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Columna de Opinión
Foto: Gentileza GIZ.
Por Pablo Tello,
asesor técnico del Programa Energía Renovables Eficiencia Energética de la GIZ
Combustión dual
hidrógeno-diésel
EN INSTANCIAS COMO LA COP 26 (re)surgen múltiples soluciones tecnológicas que aportan a los objetivos mundiales de reducción de gases de efecto invernadero. Este último año ha sido el caso del hidrógeno verde y sus múltiples aplicaciones, las cuales aparecen en las distintas agendas de conversación temática, desde la discusión energética hasta como un catalizador de la recuperación económica mundial post Covid-19.
Por otra parte, si pensamos en las fuentes emisoras de CO2 y las tecnologías detrás de ellas, encontraremos que el motor de combustión interna está directamente involucrado como responsable, pero a la vez hay un amplio sector de la economía que lo usa y existe gracias a esta tecnología. Así, resulta sumamente importante estudiarla y que el conocimiento adquirido en todas las décadas sea aprovechado, pro sin generar emisiones contaminantes. De esta forma surgió la pregunta de si es posible inyectar hidrógeno verde como combustible en un motor diésel. Para tratar de encontrar una respuesta apoyamos técnicamente a Cristalerías Chile, analizando un generador eléctrico de 1,9 MW de potencia que actualmente está operando en la planta, con el objetivo de reducir las emisiones de CO2 y mejorar así la huella de carbono de la empresa.
La primera solución llamada “modo supervisor” implica incorporar un sistema de control para la inyección de hidrógeno por la entrada de aire hacia la cámara de combustión. Esta solución no contempla modificación del motor, pero el sistema debe calibrarse y monitorear variables claves para su operación y así poder entregar la cantidad adecuada de hidrógeno para una correcta combustión. Para el caso estudiado, si se usa cerca de un 75% de la potencia del genset, es posible inyectar cerca de un 15% en la mezcla, equivalente desplazar cerca de 190 kg de diésel en un día, requiriendo para ello alrededor de 69 kgH2/día y con una reducción de 592 kgCO2/día. La segunda alternativa, lla“El espectro de aplicación y uso del mada “control total”, permite hidrógeno sigue expandiéndose y podría inyectar una mayor cantidad ayudar a reducir las emisiones de CO2 de hidrógeno en comparaen variadas aplicaciones y motores ya ción a la opción anterior, existentes”. requiere conocer a fondo el diseño del motor y sus partes, ya que se necesita calibrar la unidad de control del motor para integrar adecuadamente el inyector de hidrógeno a la entrada de aire del motor y optimizar la combustión dual. Así, para el caso analizado sería posible inyectar un 37% de hidrógeno en la mezcla, desplazando cerca de 461 kg de diésel con un requerimiento de 167 kgH2/día reduciendo cerca de 1450 kgCO2 en un día.
Tras un exhaustivo análisis por parte del consultor internacional CMB Tech, encargado por el Programa de Energías Renovables de la GIZ, se encontraron dos alternativas para inyectar hidrógeno verde en el motor y tener así una combustión dual hidrógeno – diésel. Con estos resultados se aprecia que el espectro de aplicación y uso del hidrógeno sigue expandiéndose y podría ayudar a reducir las emisiones de CO2 en variadas aplicaciones y motores ya existentes. Ahora otro desafío será contar con ese hidrógeno verde en el sitio de la demanda.
El gerente de Regulación de Enel Chile señala a ELECTRICIDAD que retomar esta tecnología implica contar con una herramienta “clave en la lucha contra el cambio climático”, abordando también las expectativas de la empresa eléctrica frente a la transición energética y los cambios regulatorios en la distribución.
EL FOCO PUESTO EN LA TRANSICIÓN energética en el segmento de la distribución, con el necesario paso masivo hacia la digitalización es el eje central del análisis que Daniel Gómez, gerente de Regulación de Enel Chile, entrega a ELECTRICIDAD, sobre la base del crecimiento que muestran las conexiones de netbilling y de los medios de generación de pequeña escala, además del aumento de la infraestructura de carga para vehículos eléctricos.
Estos desarrollos son destacados por el ejecutivo como un punto de no retorno para la distribución, por lo que indica la importancia de contar con una regulación acorde a estos cambios tecnológicos, especialmente en lo que respecta a redes flexibles, cuya operación también permita enfrentar los desafíos que presenta el cambio climáticos y sus impactos de causa mayor en la infraestructura eléctrica.
Y aquí es donde Gómez menciona el resurgimiento de la medición inteligente como una punta de lanza imprescindible para cumplir con los objetivos de la transición energética en el país.
Actualidad
¿Qué evaluación hace Enel Distribución del segmento en el contexto de la transición energética?
En los últimos años hemos visto cómo la electricidad ha incrementado notablemente su participación como fuente energética, reemplazando combustibles fósiles tanto a nivel de uso industrial como a nivel comercial y domiciliario, así como también por la electrificación del transporte. La última licitación de buses de transporte público mostró la competitividad de la electricidad pocos días antes que se anunciara la estrategia de electromovilidad, que señala que en un par de décadas más sólo se venderán vehículos cero emisiones.
