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

REVISA ESTADÍSTICAS PARA CONOCER ESTADO DE LA ENERGÍA SOLAR

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

REVISA ESTADÍSTICAS PARA CONOCER ESTADO DE LA ENERGÍA EÓLICA

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

REVISA ESTADÍSTICAS PARA CONOCER ESTADO DE LA BIOENERGÍA

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

REVISA ESTADÍSTICAS PARA CONOCER ESTADO DE LA ENERGÍA DE LOS MARES

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.

REVISA ESTADÍSTICAS PARA CONOCER ESTADO DE LA MINIHIDRO

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.

REVISA ESTADÍSTICAS PARA CONOCER ESTADO DE LA ENERGÍA GEOTÉRMICA

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)

REVISA ESTADÍSTICAS PARA CONOCER ESTADO DE DEL ALMACENAMIENTO

En El Mercurio: Visión de ACERA sobre los retos que Chile está enfrentando para avanzar en su transición energética

Jueves 17 de noviembre 2022

La falta de líneas de transmisión, el llamado ‘desacople’ de los costos marginales, que genera grandes perjuicios económicos a las empresas, y un sistema tarifario marginalista y antiguo son piedras en el zapato que deben despejarse para alcanzar una participación de energías renovables del 100% a partir del año 2030.

En Chile, el sector energético es el que más aporta a las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) y otros materiales particulados que impactan en la contaminación ambiental, con el 77% de las emisiones totales. Por lo tanto, si el país quiere alcanzar la carbono neutralidad de aquí al 2050, es fundamental transitar hacia una matriz energética más limpia. Y en eso estamos. Desde 2017, la incorporación de las energías renovables no convencionales (ERNC) en el Sistema Eléctrico Nacional ha sido sostenido.

‘Probablemente, Chile se transforme en uno de primeros países del mundo en integrar una enorme cantidad de energía renovable al sistema eléctrico, pues estamos en niveles de penetración renovable promedio de más del 36% del total de generación mensual, y para los próximos años se prevé que sobrepasaremos el 50% o el 60% de renovables de manera permanente’, asegura Ana Lía Rojas, directora ejecutiva de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera). Un optimismo que comparte Sara Larraín, directora ejecutiva de Chile Sustentable. ‘Si seguimos a este ritmo, como se proyecta en la cantidad de proyectos aprobados ambientalmente, las ERNC podrán reemplazar totalmente la generación a carbón entre 2023 y 2030’, dice. Pero no hay que dormirse en los laureles.

Solo para sacar el carbón de la matriz eléctrica se requiere instalar en el sistema 22,5 GW de renovables y almacenamiento al 2030. Y para mantener el sistema adaptado al 2040, o sea estable, con estabilidad angular y dotado de inercia sistémica (para que no existan riesgos de blackouts), se requieren otros 26 GW al 2040, según datos de Acera. ‘Ahora tenemos 32 GW en el sistema eléctrico’, advierte Ana Lía Rojas. De acuerdo a los especialistas, se debe apurar el paso y tomar conciencia de lo urgente del tema, coordinar organismos y afinar el marco regulatorio y tarifario para que las condiciones sean favorables para el desarrollo de esta industria.

LÍNEAS DE TRANSMISIÓN

En este sentido, un ítem importante a mejorar es la falta de líneas de transmisión y capacidad de almacenamiento, además de congestión en el sistema, lo que ha provocado que muchas empresas de energías renovables estén desperdiciando o ‘botando’ su energía, lo que en jerga eléctrica se denomina ‘vertimiento’.

Según Rojas, en lo que va del año, los problemas de vertimiento de ERNC ya acumulan aproximadamente 900 GWh, ‘lo que representa más del cien por ciento de la energía adjudicada a las empresas que transmiten electricidad a los clientes regulados, y que hubiese permitido evitar 700 mil toneladas de emisiones de CO2’. ‘El año pasado se vertieron sobre 500 GWh de generación ERNC y en septiembre de este año ya se había vertido energía ERNC equivalente al 5% de la generación del Sistema Eléctrico, lo que es un despilfarro inaceptable’, agrega Sara Larraín.

