El potencial de almacenamiento en generación solar distribuida
Análisis: el desafío regulatorio para el hidrógeno
Entrevista a Fernando González, presidente de la ACSP
Fácil de instalar y operar para lograr 99% de abatimiento de contaminantes ácidos
Con una alta preocupación por el medio ambiente y una regulación ambiental cada vez más estricta, la industria necesita alternativas simples, ecológicas y confiables para mejorar la gestión de sus emisiones. Con más de 30 años de experiencia, SOLVAir® es una solución efectiva de mínimos CAPEX y OPEX para el abatimiento de gases ácidos de cola en todo tipo de industrias.
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Reportaje central Flexibilidad: las tecnologías que vienen
Informe técnico El alto potencial del almacenamiento en generación distribuida
26 Escenario energético
28 Proyectos 2020 Parque eólico Tolpán sur
32 Análisis
El desafío regulatorio para el hidrógeno como energético
34 Mercado Eléctrico
Informe técnico
Transmisión: las tecnologías que esperan debutar en el sistema local
EDITEC
Presidente: Ricardo Cortés
Gerente general: Cristián Solís
Editor general: Pablo Bravo
Consejo Editorial:
• Verónica Cortez, gerenta de Energía de Cía. Minera Doña
Inés de Collahuasi
Carlos Barría, jefe de Prospectiva y Análisis Regulatorio del Ministerio de Energía
• Paola Hartung, vicepresidenta de Acera y directora Asuntos Regulatorios Chile/Colombia de AES Gener
• Vinka Hildebrandt, directora Asset Manager de Statkraft Chile Rodrigo La Fuente, gerente de Negocios de Transelec
• María Consuelo Mengual, gerente de Asuntos Legales del Coordinador Eléctrico Nacional
• Mauricio Osses, profesor Dpto. Ingeniería Mecánica, Campus Santiago San Joaquín de la Universidad Técnica Federico Santa María
• Andrés Salgado, socio director de ENC Energy Consultant
• Francisco Sánchez, Francisco Sánchez, director de Regulación de CGE
Director: Roly Solís
Editor: Roberto Valencia
Fotografía: Archivo Editec
Diseño y Producción: Grupo Editorial Editec.
Impresión: A Impresores
Foto: Archivo ELECTRICIDAD.
Parque solar en Región Metropolitana. Foto: Archivo ELECTRICIDAD.
recuperación verde
Transmisión y post pandemia
LA TRANSMISIÓN ES UN SEGMENTO de la industria energética llamado a ser uno de los motores de la recuperación verde que se espera a nivel internacional, una vez que se supere la actual pandemia de Covid-19. Se basa en la importancia estratégica que tiene para permitir la conexión al sistema de los proyectos de generación de energía renovable.
En los últimos meses la discusión en torno a este sector se ha orientado al concepto de “corredores sustentables”, que se enfoca en la mitigación de las huellas ambientales y sociales en torno a estos proyectos, a través de lo que se llama el Manejo Integrado de Vegetación. Esto ha sido promovido por el Consejo para la Defensa de Recursos Naturales (NRDC, por sus siglas en inglés) y la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera A.G), que realizaron una conferencia sobre este tema.
construcción y operación en el transporte de electricidad.
Este tipo de señales debe tomarse como un incentivo al desarrollo de nuevos proyectos en el sistema de transmisión local, que actualmente registra más de 32.000 kilómetros de redes instaladas, las cuales seguirán aumentando a medida que ingresan más proyectos de generación, especialmente centrales solares fotovoltaicas y eólicas. No por nada el Coordinador Eléctrico Nacional estima inversiones de US$3.106 millones en transmisión a 2024.
El ingreso de nuevas tecnologías en transmisión en los planes de expansión plantea una oportunidad para avanzar en materia de tiempos de construcción, una mayor flexibilidad en la operación del sistema, un menor efecto ambiental, así como el impacto en las comunidades por donde pasan estos proyectos.
Otra medida que apunta a la recuperación verde es el lanzamiento de la primera certificación mundial verde para líneas de transmisión, por parte de BID Invest -miembro del Grupo del Banco Interamericano del Desarrollo-, la cual utiliza una herramienta de evaluación que clasifica a este tipo de infraestructura eléctrica en base al potencial de contribución a la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero, así como a los impactos ambientales generados durante el diseño,
Es así como la eventual incorporación de nuevas tecnologías en transmisión en los planes de expansión, que llevan adelante la Comisión Nacional de Energía y el Coordinador Eléctrico Nacional, plantea una oportunidad para avanzar en materia de tiempos de construcción, una mayor flexibilidad en la operación del sistema y un menor efecto ambiental, así como el impacto en las comunidades por donde pasan estos proyectos.
Actualmente son varias las empresas transmisoras que contemplan proyectos para aumentar la capacidad del sistema, ya sea con la opción de la tecnología HVDC, compensadores síncronos estáticos en serie y sistemas de almacenamiento que contribuyen a la carbono neutralidad y que suponen un menor impacto con las comunidades.
SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL
Flexibilidad: las tecnologías que vienen
Este aspecto es clave para las discusiones en torno a la gestión de las redes eléctricas y el mayor ingreso de energías renovables variables. Son varias las opciones que los especialistas enumeran para enfrentar este desafío, que ya está en marcha.
EL FACTOR TECNOLÓGICO ES EL SOPORTE que permitirá materializar los distintos elementos que contiene la estrategia de flexibilidad del Ministerio de Energía para enfrentar el mayor ingreso de energías renovables variables (ERV) y el desafío que plantea para la operación del Sistema Eléctrico Nacional, por lo que son múltiples las soluciones que los actores del mercado implementan en esta materia.
De acuerdo con los especialistas consultados por ELECTRICIDAD, el uso de nuevas tecnologías es crucial para gestionar la variabilidad de las centrales solares fotovoltaicas y eólicas, siendo esta otra opción para entregar flexibilidad a la operación del sistema eléctrico, destacándose en este campo la inteligencia artificial y los sistemas de almacenamiento, basados en la electrónica de potencia.
La Agencia Internacional de Energías Renovables (Irena en inglés), en su estudio “Panorama de la innovación para un futuro impulsado por las energías renovables: soluciones para integrar las energías renovables variables”, define a la flexibilidad como “la capacidad de un sistema eléctrico para hacer frente a la variabilidad e incertidumbre que la energía solar y eólica introducen en diferentes intervalos de tiempo, desde el muy corto plazo hasta el largo plazo, evitando el vertido de energía de estas fuentes de energías renovables variables (ERV) y suministrando de forma fiable toda la energía demandada a los clientes”.
La investigación menciona la importancia de once tecnologías facilitadoras para avanzar en flexibilidad, incorporando mayor ERV, entre las cuales está el uso de internet de las cosas (IoT); blockchain; la carga inteligentes de vehículos eléctricos; la baterías a gran escala y la inteligencia a gran escala, entre otras (ver recuadro en página 8).
Realidad nacional
Las tecnologías facilitadoras actualmente se usan en Chile para avanzar en flexibilidad, donde se destacan las medidas que se realizan para la gestión de la variabilidad de las centrales solares fotovoltaicas y solares.
Foto: Archivo ELECTRICIDAD.
Parque eólico Punta Sierra, en la Región de Coquimbo.
Juan Carlos Olmedo, presidente del Consejo
Directivo del Coordinador Eléctrico Nacional, señala la relevancia que tienen los pronósticos del recurso solar y eólico “para garantizar una operación segura y a mínimo costo”, destacando el sistema centralizado que usa el organismo para programar la operación del sistema eléctrico.
