiguar las presiones inflacionarias para las familias chilenas como parte de su política pública? Y la pregunta más preocupante: ¿Por qué un Gobierno ecologista subsidia tan fuertemente los combustibles fósiles? en ocasión de la inyección al MEPCO de 1.500 millones de dólares, que duplicó el fondo que permite la estabilización de precios de los combustibles y no es capaz de proveer un fondo similar para el consumo eléctrico que supuestamente debemos incentivar como parte de los pilares de la transición energética?  ¿Por qué las empresas renovables que ofertaron los precios de energía más bajos de la historia a partir de 2015, tienen que soportar el gravamen de no poder recibir el precio que obtuvieron en licitaciones? Desde 2019, con la primera estabilización de tarifas, los generadores  con contratos ya aportaron y asumieron todo el costo financiero de la deuda, cerca de USD 400 millones. En el esquema inicial, el capital de USD 1.350 millones debiese ser pagado por los clientes regulados entre 2025 y 2027, pero este proyecto de ley lo convierte en deuda nuevamente para generadores y posterga el pago a cargo de los clientes regulados. La segunda estabilización que se discute ahora –y sólo después de las alertas y llamados del Congreso y Senado- contemplan una participación mínima del Estado de 20 millones de USD, cuyo aporte es facultativo (por como se redacta el PdL), por lo que no hay obligación de realizarlo y por “hasta” USD 20 millones” (podría ser menos), lo que es una cifra ínfima para enfrentar un alza de 40% de la tarifa eléctrica. 

Así, los problemas que tenemos que resolver, y sobre los cuales el proyecto no se hace cargo, son: La tarifa eléctrica para nuestros hogares y pymes está sujeta a las variaciones del dólar, el precio internacional de los combustibles y futuras exigencias que demande el proceso de transición energética (más transmisión, mejorar las redes de distribución, entre otros). Se requiere, por tanto,  un mecanismo permanente de estabilización.

Este mecanismo de estabilización de cuentas eléctricas (MEPCT), con efecto fiscal neutro en el largo plazo, debe funcionar con la misma lógica que funciona el MEPCO. En caso de que semestralmente el Gobierno decida que se traspase un cargo menor por concepto de energía a todos los clientes o un grupo de ellos (decisión política), el Estado asumirá la diferencia entre lo cobrado y lo que se debía pagar a los suministradores. Al semestre siguiente o cuando las tarifas de energía disminuyan y se produzcan las condiciones para reflejar el precio real a los clientes regulados (decisión política), el Estado establecerá un cargo adicional a los clientes regulados, así el Fisco de Chile queda neutro en el largo plazo. Este es un mecanismo permanente, por lo que permitirá enfrentar futuras coyunturas.

En segundo lugar, reconocer en las tarifas eléctricas que la pobreza energética es real, y que se ha estudiado pero no se ha reconocido. En este sentido, se requiere un subsidio estatal, focalizado, para clientes vulnerables, con el mismo monto y beneficiarios que tiene el subsidio del agua potable SAP: USD110 millones/año y 800.000 familias beneficiadas con un descuento entre 20% a 80% de su cuenta eléctrica.

Por último, y para subsanar la deuda de la primera estabilización, los 1.350 millones USD, el Estado debería asumir esa deuda y restituirla, sin cargo a los consumidores, a los generadores. El Estado de Chile debiese asumir el pago de la deuda en 2027, por lo que tiene tiempo suficiente para generar la provisión de estos fondos en el erario nacional.

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