Del mismo modo, es cada vez mayor el número de medios de generación conectados a las redes de distribución eléctrica, ya sea a través de pequeñas centrales eléctricas, como también a nivel de usuarios finales mediante el mecanismo netbilling.
En este escenario de aceleración de la transición energética la distribución juega un rol central. Será necesario preparar las redes para esta transformación, incrementando el estándar de calidad, ofreciendo niveles de continuidad conforme a las exigencias de usuarios y comunidades completamente electrificadas, y asimismo aumentar la resiliencia frente a eventos climáticos extremos cada vez más frecuentes producto del cambio climático.
Estos desafíos sólo se pueden abordar con inversiones en redes y tecnologías que permitan una operación cada día más inteligente de las redes, que otorguen flexibilidad para que estas puedan adaptarse a una configuración cada vez más compleja, en que el costo de no contar con energía será cada día más elevado.
Se espera una pronta reactivación para el trámite del proyecto
de portabilidad eléctrica, ¿qué perspectivas ven con la propuesta legislativa?
La liberalización del suministro eléctrico es un paso natural de los mercados eléctricos maduros. La experiencia internacional muestra la importancia de realizar estos procesos de forma gradual, para permitir la adaptación a los cambios y asegurar que se logren los objetivos esperados.
Al mismo tiempo, también es necesario retomar con sentido de urgencia un cambio estructural en las reglas que regulan el segmento de distribución eléctrica, de la cual la liberalización es sólo una parte. Hoy el desafío es distinto. Se trata de preparar la red para la transición energética. Para cumplir esa expectativa, se requiere una reforma que entregue los incentivos adecuados para que se efectúen las inversiones de
lar- go plazo necesarias para la
me-
jora continua en la calidad de servicio, incorporando también el atributo de resiliencia, y que además permita integrar los recursos distribui- dos que aumentarán su presencia en las próximas décadas, como los vehícu- los eléctricos – que pueden ser
también baterías “móviles” - o la masificación de la generación de pequeña escala o residencial.
Digitalización
¿Cómo han avanzado en digitalización, pensando en redes inteligentes, generación distribuida y electromovilidad?
La digitalización de la red eléctrica es un proceso que comenzamos hace ya varios años. En distribución nuestro avance en digitalización permite que el 80% de las maniobras para recuperación del servicio se realicen de forma remota. Es decir, a través de un comando digital que se envía desde nuestro centro de control a los más de 2.500 equipos de maniobra de potencia instalados en la red, se logran realimentar a clientes en un tiempo promedio inferior a 10 minutos en dichas operaciones, aislando la zona afectada para su posterior reparación en función del origen de la interrupción.
En medición, logramos avanzar hasta conseguir una cobertura de 15% en 2018, y después de una pausa para adaptar el proyecto al nuevo marco normativo establecido en 2019, a partir del próximo año reiniciaremos el despliegue del sistema para la medición remota digital del suministro en la conexión de cada cliente, a través de nuestros equipos de medición inteligente, que además de simplificar el proceso de medición del consumo facilitando la vida de nuestros clientes, permite conocer la situación individual del suministro, y también habilita a los clientes para inyectar energía a la red si deciden instalar un medio de generación residencial.
¿Qué importancia tiene el futuro proyecto de recursos distribuidos para avanzar en materia regulatoria?
Para la irrupción masiva de recursos distribuidos es fundamental establecer una regulación técnico-económica y así definir la forma en que interactuarán esos recursos con el sistema eléctrico. Si bien hoy contamos con una regulación que habilita la existencia de generación residencial y también los pequeños medios de generación como usuarios de la red, es necesario revisar la forma en que se encuentra tarificado
“La medición inteligente puede ser una herramienta clave en la lucha contra el cambio climático, pues permitirá a los clientes conocer y gestionar su consumo a nivel horario, mejorando la eficiencia energética de su hogar”. ese uso para asegurar un desarrollo sostenible y eventualmente masivo de dichos recursos.
Asimismo, la nueva estrategia de electromovilidad, necesariamente llevará a una discusión regulatoria para establecer la forma más apropiada de tarificar no solo el uso de la red, sino también el servicio que dichos recursos podrían prestar al sistema.
En materia de almacenamiento domiciliario, ¿cómo ven el presente y el futuro desde la distribución?
Con el avance tecnológico y la disminución de costos resultante, no cabe duda de que el almacenamiento domiciliario será una realidad que se debe considerar en el diseño y construcción de las redes de distribución del futuro. En algunos casos ya estamos viendo por ejemplo el uso de baterías como complemento a los sistemas de generación residencial. consumo final. En el futuro, el paradigma será distinto, y la red de distribución se convierte en una plataforma que permite a los usuarios participar del mercado eléctrico. Para ello será necesario modificar la regulación para incluir la adaptación y cambio de la red a esta nueva realidad, que requerirá además alcanzar mayores niveles de digitalización para habilitar una operación más compleja del sistema.