Esta visión refrendada por Rainer Schröer, director del Programa de Energías
Renovables de GIZ en Chile: “Los parques solares fotovoltaicos y eólicos también tienen que adaptarse a un sistema eléctrico flexible y uno de los desafíos aún siguen siendo mejorar los pronósticos de su recurso, en especial el eólico, el cual es más difícil pronosticar para gestionar su operación. Para ello, además de las herramientas que ha implementado el Coordinador Eléctrico Nacional, también cada parque debe invertir en sistemas de medición y herramientas que permitan tener mejores predicciones”.
“La operación flexible de las energías renovables variables se logra con mejores pronósticos a través de herramientas como el sistema de pronósticos centralizado que se encuentra operativo en el Coordinador Eléctrico Nacional y con soluciones tecnológicas como los sistemas de almacenamiento de energía. Estos últimos pueden apoyar la gestión de este recurso en el sistema, además de aportar otros servicios complementarios al sistema como de regulación de frecuencia y de tensión, lo cual será necesario en un sistema con mayor integración de energías renovables variables”, agrega.
Directivo del Coordinador Eléctrico Nacional.
y así proyectar de mejor manera los recursos disponibles”.
Justamente la inteligencia artificial es una tendencia en avance dentro de las medidas tecnológicas en materia de flexibilidad. Constanza Levican, CEO de Suncast, señala que esta solución, dentro de la digitalización, es una segunda etapa después del monitoreo, pues permite trabajar con mayores datos, “para saber qué pasará, anticipándose, por lo que aquí la inteligencia artificial es clave”.
“Las tecnologías más aptas se relacionan con los aspectos de predicción, donde la inteligencia artificial puede combinar datos de distintas fuentes en tiempo real e histórico, con lo cual entregan modelos predictivos de alta calidad. La inteligencia artificial se conecta directamente a los sistemas Scada de las centrales, recopilando información. La inteligencia añade una segunda capa de información a la que tienen los Scada, que son subproductos de los datos de monitoreo, como recomendaciones, predicciones, métricas, etc.”, explica la ejecutiva.
Lo mismo piensa Rafael Carvallo, socio consultor de energiE, pues explica que los sistemas de pronóstico “permiten hacer una mejor gestión de las tecnologías de generación variable, por lo que, en general, los operadores de sistemas eléctricos en el mundo están profundizando el uso de estos recursos para la operación en tiempo real, potenciándolos con otras aplicaciones, como la inteligencia artificial, para obtener un pronóstico mejorado, a partir de distintas fuentes
Levican afirma que esta es una opción para la operación de centrales ERV, cuyo principales desafío identifica con la variabilidad, “aunque a través de esta podemos tener una mayor flexibilidad en el sistema eléctrico, si tenemos un sistema de mejor predicción de las plantas solares y eólicas”.
Es así como Suncast, que es una startup local que comenzará a testear el parque El Romero Solar, de Acciona, que opera en la Región de Atacama, donde aplicarán un sistema de predicción de generación basado en inteligencia artificial y machine learning, haciendo cálculos de manera automática.
Servicios Complementarios
Otra opción tecnológica se relaciona con los Servicios Complementarios. Según Rodrigo Alcayaga, Business Development manager Renewable Energy de Hitachi ABB Power Grids, el incremento en el número de centrales ERV plantea el uso de “sistemas de control que permitan mitigar la entrada de grandes bloques de energía o de sistemas para realizar control de frecuencia o de tensión en algunos puntos de la red”.
Foto: Gentileza Coordinad
cional
Juan Carlos Olmedo, presidente del Consejo
Foto: ArchivoELE
Rainer Schröer, director del Programa de Energías Renovables de GIZ en Chile.
A su juicio, la tecnología para operar centrales fotovoltaicas y eólicas “está disponible y su aplicación se enmarca dentro del concepto de Servicios Complementarios”. Y agrega: “Los desafíos que tenemos como país apuntan a seguir avanzado en la planificación del sistema eléctrico de generación y transmisión, de manera de proyectar como será en el futuro y en generar y ejecutar una normativa sobre los Servicios Complementarios, con foco en dos temas fundamentales: cómo se implementan y cómo se remuneran. En nuestra opinión, esto será un nuevo impulso para robustecer el sistema de transmisión y prepararlo para el futuro energético de Chile con un componente cada vez mayor de energías renovables”.
Para Juan Carlos Olmedo, la puesta en marcha del régimen de Servicios Complementarios, iniciado en enero de este año, “es una vía para implementar mecanismos de flexibilidad. Los servicios complementarios están orientados a contar con recursos flexibles que permitan gestionar la variabilidad intrahoraria de la demanda y de la generación, así como contingencias que ocurran en el Sistema Eléctrico Nacional”.
Ello es compartido por Rodrigo Alcayaga: “Debemos seguir de cerca la implementación del nuevo régimen de Servicios Complementarios, que dará solución a variaciones de la demanda de energía, desconexiones intempestivas de generación y de consumos, almacenamiento de energía, que permitan complementar de manera sinérgica la entrada de fuentes de energía renovable”.
Parque eólico de Punta Sierra.
Foto: Archivo ELECTRICIDAD.
Foto: Gentilezaen
Rafael Carvallo, socio consultor de energiE.
En ese contexto, Rafael Carvallo destaca el potencial que tienen las mismas centrales ERV para la prestación de estos servicios, lo que califica como “un círculo virtuoso, pues en el futuro veremos que serán estas mismas tecnologías ERV las que habilitarán una mayor inserción de las mismas. Sin ir más lejos, ya tenemos en Chile un ejemplo de clase mundial en esta materia. A fines de 2017, la empresa First Solar realizó pruebas de control de frecuencia y tensión con su planta solar fotovoltaica Luz del Norte, las cuales resultaron exitosas, y desde hace pocas semanas la podemos ver operando en el Control
Automático de Generación (AGC) del Sistema Eléctrico Nacional. Algo inédito en el mundo.”
El ingreso de soluciones de almacenamiento al sistema eléctrico es la otra medida mencionada por los actores del sector. Alcayaga sostiene que este tipo de tecnología, especialmente las que usan electrónica de potencia, “permiten seguir entregando energía con la calidad necesaria para que llegue a todos los usuarios”.
“Existen grandes baterías que almacenan energía en momentos en que no se requiere y se inyectan al sistema cuando se necesita regular frecuencia a través de la potencia activa. Por otro lado, para regular tensión podemos utilizar bancos de condensadores instalados en las subestaciones de los parques de energía renovables los que inyectan potencia reactiva en los puntos claves elevando la tensión”, precisa el ejecutivo de Hitachi ABB Power Grids.
Al respecto, Rainer Schröer plantea la importancia de contar con un modelo de participación en el mercado para los sistemas de almacenamiento, por lo que recuerda que el año pasado la GIZ, junto al Ministerio de Energía publicaron un estudio que presentó diferentes alternativas para incorporar flexibilidad al sistema eléctrico, “en que se proponía incorporar el mecanismo de pago por potencia de las necesidades de capacidad flexible del sistema eléctrico”.
El director del programa sobre energías renovables del organismo internacional en el país además destaca el trabajo que realizan en conjunto con el Centro Aeroespacial Alemán (DLR), el Coordinador Eléctrico Nacional y empresas del sector, “para analizar la reconversión de las centrales térmicas a carbón existente en Chile, principalmente a sistemas de almacenamiento térmico con sales fundidas”.
