Panorama del Cono Sur: hidroelectricidad extendida, parque eólico, transición acelerada y más

CONTRATOS DE HIDROELÉCTRICAS

La Secretaría de Energía de Argentina ordenó a las empresas privadas que sigan operando cinco hidroeléctricas en medio de los debates sobre su futuro modelo operativo.

Los contratos por las centrales expiraron el año pasado. El siguiente paso son "los procedimientos licitatorios competitivos y transparentes" para encontrar operadores a medio plazo, según una resolución de la secretaría.

Los contratos ya habían sido extendidos.

En la resolución, la secretaría prorrogó hasta el 11 de agosto el contrato por cuatro plantas cuyas últimas prórrogas finalizaron el 18 de mayo: El Chocón y Arroyito, ambas operadas por Enel; Alicurá, a cargo de AES Argentina; y Cerro Colorados, recientemente comprado por Aconcagua Energía a Orazul Energy.

La última extensión contractual por Piedra del Águila, operada por Central Puerto, vence el 27 de junio, si bien ahora la empresa debe mantener su control hasta el 29 de diciembre.

La estatal Energía Argentina seguirá desempeñando un papel de supervisor.

Se puede ordenar a las concesionarias continuar operando las plantas hasta por 12 meses a partir de la fecha de vencimiento original, en este caso, entre agosto y diciembre de 2023.

La provincia de Neuquén, junto con la vecina Río Negro (donde se encuentran las instalaciones), pidieron tener un papel activo en la administración de las plantas. En 2022, las provincias ratificaron la conveniencia y necesidad de intervenir en la administración, operación, mantenimiento, uso comercial y conservación de las hidroeléctricas.

Neuquén tiene en el Congreso un proyecto de ley que establece un canon de pago por el agua utilizada para la generación hidroeléctrica.

ACCESO DE PROYECTO ENERGÉTICO A MERCADO MAYORISTA

Akuo Energy Argentina solicitó autorización para que su proyecto eólico de 101MW Balcarce en la provincia de Buenos Aires acceda al mercado eléctrico mayorista.

El proyecto de US$100 millones se encuentra en etapa de desarrollo, pero no tiene fecha de inicio de su construcción, informó una fuente a BNamericas el mes pasado.

En una subasta de 2022, Balcarce no obtuvo despacho prioritario de transmisión, el cual se pide en el caso de proyectos que buscan participar en el mercado a plazo Mater.

HOJA DE RUTA PARA TRANSICIÓN ACELERADA

El coordinador de la red chilena, CEN, actualizará durante las próximas semanas su hoja de ruta por una transición energética acelerada, informó el presidente de su consejo directivo, Juan Carlos Olmedo, según el diario local DF.

El documento, publicado en 2022, tiene por fin apoyar los preparativos para contar con una red eléctrica 100% renovable a partir de 2030.

El retiro de las centrales a carbón se ha producido más rápido que lo previsto.

Hoy en día están desactivados alrededor de 1,8GW de capacidad a carbón, o cerca del 30% de la cifra original de 5,5GW. Para fines de 2026 y según los planes anunciados por las empresas, el retiro de capacidad podría llegar a 65%.

Los sistemas de almacenamiento, junto con soluciones de flexibilidad, son necesarios para dejar de recurrir al carbón.

LICITACIÓN POR SERVICIOS AUXILIARES

Los seis grupos habilitados para participar en la subasta de servicios auxiliares de Chile presentaron ofertas económicas, informó el medio Energía Estratégica.

Funcionarios de CEN abrieron las propuestas económicas el viernes. Esta semana se publicará un informe de la licitación con los detalles de las ofertas.

El proceso tiene por fin respaldar la confiabilidad del sistema en el norte de la red a medida que se desactivan termoeléctricas y crece la penetración de las energías renovables.

Este año, la agencia de revisión ambiental SEA reportó que uno de los postores, AES Andes, no tenía que presentar a evaluación un proyecto de conversión de condensadores síncronos de su termoeléctrica Nueva Tocopilla, que ya está inactivada.

Postores

• AES Andes
• Colombia
• Celeo RedesChile
• colbún
• Engie Energía Chile
• Transelec Holdings Rentas

Los ganadores ejecutarán trabajos de infraestructura eléctrica y operarán el sistema, cuya inversión se estima en US$260 millones.

Hay dos soluciones propuestas: la conexión de condensadores síncronos y la reconversión de las instalaciones de generación activas para cumplir con los requisitos de control de tensión.