¿Cómo Enel Distribución profundizará el desarrollo de redes inteligentes, además de las microrredes en centro de consumos urbanos?
En 2022 reiniciaremos el despliegue de la medición inteligente, ofreciendo a los clientes el paso a la nueva tecnología que simplificará su vida evitando requerir su presencia o intervención para le medición del consumo, habilitándolos además para producir energía a nivel residencial, y también simplificando el proceso de repo-
Pero a nivel domiciliario masivo, el ejemplo más concreto es el vehículo eléctrico, que es en sí mismo una fuente de almacenamiento que dispondrán los usuarios y que incluso podría ser integrado al mercado como un proveedor de servicios complementarios para la red.
Sin embargo, para aprovechar al máximo el potencial de almacenamiento distribuido que estas nuevas tecnologías ofrecerán cuando se masifiquen, la regulación vigente debe ser perfeccionada.
¿Qué expectativas ve para que en Chile se desarrolle con mayor fuerza el concepto de prosumers?
Tenemos un marco regulatorio de netbilling que hoy en día habilita la existencia prosumers. En nuestra zona de concesión ya tenemos más de mil clientes en esta condición. Seguramente en los próximos años el número seguirá creciendo, pues los sistemas de generación residencial son cada vez más económicos y eficientes. Sin embargo, la masificación requerirá una red distinta a la que hoy disponemos, pues actualmente tanto a nivel de diseño como a nivel de tarificación y remuneración está pensada como una red unidireccional para llevar energía desde las subestaciones de poder hasta los puntos de sición del suministro pues no será necesario que el cliente informe una interrupción en baja tensión. La medición inteligente puede ser una herramienta clave en la lucha contra el cambio climático, pues permitirá a los clientes conocer y gestionar su consumo a nivel horario, mejorando la eficiencia energética de su hogar y al mismo tiempo contribuyendo a este desafío global. Ese proceso de gestión de consumo con certeza se verá potenciado cuando se desarrollen herramientas regulatorias que permitan avanzar en la elaboración de tarifas horarias flexibles, que se adapten a los diferentes tipos de consumidores y prosumidores.
Foto: Gentileza IMF.
Operadores de parque eólico en la zona sur del Sistema Eléctrico Nacional.
Generación eléctrica:
los 23 proyectos que iniciarán operaciones en 2022
Las iniciativas que están en construcción, y que tienen este plazo estimado para conectarse, suman 2.881 MW de capacidad instalada, según indican los datos de Generadoras de Chile.
SON 23 LOS PROYECTOS de generación eléctrica que podrían iniciar sus operaciones durante el próximo año, los cuales suman 2.881 MW de capacidad instalada, con una operación estimada de US$4.550 millones, según se desprende de los datos que elabora Generadoras de Chile.
Esta cifra es susceptible de aumentar, en caso de que no puedan entrar en marcha los 15 proyectos pronosticados para diciembre.
Según el documento gremial, confeccionado en base a los datos del Ministerio de Energía, la primera iniciativa prevista para iniciar operaciones en 2022 sería el parque eólico Los de Duqueco, de WPD, en la Región del Biobío, el cual contempla 57,4 MW de potencia instalada, con una inversión de US$80 millones.
Febrero sería el mes que tendría la mayor cantidad de iniciativas que entrarían en servicio (ocho), entre los cuales se encuentran tres centrales eólicas de Mainstream Renewable Power Chile: Llanos del Viento (156,1 MW); Puelche Sur (152,4 MW), y Ckani (107,2 MW).
Tamaños
El proyecto de mayor envergadura que se interconectaría el próximo año es el parque fotovoltaico Elena, de Ibereólica-Repsol, de 470 MW, en la Región de Antofagasta, bajo una inversión de US$535 millones. Otra iniciativa con esta tecnología es la central Campos del Sol II, de Enel Green Power Chile, de 199 MW, con un monto de US$137 millones, además de Andes II B, de AES Andes, por 180 MW y una inversión de US$245 millones.
También se consideran otros parques eólicos: Camán, de 206, desarrollado por Mainstream, el cual se ubicará en la Región de Los Ríos, por un monto total de US$316 millones, junto a Campo Lindo, de AES Andes, por 81,7 MW (US$170 millones), y Renaico II, que son los ex parques Puelche (85,5 MW) y Las Viñas (58,5 MW), ambos con una inversión total de US$176 millones.
Además, está prevista la puesta en marcha de dos esperadas centrales hidroeléctricas: Los Cóndores, de Enel Generación Chile, en la Región del Maule, de 150 MW, que tiene una inversión de US$900 millones, además de la central de pasada Ñuble (Hidroñuble), de Eléctrica Puntilla, la cual se construye en la Región de Ñuble, por un total de US$504 millones.
Finalmente, gran parte de estas iniciativas son Pequeños Medios de Generación Distribuida, especialmente solares fotovoltaicos, que consideran potencia de entre 3 y 9 MW.