A su juicio, esta tecnología “además de reutilizar en parte la infraestructura de las centrales térmicas, puede proveer varios servicios al sistema eléctrico, como es el almacenamiento de energía para apoyar la gestión de recursos renovables variables como los solares y eólicos y entregar servicios sistémicos como es el caso de la inercia, entre otros”.
Tecnología facilitadoras de la flexibilidad.
Fuente: Irena.
Foto: Gentileza HitachiABB enChil e .
Rodrigo Alcayaga, Business Development manager Renewable Energy de Hitachi ABB Power Grids.
Otras tecnologías facilitadoras de la flexibilidad, de acuerdo con los especialistas, se encuentran en el segmento de la transmisión. Rodrigo Alcayaga menciona el uso de los compensadores sincrónicos estáticos (Statcom), “con el cual se apoya a las redes de transmisión que tienen problemas con el factor de potencia y con la regulación de tensión”, añadiendo que estas soluciones se pueden encontrar en algunos puntos clave del sistema eléctrico, como la subestación Cerro Navia o en algunas mineras de nuestro país.
Contar con un código de red moderno, donde se definen los estándares mínimos que tienen que cumplir los participantes en el sistema eléctrico, es mencionado por Rafael Carvallo como otra medida que contribuye a la flexibilidad y a la seguridad en la operación del sistema, pues “mejora el desempeño, especialmente en cómo se comportan las tecnologías variables frente a perturbaciones en la red”.
“Esto es de relevancia, pues podrían ocurrir desconexiones masivas de generación frente a perturbaciones, lo cual genera una situación de riesgo, provocando que el operador actúe de manera más conservadora, trayendo un efecto negativo para el sistema en su conjunto y en especial para estas tecnologías”, explica.
Según Juan Carlos Olmedo, el desarrollo de la
digitalización en las redes eléctricas también es fundamental “con el fin de coordinar los recursos energéticos distribuidos, conocidos como DER, los cuales por su cantidad y distribución geográfica diversa requieren de sistema de gestión sofisticados”.
El ejecutivo, en este sentido, resalta la necesidad de incorporar tecnologías que se pueden incorporar a la demanda para proveer flexibilidad al sistema mediante los esquemas denominados de demanda responsiva.
Y concluye: “Para realizar una gestión de recursos flexibles se requiere avanzar en la digitalización de la red y dispone de sistemas de comunicaciones costo efectivos, como es el caso de las redes 5G”.
Conclusiones
• El campo tecnológico es la piedra angular sobre la que descansa la discusión en torno a la flexibilidad en el sistema eléctrico, pues sin ella no podría definirse un marco regulatorio básico.
• Existen múltiples tecnologías facilitadoras, especialmente en cuanto a transmisión, servicios complementarios, sistemas de control y almacenamiento de energía.
• Los especialistas señalan que algunas de estas aplicaciones ya se usan en el Sistema Eléctrico Nacional, proyectando que otras se incorporarán en el futuro.
Parque solar Quilapilún en la Región Metropolitana.
Foto: GentilezaS
Constanza Levican, CEO de Suncast.
Foto:
FERNANDO GONZÁLEZ, PRESIDENTE DE LA ACSP
“La tecnología CSP
será el reemplazo natural de las plantas termoeléctricas”
El representante de la asociación, y CEO de Cerro Dominador, sostiene a ELECTRICIDAD que esta aplicación tecnológica también requiere que la regulación entregue señales para que se reconozcan sus atributos en la operación del sistema eléctrico.
FERNANDO GONZÁLEZ, presidente de la Asociación de Concentración Solar de Potencia (ACSP) y CEO del proyecto Cerro Dominador, se declara optimista con el futuro de esta tecnología en Chile, a partir de varios factores: desde la baja en el costo que experimenta en los últimos dos años, pasando por el abundante recurso solar del país, hasta el rol que tiene en la descarbonización de la matriz.
Es así como el ejecutivo asegura a ELECTRICIDAD que la CSP en el futuro será “el reemplazante natural de las termoeléctricas”, debido a la capacidad que tiene para entregar energía continua las 24 horas, además de permitir avanzar en la meta de carbono neutralidad, sin olvidar el aporte que tiene para el mercado de la potencia a nivel local y en la flexibilidad del sistema eléctrico.
Avances
¿Cuál es el actual trabajo que realiza la ACSP?
En dos años de existencia tenemos 12 miembros, abarcando toda la cadena de valor con representantes de desarrolladores, proveedores de equipos, de tecnologías y de sales fundidas. La idea es que se incorporen más empresas, a medida que se desarrolle aún más la tecnología y se implementen más proyectos de este tipo
en el país, pensando en que esta tecnología es clave para avanzar en la descarbonización y en la carbono neutralidad, especialmente en el contexto de la recuperación verde que vendría cuando termine la actual pandemia.
Los costos de la CSP han bajado en los últimos dos años, ¿cree que esto facilitará la mayor participación de la tecnología en un escenario post Covid-19?
Absolutamente. Creemos que estamos en condiciones de mercado para competir de igual a igual con otras tecnologías, al ser un reemplazo ideal del carbón. Estamos trabajando para demostrar que estos costos han bajado y así poder hacer ofertas competitivas. A nivel mundial la baja se refleja en que se siguen desarrollando proyectos CSP.
¿Qué iniciativa impulsarán en lo que resta del año?
Nos hemos reunido con el gobierno para dar nuestros comentarios respecto a la flexibilidad y estamos trabajando para fomentar nuestra opinión respecto de la regulación, para que en la licitación de suministro prevista para fines de año se reconozca el valor de las energías renovables y flexibles, que puedan entregar energía durante 24 horas. También nos hemos unido a la Red Iberoamericana de las Energías Limpias para compartir las mejores experiencias y prácticas.
¿Cuál es la visión de la Asociación sobre flexibilidad en el sistema eléctrico?
Todas las tecnologías tienen su rol en la matriz, pero creemos que es muy importante que la generación solar debe encontrar señales flexibles en la regulación, con pequeños cambios para que
esto resulte en el incentivo a invertir en nuevas plantas renovables.
La estrategia de flexibilidad que presentará el gobierno abordaría el pago por potencia, ¿cómo se inserta en este ámbito la CSP?
Es un tema importante y la tecnología CSP es previsible, porque uno sabe cuánto calor se tiene almacenado, por lo que se puede tener la planta lista para cuando se necesite. En este sentido, la CSP se asemeja más a las tecnologías de base como carbón y gas en cuanto a potencia, pero creemos que estas señales deben darse a energías renovables y flexibles, estando disponible en las horas que requiere la demanda.
¿Piensa que la entrada en operaciones de Cerro Dominador abrirá la puerta a otros proyectos de este tipo en el país?
Somos optimistas. Siempre tiene que haber un primer caso para que el resto de la industria se anime y empiece a desarrollar estas plantas, pues la baja de precios a nivel internacional, sumado a la excelente radiación del recurso solar de Chile y la estabilidad del país a largo plazo muestra que la tecnología CSP será el reemplazo natural de las plantas termoeléctricas.
Cerro Dominador
¿Cuál es el estado de avance de Cerro Dominador?
Tenemos más un 97% de avance. Desde fines del año pasado estamos en la etapa de la puesta en servicio, lo que significa que hay subsistemas que ya comenzaron el comisionamiento. La pandemia, como a todos, nos ha afectado, pero seguimos adelante para sacar el proyecto adelante y así comenzar a entregar energía lo antes posible.
La sincronización la estamos esperando para el último trimestre de este año.