Para el profesor Humberto Verdejo —académico del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Facultad de Ingeniería de la Universidad de Santiago de Chile (Usach)—, ‘en la medida que no exista una carretera eléctrica y sistemas de almacenamiento, este fenómeno seguirá ocurriendo. Por lo tanto, es necesario acelerar la construcción de nuevos proyectos de líneas y almacenamiento’, enfatiza. En este sentido, asegura que el proyecto de la línea de transmisión en corriente continua (HVDC) Kimal-Lo Aguirre, que conectará a las regiones de Antofagasta y Metropolitana, y que debería estar listo en 2029, es clave para la transición energética. ‘Sin embargo, también es necesario retomar el Estudio de Franjas establecido en la nueva Ley de Transmisión, pero que fue retirado por el gobierno anterior’, sostiene Verdejo.

En tanto, Sara Larraín cree que la capacidad de almacenamiento para la generación de energías renovables variables —como la solar y eólica— se remediará con la recientemente aprobada Ley de Almacenamiento y Electromovilidad, que promueve la participación de energías renovables en la matriz eléctrica, permitiendo su acopio y evitando desechar la producción que se genera. ‘Si se implementa rápido esta ley y el Gobierno le da un plazo perentorio al Coordinador Eléctrico para flexibilizar la operación del sistema eléctrico, se concretará parte importante de las inversiones en proyectos ERNC, que hoy constituyen casi 40.000 MW, de los cuales más de la mitad ya tiene evaluación ambiental’, dice Larraín.

EL LLAMADO ‘DESACOPLE’

Claro que la transmisión y el almacenamiento no son los únicos temas a los que ponerle ojo. Otro problema que se está evidenciado en el sistema es lo que se denomina ‘desacople de los costos marginales’. Ana Lía Rojas explica que los proyectos tienen que vender su energía en su punto de conexión y al precio del mercado definido en ese nodo, en el punto de inyección. Pero necesitan suministrar energía en el punto de conexión de la empresa distribuidora (punto de retiros), que podría estar en otro lugar. El problema es que ambos puntos tienen precios diferentes.

En general, en el norte del país son precios muy bajos durante las horas de generación fotovoltaica y en la zona central son mucho más elevados. Esto es lo que se conoce como ‘desacoples’. Esto significa, por ejemplo, que a una planta renovable en el norte del país la mayor parte del tiempo le pagarán cero por la energía que inyecte, especialmente durante el peak de generación fotovoltaica. Pero retirarla en el sur para abastecer a sus clientes puede costarle US$ 100. Y si el cliente al que le vende la energía le paga US$ 30 por cada MW, queda con un déficit de US$ 70.

‘Esto no sucedería si el sistema se comportara como un mercado eléctrico único consolidado y sin cuellos de botella en la transmisión, como lo especifica la Ley de Transmisión promulgada en 2016, que debía garantizar la expansión de la infraestructura de transmisión a tiempo y considerando holguras que promovieran la oferta y facilitaran la competencia’, dice la representante de Acera. Y añade que en países como Uruguay el Estado indemniza a los generadores cuando no pueden inyectar por falta de capacidad de la red. ‘En Chile no, y esto es un riesgo del generador. Además, no se protege a los proyectos que llegaron primero a un punto de conexión’, apunta. A su juicio, si no se adoptan medidas urgentes, muchas compañías de generación renovable pueden sufrir dificultades para cumplir con sus obligaciones con las instituciones que financiaron sus proyectos, ‘lo que podría poner en riesgo la materialización de nuestro proceso de descarbonización’, sostiene.

Una preocupación que comparte Humberto Verdejo, de la Usach, quien dice que el efecto del desacople de los costos marginales es particularmente negativo para las centrales eólicas y solares, puesto que la energía que producen los generadores con este tipo de tecnologías no es posible almacenarla. ‘Resulta urgente avanzar en reducir los tiempos de construcción de líneas de transmisión, incorporar sistemas de automatismos, revisar los criterios actuales de operación del Coordinador Eléctrico y acelerar la incorporación de sistemas de almacenamiento’, sostiene el académico.