¿Cómo va el suministro de 950 GWh anuales, por 15 años, adjudicado en la licitación de suministro de 2014?
El año pasado el volumen fue la mitad y este año es el 100% de la generación del parque fotovoltaico del complejo. Desde 2021 se pretende entregar el suministro también con la generación de la planta termosolar. También estamos trabajando para conseguir contratos nuevos; el año pasado firmamos un acuerdo con Copec para entregar energía a gran parte de sus estaciones de servicio y pronto esperamos dar novedades sobre nuevos clientes.
Foto:
Gentileza
ACSP.
Este Seminario virtual busca ser un punto de encuentro de los protagonistas del mercado eléctrico para analizar una de estas materias, que podría ser objeto de próximos cambios regulatorios, como es la “Evaluación del precio de la potencia de suficiencia actual y del período de control de horas de punta actual”, ello por la importancia que implica esta materia para disponer de un costo competitivo sustentable del suministro eléctrico, lo que hace necesario propiciar cuanto antes el inicio de una discusión abierta que puntualice los aspectos más relevantes sujeto a mejoras regulatorias para esta materia.
Mas informaciones sobre opciones de participación: conferenciasyferias@editec.cl
PATROCINAN:
ORGANIZAN:
Por Mauricio Utreras, coordinador Internacional de la Comisión de Integración Energética Regional (Cier)
Blockchain: una nueva forma de crear valor para el sector energético
BLOCKCHAIN ES UNA TECNOLOGÍA que busca dar confianza sobre transacciones, procesos e intercambios de activos físicos o digitales. Básicamente es una base de datos distribuida donde se lleva registro de cada transacción o intercambio que se realice, el cual se encuentra distribuido en cada uno de los integrantes que forman parte del proceso y al no ser una base centralizada, es imposible su modificación. Además, el proceso entrega una garantía sobre la trazabilidad de la información, facilitando la auditoría de terceros lo que favorece la transparencia.
Para el sector energético, blockchain viene a potenciar y dinamizar la digitalización, transformando la manera en que interactuamos con la energía. ¿De qué manera lo podemos utilizar? por ejemplo, a través de la generación de certificados de producción de energía renovable a bajo costo, permitiéndole a los consumidores traspasar ese atributo a sus productos y servicios. Al ser una plataforma descentralizada, permite agilizar la entrada de nuevos actores (comercializador), mediante el intercambio punto a punto (P2P) y se simplifican los sistemas de pagos asociados a la compra de energías renovables o la carga de vehículos eléctricos.
energético. Además, permite trazar de manera inalterable los ahorros energéticos, simplificando y fomentando la financiación de proyectos de eficiencia energética bajo el modelo ESCO.
Este potencial ya se ve materializado a nivel internacional con más de 250 empresas y 15 organizaciones dedicadas a desarrollar soluciones para el sector energético, para las cuales se prevé un incremento de participantes e inversión cercana a los US$35.000 millones para 2025, de acuerdo al último informe publicado por el Premium Market Insights.
A nivel internacional con más de 250 empresas y 15 organizaciones dedicadas a desarrollar soluciones para el sector energético, para las cuales se prevé un incremento de participantes e inversión cercana a los US$35.000 millones para 2025.
Lo cierto es que por más que la tecnología se esté desarrollando rápidamente a nivel mundial, su real inserción en nuestro país dependerá del nivel de digitalización que alcancemos en el sector, la cultura de innovación que promuevan las empresas y la voluntad de la autoridad.
Al ser una forma de notario digital también permite auditar el estado y mantención de los activos físicos, aspecto fundamental para elevar los estándares de calidad del suministro
Es así como actualmente existe el desarrollo del servicio eproof, en el que se certifican soluciones energéticas, desde los ahorros, reducción de emisiones de CO2, generación ERNC, contratos de suministro y activos físicos, por lo que la idea es centrarse en soluciones y beneficios que nos entrega blockchain.
Gentileza
Mauricio Utreras
El alto potencial
del almacenamiento en generación distribuida
Los especialistas señalan a ELECTRICIDAD la necesidad de avanzar en incentivos regulatorios para expandir este tipo de proyectos.
EL ALMACENAMIENTO DE ENERGÍA en proyectos de generación distribuida que utilizan tecnología solar fotovoltaica es una realidad en Chile, donde existe un alto potencial de expansión, el cual espera materializarse con mayor profundidad a medida que disminuya el precio de las baterías, según advierten a ELECTRICIDAD los especialistas en el tema. En opinión de los expertos, este es el principal
desafío que existe para la masificación de esta tecnología en los proyectos de generación y autoconsumo, además de avanzar a nivel regulatorio.
Aplicaciones
Patricio Mendoza, investigador del Centro de Investigación en Energía Solar (Serc Chile) y académico de la Universidad de Chile, plantea que la integración de sistemas de almacenamiento en la generación distribuida “requiere de una gestión inteligente, que dependerá del objetivo que se persiga. Por ejemplo, se puede utilizar para maximizar el auto-consumo de estos sistemas de
Sistema fotovoltaico instalado. EN SISTEMAS FOTOVOLTAICOS
generación. O bien, se puede utilizar para controlar el perfil de inyección de energía a la red”.
David Rau, vicepresidente de la Asociación Chilena de Energía Solar (Acesol), explica que el sistema de almacenamiento para proyectos fotovoltaicos debe contar con baterías y un sistema de control e inversores bidireccionales, destacando que los servicios más relevantes son el arbitraje energético, la regulación de voltaje y frecuencia, el reemplazo de infraestructura en distribución y transmisión, y la optimización de uso de recursos renovables y variables, en otros.
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“A nivel residencial las baterías cumplen un rol importante en la transformación de los consumidores como actores activos de la red. Más allá de la funcionalidad evidente de operar como respaldo en caso de corte, contar con un sistema de almacenamiento permite al usuario un manejo activo de su demanda y consumo, lo que le podría permitir bajar significativamente este costo”, afirma el dirigente gremial.
Además, para Carlos Cabrera, director y co fundador de Sphera Energy, el uso de baterías “robustece y suaviza las curvas de producción, además de que posibilitan disminuir el peak de producción solar típico entre las 11 y 15 horas (dependiendo de la ubicación), lo que en definitiva permite realizar un uso más eficiente de la capacidad del sistema y mitigar eventuales situaciones de congestion (Curtailment) en subestaciones primarias y, en definitiva, abastecer los consumos de manera más óptima”.
Los principales servicios que presta el almacenamiento para clientes regulados en países industrializados son profundizados por Marcelo Cortés, investigador asociado y académico del Centro de Desarrollo Energético de la Universidad de Antofagasta:
Foto: GentilezaD
• Demand Charge Management: “Reduce el consumo en la hora de punta inyectando energía con la batería en ese horario.
• Electric Service Reliability: “Provee energía de respaldo durante periodos de fallas extensos de la red”.
• Electric Service Power Quality: “Usando la batería protege el consumidor frente a señales de mala calidad, tales como: variaciones de frecuencia, bajo factor de potencia, presencia de harmónicos y otro tipo de interrupciones”.
Potencial
De acuerdo con los especialistas, el potencial de expandir estos sistemas en la generación distribuida es alto. Carlos Cabrera afirma que “la gran novedad y expectativa de los últimos años es la espera en la caída de los costos de la tecnología de litio que ofrecen baterías con mejor relación peso-potencia, eficiencia, duración, vida útil, ciclos de carga y descarga, etc. Una vez que las baterías de menor escala disminuyan sus costos considerablemente, será una realidad tener baterías de litio en las casas, la industria, el agro, etc.”.
Lo mismo piensa Patricio Mendoza, al sostener que, con la aparición de nuevos agentes, “se abrirá la posibilidad de que estas tecnologías fotovoltaica y baterías participen de nuevas estructuras descentralizadas como micro-redes, que ofrecen funcionamiento tanto sincronizado con la red como de manera aislada”.
Foto: ArchivoELE
• Time-of-Use Energy Cost Management: “Busca reducir los costos de facturación, cargando las baterías durante horas en que los precios son bajos. La energía almacenada será usada posteriormente para abastecer los consumos propios o inyectar energía a la red a un mejor precio”.
Según David Rau, el uso de baterías de ion-litio, integrados a un software de gestión, posibilitan a los usuarios “un control absoluto de su generación y consumo, permitiendo bajar los costos por demanda e incluso ahorrar mediante autoconsumo solar”.
“Este año se están desarrollando varios pilotos de sistemas de almacenamiento instalados ‘atrás del medidor’, los cuales no solamente entregan servicios al cliente sino también están operando de forma coordinada con la empresa distribuidora, permitiendo dar mayor seguridad a la red y bajar los costos de operación. Esta actuación coordinada con la distribuidora ha sido aprobada
Patricio Mendoza, investigador del Centro de Investigación en Energía Solar (Serc Chile) y académico de la Universidad de Chile.
David Rau, vicepresidente de la Asociación Chilena de Energía Solar (Acesol).
Carlos Cabrera, director y co fundador de Sphera Energy.
internacionalmente y va a jugar un rol importante en la operación de las redes en Chile, una vez que podamos contar con resultados que comprueben el éxito de los pilotos implementados”, subraya.
Futuro
A futuro los especialistas coinciden en la necesidad de aumentar los proyectos pilotos de almace namiento en sistemas fotovoltaicos de pequeña escala. “Desde la academia estamos buscando activamente oportunidades de vincularnos con el sector privado para poner en práctica nuestra investigación, desde los aspectos más fundamentales de la física de los sistemas fotovoltaicos y química de las baterías, hasta los mecanismos de integración de estas soluciones descentralizadas al sector eléctrico”, asegura Patricio Mendoza.
A juicio de Carlos Cabrera, el principal desafío es la disminución de los costos de la tecnología, pues la curva de costos histórica de los sistemas de almacenamiento de baterías (litio) no ha tenidoel ritmo de descenso que ha tenido la tecnología solar, y tampoco ha estado bajo lo esperado por el mercado”.
“Por otra parte, también se debe definir un marco regulatorio claro y estable para una mayor penetración
de sistemas de almacenamiento, y este respecto, la regulación todavía no entrega las señales adecuadas para que los sistemas de almacenamiento entreguen sus mayores beneficios”, agrega.
Este aspecto es compartido por David Rau: “Un sistema de almacenamiento es capaz de entregar alrededor de 13 servicios diferentes a lo largo de toda la cadena de valor del mercado eléctrico. Dada la falta de regulación, hoy en día aproximadamente sólo seis de estos servicios son aplicables a nivel masivo. La factibilidad económica de un sistema de almacenamiento depende fuertemente de su capacidad de poder suministrar una variedad de servicios”.
Marcelo Cortés señala que también es imperativo avanzar en la implementación de tarifas variables en el tiempo, ya que “son señales de precios variables en el tiempo que entrega el mercado mayorista y que permite a los consumidores ajustar su consumo de energía con el fin de lograr ahorros económicos”.
“Cuando los precios son bajos se cargan las baterías, mientras que cuando son altos se inyecta la energía almacenada a la red. Este mecanismo permitirá salir de la condición de diferencial de precios estática existente en la actualidad a una en la cual el diferencial de precios podría activar nuevo proyectos”, concluye.
Instalación de sistema fotovoltaico en Santiago.
Foto: GentilezaM
Marcelo Cortés, investigador asociado y académico del Centro de Desarrollo Energético de la Universidad de Antofagasta.
Foto: Archivo ELECTRICIDAD.
SEGMENTO DE GENERACIÓN
La estrategia de AES Gener
para que el 20% de sus trabajadores sean mujeres
La
Política de
Diversidad
e Inclusión de la empresa generadora contempla varios ejes de cambio culturalcorporativo, como explica su gerenta de Recursos Humanos, Carla Requena.
Que el 20% de su fuerza de trabajo sea femenina es la meta que busca materializar AES Gener, a través de su política de Política de Diversidad e Inclusión, creada el año pasado, y que adhiere a la Iniciativa de índice de Paridad de Género, impulsada por el World Economic Forum y el Banco Interamericano de Desarrollo (BID), además de formar parte del Programa Energía +Mujer del Ministerio de Energía. Carla Requena, gerenta de Recursos Humanos de la empresa generadora, señala a ELECTRICIDAD que los objetivos de la política interna se basan en las “particularidades que nos distinguen como personas únicas. Por ello, trabajamos día a día para que todas nuestras colaboradoras y colaboradores se sientan valorados. Nuestra misión es fomentar un ambiente y cultura corporativa en donde todos desarrollen al máximo sus capacidades”.
Política corporativa
La ejecutiva explica los principales ejes de la Política de Diversidad e Inclusión comprometida por AES Gener:
• Promover la diversidad y el respeto por
12,5% de la fuerza laboral de AES Gener son mujeres.
las diferencias, con el fin de asegurar la sinergia de visiones e ideas en sus equipos de trabajo.
• Respetar los derechos básicos de todos los colaboradores/as, sin que haya discriminación por raza, etnia, color, género, idioma, nacionalidad o por cualquier otro motivo como religión, edad, orientación e identidad sexual, opinión política, condición social y discapacidad.
• Promover una cultura con igualdad de oportunidades, garantizando el desarrollo y retención de personas talentosas que se desenvuelvan en un ambiente armónico y desafiante, para poder seguir creciendo en la compañía.
• Mantener los esfuerzos para que los colaboradores/ as puedan conciliar su vida laboral, familiar y personal, brindando apoyo tanto a la maternidad como a la paternidad para favorecer la vida integral de las personas.
• Incrementar el índice de mujeres en la organización. Nuestra meta es tener más de un 20% de mujeres talentos hasta finales de 2021.
Asegura en esta iniciativa se ha propuesto “fomentar la incorporación de mujeres en los distintos puestos de trabajo e implementar programas de fomento del liderazgo para potenciar el talento y así incentivar una mayor equidad en el crecimiento de la empresa”. Otra medida que resalta Requena es la implementación de programas de fomento del liderazgo femenino “para potenciar el talento, con la perspectiva de incentivar una mayor equidad en el crecimiento de la empresa”. “Uno de estos programas lo desarrollamos en 2019 con la asesoría de Comunidad Mujer y a la fecha contamos con más de 70 mujeres inscritas, donde se busca aportar herramientas y opciones de desarrollo a las líderes de nuestra compañía”, afirma.
[ ] 39 años
de edad es el promedio de las mujeres que se desempeñan en la empresa generadora.
La ejecutiva también menciona un programa de mentoría, “en el cual cinco mujeres en posiciones de liderazgo lo realizaron y actualmente, algunas de ellas, son mentoras de otras mujeres de AES Gener en Chile”.