RETOS DEL SISTEMA TARIFARIO

Es que las ERNC, al ser relativamente nuevas, acarrean una serie de desafíos para un modelo que es antiguo y necesita revisarse. Los especialistas sostienen que, además de los temas técnicos vinculados a la transmisión y almacenamiento, es esencial modernizar el sistema tarifario, que fue pensado para un sistema hidrotérmico hace cuatro décadas y no para una alta penetración de renovables como la actual.

Para Ana Lía Rojas este es un reto que implica aceptar que las condiciones habilitantes para este tipo de energías tienen costos que hoy parecieran difíciles de asumir, pero que no se pueden llevar adelante si no hay un reconocimiento de la necesidad de remuneración que tienen para su desarrollo e implantación.

‘El desafío es evaluar, implementar e invertir en este conjunto de ‘habilitantes’ para la mayor penetración, eficiencia y electrificación con base en la generación renovable. Sin estas inversiones, el mero hecho de adicionar capacidad renovable y de retirar carbón —o gas y diésel, en el largo plazo— no será suficiente para reducir emisiones del sector eléctrico manteniendo la seguridad de suministro del sistema’, concluye la especialista.

EXPERIENCIAS INTERNACIONALES

Hoy en día, la mayoría de las naciones está transitando hacia matrices más limpias. Sin embargo, hay algunos que llevan la delantera y pueden ser un farol para el resto de las economías. ‘Por ejemplo, en Europa los países se encuentran interconectados entre sí, por lo que las carreteras eléctricas son más robustas y han avanzado en sistemas de almacenamiento’, dice el profesor de la Usach, Humberto Verdejo.

En tanto, Ana Lía Rojas, de Acera, añade que hay experiencias en Estados Unidos, Alemania y Australia que nos pueden servir de orientación. ‘Pero no hay una receta única y cada experiencia debe ser adaptada a la realidad nacional y regional, considerando características del territorio, de sus comunidades, de la topografía y, sobre todo, del momento político que vivimos’, advierte.

Modelo de tarificación de la generación y el impacto de la alta penetración de renovables

El modelo de mercado de generación eléctrica en Chile fue diseñado hace más de 40 años para tarificar un mercado de generación hidrotérmico, sin generación eólica ni fotovoltaica. Los mercados de generación eléctrica basados en el modelo marginalista —como el mercado chileno— están diseñados para compensar a los generadores de acuerdo con sus costos variables de operación; mientras que la recuperación de las inversiones y de los costos fijos se logra a través de los pagos de potencia de suficiencia, y cuando el precio de la energía es más alto que su costo variable de operación.

Sin embargo, las plantas fotovoltaicas y eólicas reciben exiguos pagos de potencia de suficiencia y prácticamente no tienen costos variables de operación, por lo que, en el modelo marginalista, solo se puede recuperar la inversión y los costos fijos cuando el precio de la energía corresponde a los costos variables de operación de las plantas termoeléctricas, lo que hoy no ocurre durante muchas horas del día. Los mercados marginalistas presentan distorsiones en escenarios de alta penetración de renovables.

De hecho, en este tipo de mercados, a medida que más plantas renovables se conecten a la red, menor será el precio al que se valorizarán las inyecciones de la energía producida por estas plantas a las que, con frecuencia, se les valoriza su energía producida a precio cero. A modo de ejemplo, en lo que va de este año en la zona central de Chile, ya se han registrado más de 900 horas de costo marginal de la energía igual a cero. Esta ‘canibalización’ de precios convierte a las plantas renovables en víctimas de su propio éxito, lo que atenta contra el desarrollo de nuevos proyectos renovables.

El no poder recuperar las inversiones por los insuficientes pagos de potencia de suficiencia y que los costos marginales a los que se valoriza la energía sean cada vez más bajos hacen que las inversiones en renovables experimenten un alto riesgo de entrar en rentabilidades negativas. Hoy, con un 35% de participación de generación eléctrica renovable no convencional, es urgente modificar el modelo marginalista para transitar rápida y ordenadamente hacia un modelo de tarificación con alta penetración de renovables, y evitar que se desacelere la transición energética y la descarbonización de nuestro sistema eléctrico.

Revisa la Entrevista


X