“Del mismo modo, modificamos nuestra Política de Reclutamiento y Selección para fomentar la incorporación de mujeres en los distintos puestos de trabajo que estuvieran vacantes en la compañía, promoviendo que en vez de ternas se tengan cuatro candidatos que estén compuestos en un 50% por mujeres”, complementa la ejecutiva. Requena valora lo realizado hasta el momento por el Programa Energía +Mujer, del Ministerio de Energía: “La promoción y participación en iniciativas público-privadas de este estilo permiten aumentar la conciencia sobre el tema de la equidad de género, cambiar la cultura interna como externa de las organizaciones y también generar una alianza entre el sector público y privado”.
Y en esta línea de compromiso anuncia que el propósito corporativo de este año es “alcanzar un 20% de mujeres en nuestra fuerza de trabajo. Y esto será posible a través del fortalecimiento cultural y a la continua promoción de ingreso de mujeres a la organización, mediante mecanismos de reclutamiento y selección como mencioné anteriormente”.
Añade que es por ello que en lo
que resta del actual ejercicio seguirán con programas de mentorías, coaching, y desarrollo a mujeres para ejercer cargos de alto nivel al interior de la empresa. Los desafíos mencionados por la ejecutiva apuntan a “lograr el cambio cultural que favorezca no sólo la inclusión de mujeres talentos al sector energético, sino también su promoción y retención”.
“Esto es un reto que va más allá del sector, el que debe considerar además a los diversos actores de la sociedad civil y del gobierno, como también el sistema de educación, políticas públicas”, concluye Carla Requena.
Carla Requena, gerenta de Recursos Humanos de AES Gener.
Foto: Gentileza
Toda la información de la industria minera al alcance de un clic
MÁS DE 150 proyectos mineros
160 PROYECTOS de litio
ANÁLISIS PROFUNDO del mercado
30 PROYECTOS DE PLANTAS desalinizadoras y SIAM
Transmisión Virtual: Chile debe ser pionero
expansión del Sistema Eléctrico Nacional.
Por Paola Hartung y Pablo Barrague directora de Asuntos Regulatorios de AES Gener director de Aplicaciones de Mercado de Fluence
LA INTERCONEXIÓN DE LOS SISTEMAS SIC y SING fue un gran logro para el país, pero rápidamente surgieron nuevos retos. Las recientes transformaciones en el sistema, debido a la transición energética y a los objetivos de descarbonización, le plantean a la CNE, al Coordinador y a las empresas el desafío buscar las mejores formas de continuar la
Una alternativa es maximizar la capacidad de la red existente con una tecnología no tradicional que está probada a nivel mundial y lista para escalar: la "Transmisión Virtual”. La adición de almacenamiento de energía basado en baterías como un activo de transmisión en nodos específicos reduce la congestión, aumenta la utilización de las líneas de transmisión existentes y reduce los costos de operación del sistema.
El almacenamiento de energía puede lograr
Banco de baterías BESS de almacenamiento de AES Gener en Angamos.
Foto: Gentileza AES Gener.
Queremos ratificar nuestro compromiso con el sector energético entregándoles este gran espacio de aprendizaje y negociación que hemos desarrollado a través de los años. Por ello, les comunicamos que nos encontramos trabajando para poder realizar la conferencia de la manera más segura posible. Queremos agradecer a todas las empresas, entidades, instituciones y proveedores por la comprensión y tolerancia entregada en estos tiempos de cambios e incertidumbre.
estos beneficios proporcionando capacidad de transmisión para fines de confiabilidad durante contingencias, dado que permite mantener la condición N-1 de las líneas, similar a un circuito adicional virtual. Los sistemas de almacenamiento proporcionan esa capacidad en milisegundos. En condición de operación normal, con más capacidad disponible, las líneas se descongestionan, pudiendo reemplazar o desplazar construcción de nuevas líneas.
Esta tecnología ha solucionado retos importantes en las redes eléctricas de todo el mundo en los últimos 12 años. Se han añadido grandes baterías en la planificación de la transmisión en diferentes mercados, y los reguladores en el mundo han verificado que la tecnología está probada y lista para escalar. Chile, de la mano de AES Gener, fue pionero en el mundo al instalar baterías el 2009 del lado de la generación. Hoy, el país debe dar el siguiente paso y aprovechar los beneficios del almacenamiento como parte del sistema de transmisión.
Propuestas
AES Gener presentó dos propuestas al Plan Nacional de Expansión de la Transmisión para incorporar 500 MW de almacenamiento de energía en
los segmentos Punta Sierra – Nogales y TemucoCautín, los que generarían un valor presente neto para el SEN de US$400 millones en promediopuede llegar a US$600 millones- al reducir los costos de despacho de generación. El aumento de la capacidad en esos corredores permite aumentar la transmisión de energía renovable. El ahorro se generará a través de un despacho más eficiente del sistema, como resultado de la mayor flexibilidad que el almacenamiento de energía puede aportar a la red.
Esta solución ofrece diversas ventajas sobre la infraestructura tradicional, ya que permite utilizar las líneas existentes de forma más eficaz, tiene tiempos de respuesta de milisegundos, es una alternativa modular y escalable a la necesidad del sistema. Su implementación es mucho menos disruptiva ambiental y socialmente, y es de rápida instalación – en uno o dos años en tamaños de más de 100 MW-, en comparación a las líneas convencionales que tardan varios años en construirse.
La implementación del almacenamiento de energía como parte del sistema de transmisión brinda a Chile la oportunidad de liderar a nivel mundial este tema, incorporando una solución innovadora, eficiente y técnicamente muy versátil, garantizando el acceso a más energía limpia de forma confiable.
Foto: Gentileza AES Gener.
Paola Hartung, directora de Asuntos Regulatorios de AES Gener.
Foto: Gentileza AES Gener.
Pablo Barrague, director de Aplicaciones de Mercado de Fluence.
Líneas de
EN PLANES DE EXPANSIÓN
Transmisión:
las tecnologías que esperan debutar en el sistema local
Las líneas HVDC, el uso de sistemas Facts y una mayor participación del almacenamiento de energía son soluciones que podrían ingresar a la infraestructura eléctrica, de acuerdo con las estimaciones de especialistas y las propuestas del mercado.
LA TECNOLOGÍA HVDC será una de las estrellas que esperan materializarse a futuro en el sistema de transmisión, junto con otras aplicaciones, como sistemas Facts y la mayor presencia del almacenamiento de energía.
Así lo estiman los especialistas consultados por ELECTRICIDAD, quienes concuerdan en que estas soluciones apuntan al aumento de la capacidad en este segmento.
HVDC y Facts
Alejandro Cascante, gerente de Proyectos de ISA
Interchile, señala que en el proceso de estudio del Plan de Expansión del Sistema de Transmisión 2020, “dada la proyección de crecimiento energético del sistema, se ha visto la necesidad de buscar alternativas que permitan aumentar la capacidad de transmisión de nuestra línea Cardones-Polpaico 500 kV, que desde los primeros meses de operación se encuentra trabajando a su máxima capacidad de 1700 MVA”.
El ejecutivo explica que el objetivo es aumentar la capacidad en la zona norte del sistema, especialmente entre las subestaciones Maitencillo y Pol-
transmisión en la Región de Coquimbo.
paico, por lo que plantea la idoneidad de “integrar tecnología de electrónica de potencia que tiene una versatilidad y modularidad que lo hacen bastante adecuado para nuestro sistema”.
“Muchos de estos elementos, como la transmisión en HVDC y diferentes equipos Facts, se deben incorporar para aumentar el control y la flexibilidad del sistema desde el punto de vista de la operación para poder integrar toda la energía de fuentes renovables en sistema de manera eficiente en un ambiente cada vez más limitado por temas ambientales, sociales y prediales”, sostiene el ejecutivo.
La tecnología HVDC también es mencionada por Andrés Salgado, socio fundador de ENC Energy Consultants: “Una de las principales tecnologías que desde ya se ha propuesto y planifica do para el sistema eléctrico nacional son las líneas HVDC, cuyo aporte resultan atractivo debido el control de flujos de potencia e interconexiones asincrónicas entre regiones, lo que además viene acompañado de que al requerir conectar puntos con distancias importantes (600-700 km) pueden ser una son la opción más económica”.
El ejecutivo también destaca la tecnología de los equipos Facts (Flexible AC Transmissions Systems) “del tipo condensadores serie controlados por tiristores, puesto que contribuyen a mejorar la estabilidad del sistema, o realizar control de flujos en tramos paralelos de distinta capacidad”.
Alejandro Cascante coincide con este análisis. “La tendencia mundial muestra que, a partir del desarrollo y avances en la electrónica de potencia, se hace cada vez más común el uso de sistemas Facts, que permiten optimizar el uso de la red existente para la transmisión de grandes bloques de potencia, optimizando las instalaciones existentes”, afirma.
“Para esta oportunidad, dentro de la categoría de Facts, en Interchile hemos propuesto dentro de las etapas de expansión del sistema chileno el uso de equipos Compensadores Estáticos Síncronos Serie (SSSC), y el uso de HVDC para viabilizar la
conexión de centrales renovables, pues vemos que es una solución adecuada para las necesidades y particularidades del sistema de transmisión chileno”, precisa.
Almacenamiento
Las perspectivas a futuro mencionadas por los especialistas también apuntan a los sistemas de almacenamiento como una tecnología que estará más presente en los planes de expansión de la transmisión.
Para Andrés Salgado, estas soluciones “son elementos que pueden contribuir a aliviar los problemas de congestión si son ubicados en lugares precisos y estratégicos, lo que va de la mano con su dimensionamiento y la tecnología utilizada”.
“Los criterios anteriores son los drivers decisivos para permitir posponer por un tiempo líneas de transmisión a considerar en los procesos de planificación aprovechando además que la instalación de los sistema de almacenamiento puede tener mejor aceptación pública debido a su bajo impacto social y geográfico”, concluye.
Las novedades consideradas en proyectos
Gabriel Olguín, presidente de Cigre Chile, señala que estas nuevas tecnologías están siendo propuestas en diversos proyectos de expansión y ampliación del sistema de transmisión lo que muestra innovación y dinamismo del mercado.
“AES Gener propone sistemas BESS o baterías, en subestaciones del sur , Temuco-Cautín, y en el norte , tramo Las Palmas-Nogales”. También vale la pena destacar el proyecto de almacenamiento de AME-Hydrostore de aire comprimido.
Enel por su parte propone la transformación de la línea Nueva Maintencillo-Nueva Pan de Azúcar-Centella, de 220 kV, en un sistema mixto, donde un circuito se transformaría en HVDC con retorno metálico y el otra se mantiene en AC, para lograr un aumento de capacidad”.
El especialista alerta, sin embargo, que si bien todos estos proyecto son factibles, "es absolutamente necesario que las propuestas estén debidamente respaldadas con estudios operacionales detallados que demuestren no solo la suficiencia que aporta el proyecto sino además garanticen la seguridad de la operación del sistema".
Andrés Salgado, socio fundador de ENC Energy Consultants.
Alejandro Cascante, gerente de Proyectos de ISA Interchile.
Foto: ArchivoELE
Gabriel Olguín, presidente de Cigre Chile.
REFLEXIONES SOBRE LA POSTPANDEMIA
PRESENTES EN CONSEJO EDITORIAL
DE
ELECTRICIDAD
El escenario para la industria eléctrica y su panorama regulatorio y de proyectos fue parte importante del conversatorio que mantuvieron este martes los integrantes del Consejo Editorial de ELECTRICIDAD, quienes realizaron su segunda reunión anual, nuevamente por la vía virtual a causa de las restricciones impuestas por la pandemia del Covid-19.
Precisamente cuáles serán los efectos y desafíos para el segundo semestre ocuparon parte importante de las reflexiones. Al respecto, los Consejeros de Electricidad tomaron en cuenta que el panorama actual de la industria de la energía se desarrolla en condiciones que sus decisiones previas fueron tomadas en otro contexto y que, actualmente, hay nuevas consideraciones tanto en niveles de demanda como en el precio de los combustibles, que en su mayoría se han movido a la baja.
Como elemento positivo del debate energético se valoró que la descarbonización sigue avanzando, incluso con algunos hitos que se han adelantado.
La sesión del Consejo Editorial fue encabezada por el director de ELECTRICIDAD, Roly Solís, y en ella participaron:
• Verónica Cortez, Gerenta de Energía, Minera Doña Inés de Collahuasi
• Rodrigo La Fuente, Gerente Comercial, Vicepresidencia Desarrollo de Negocios Transelec
También se analizó cuál será el escenario en que se desarrollarán los proyectos eléctricos, teniendo factores nuevos para su implementación como consultas indígenas o ciudadanas que hoy no pueden realizarse como se conocían hasta la fecha (presenciales), o como la construcción se verá afectada por las cuarentenas, entre otros aspectos.
• Consuelo Mengual, Gerenta de Asuntos Legales del Coordinador Eléctrico
• Andrés Salgado, Director de ENC Energy Consultants
Por parte de Editec, participaron su Editor General, Pablo Bravo, y el editor de ELECTRICIDAD, Roberto Valencia.
Foto:
COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA
FIJA CARGOS ÚNICOS EN TRANSMISIÓN
La Comisión Nacional de Energía (CNE), a través de la resolución 229, publicó el informe de la fijación del cargo único, en que se incorporó el cálculo de una adición al cargo asociado a exenciones estipuladas en un artículo transitorio de la Ley de Transmisión, abarcando la totalidad de los saldos asociados al pago de exención de peajes de inyección de 2019, la cual será asumida gradualmente por clientes regulados, cuando se apruebe el estudio de valorización en curso y por clientes libres, a partir de esta fijación.
De acuerdo con la resolución, los cargos asociados a la transmisión zonal en cuatro sistemas (A,B,C,D, E y F) van desde 0,249 pesos hasta 13,420 pesos por kWh para niveles de tensión de 33 a 220 kV.
El cargo asociado al segmento de la transmisión dedicada que utilicen los usuarios del régimen de clientes libres es de 0,459 pesos por kWh, mientras que el cargo para la transmisión nacional (ex troncales) para clientes regulados y libres es de 1,346 pesos por kWh.
Por su parte, el cargo asociado a exenciones a las que se refiere el numeral x, de la letra D, del artículo 25° transitorio de la Ley 20.936 para clientes regulados y libres quedó fijado en 3,004 pesos por kWh.
MERCADO
APRECIA
MAYOR CERTIDUMBRE PARA DESARROLLADORES PMGD CON CAMBIO A REGLAMENTO
Una mayor certidumbre para los pequeños generadores de pequeña escala (PMG y PMGD) prevén los especialistas con los cambios hechos por el Ministerio de Energía al reglamento sobre la materia (DS 88), el cual se encuentra en Contraloría, debido al artículo transitorio que establecen un plazo de 165 meses para los proyectos en operaciones puedan elegir si se mantienen en el régimen vigente de precio estabilizado u optan al nuevo, cuando se publique la normativa.
En la conferencia online “Alcances del reglamento que regulará los medios de generación de pequeña escala (PMG y PMGD), Patricia Darez, directora ejecutiva de 350Renewable, señaló que los proyectos que no puedan acogerse al artículo transitorio “talvez tengan una puerta para reinventarse, viendo temas de almacenamiento y así inyectar energía en horas que no sean del día o acceder a un pago por potencia y tener un precio estabilizado más alto”.
Por su lado, Nicolás Atkinson, socio de Atkinson Costabal Undurraga & Achurra, señaló a ELECTRICIDAD que los cambios realizados al reglamento, “se complementa bastante bien con otras regulaciones sectoriales”.
“Posiblemente existen algunos aspectos técnicos que van a requerir regulación adicional, como por ejemplo la que se refiere en el DS 88 a los criterios para determinar cuándo se entiende que un alimentador es de alto impacto o el procedimiento para calcular el factor de diseño de pérdidas eléctricas del alimentador, sin embargo esos son aspectos que debería abordarse en la NTCO, que es un instrumento bastante adaptable, por lo que no debería retrasar la implementación de las disposiciones del DS 88 una vez que entre vigencia”, agregó.
MINISTERIO DE ENERGÍA
INGRESÓ A CONTRALORÍA REGLAMENTO DE TRANSMISIÓN Y ACCESO ABIERTO
El Ministerio de Energía ingresó a la Contraloría General de la República el reglamento de los sistemas de transmisión y de la planificación en este segmento, el cual contiene disposiciones para el régimen de acceso abierto, así como el proceso de planificación y a la licitación de las obras de expansión
El documento considera los procedimientos de las solicitudes para la autorización de conexiones en acceso abierto, además de las ampliaciones, modificaciones, refuerzos y costos de conexión, así como la autorización de las conexiones provisorias y la ejecución de obras necesarias y urgentes.
También se abordan las disposiciones sobre el acceso abierto en las insta -
laciones de transmisión dedicadas, junto al procedimiento para el uso de la capacidad técnica de transmisión disponible
Respecto a la planificación de la transmisión, se contempla un horizonte de al menos 20 años, abarcando obras de expansión, polos de desarrollo, transmisión zonal y dedicada, bajo el objetivo de eficiencia económica, competencia, seguridad y diversificación.
Otro aspecto del reglamento son las consideraciones de los escenarios energéticos para la conformación de los escenarios de generación en la planificación de la transmisión, que deberá estar a cargo de la Comisión Nacional de Energía (CNE).
DESARROLLADO POR ACCIONA
Tolpán Sur:
segundo parque eólico con torres de hormigón
La central generadora de 84 MW operará desde la comuna de Renaico, en la Región de La Araucanía, desde donde pretende generar 320 GWh promedio al año.
UN TOTAL DE 28 AEROGENERADORES de 3 MW de potencia cada uno, contempla el parque eólico Tolpán Sur, que construye Acciona en la comuna de Renaico, en la Región de La Araucanía, donde operará con una capacidad instalada de 84 MW, inyectando una energía de 310 GWh promedio al año, equivalente al suministro de 137.000 hogares, con una inversión estimada de US$130 millones.
La energía que generará esta central generadora permitirá a la compañía cubrir los compromisos de suministro a clientes regulados derivados de las licitaciones adjudicadas en 2016 a la empresa es-
pañola en el proceso llevado a cabo por la Comisión Nacional de Energía (CNE).
Características
La central está emplazada en zonas libres de inundación, ubicada a una distancia de 0,6 km del estero Rana Choca. El proyecto se emplaza dentro de una zona de estudio ambiental que ha comprendido una superficie total aproximada de 2.978,72 hectáreas, donde el emplazamiento de las obras se realizará en 41 predios que en total suman 1.036,99 hectáreas de superficie. Dentro de los predios involucrados, la superficie total de intervención será de 90,01 hectáreas. De este total, se contempla la intervención de 49,65 hectáreas para el emplazamiento de todos los componentes permanentes del proyecto, como la instalación del aerogenerador, el cual involucra el área de fundaciones más plataformas de operación, caminos interiores y subestación.
Vista del parque eólico Tolpán Sur.
Tolpán Sur está integrado por 28 aerogeneradores AW132 / 3000 de tecnología Nordex Acciona Windpower, siendo un modelo diseñado para adaptar la captación de energía en emplazamientos de vientos bajos. Con 3 MW de potencia nominal, cada aerogenerador montará un rotor de 132 metros de diámetro sobre torre de hormigón de 120 metros de altura de buje, reforzada con tecnología antisísmica.
La iniciativa es el segundo parque eólico en Chile en incorporar tecnología de torre de hormigón, siendo indicado para aquellos emplazamientos en que es importante alcanzar mayores alturas, con el objetivo de captar un mayor recurso eólico e aumentar la producción energética.
En cada aerogenerador, para mejorar el suelo de fundación y que permitan minimizar los efectos de las inundaciones, socavación y licuefacción, el proyecto contempla la implementación de pilas de gravas (geopier) que son compactadas por capas. Este método utiliza como técnica el pre-barrenado y la energía de compactación por impacto vertical para la construcción de pilas. Este proceso resulta en elementos de alta resistencia y rigidez, que proveen un control superior de asentamientos y un aumento en la capacidad de carga para cumplir con los requisitos de diseño del proyecto.
Según informó Acciona al SEA, la profundidad máxima que alcanzará cada pila de grava será de 15 metros desde la base de la fundación. La cantidad de pilas de gravas a utilizar en cada aerogenerador oscilará entre 50 y 250 pilas dependiendo de la ubicación de cada aerogenerador y el estrato de suelo bajo él.
Transmisión
La conexión del proyecto contempla una subestación que se compone de un esquema doble barra con tres paños 220 kV, de los cuales dos son de transformación y de 33 kV, donde convergen los circuitos de los aerogeneradores. También considera dos transformadores de 80 MVA de 33/220 kV y una sala de control, la cual permitirá operar manualmente el parque en casos de emergencia.
“La subestación cuenta con obras de seguridad, las cuales están diseñadas con el propósito de prevenir
Ficha técnica
• Nombre: Parque eólico Tolpán Sur
• Ubicación: Comuna de Renaico, Región de La Araucanía
• Capacidad instalada: 84 MW
• Inversión: US$130 millones
fallas o riesgos de incendios asociados a su funcionamiento. Estas obras tienen relación directa con las características de los transformadores, encontrándose éstos anclados a una base de metal profunda (similar a una bandeja) la que tiene capacidad de contener un eventual derrame de sustancias peligrosas. A su vez, esta base va anclada a un radier de hormigón que cuenta con pendiente y una carpeta aislante que permitirían la evacuación de derrames accidentales a un sitio de captura y acopio”, señala la información enviada por Acciona al Servicio de Evaluación Ambiental (SEA).
Proveedores
En el proceso de construcción del proyecto eólico han participado las consultoras Kaitek, Consorcio Eólico y Urrutia, para la elaboración de la Declaración de Impacto Ambiental (DIA), mientras que la energización de las instalaciones fue realizada por la empresa Arteche, que elaboró las mediciones de los puntos de conexión, además de poner en marcha el equipamiento en la subestación de la central generadora.
Por su lado, las mediciones geofísicas, el estudio de Peligro Sísmico Probabilístico y Determinísitico (PSHA + DSHA), el análisis no lineal de la respuesta de sitio, y la generación de espectros y registros artificiales fueron hechas por RCQ Ingeniería.
Construcción del parque eólico en la comuna de Renaico.
Foto:
Gentileza Acciona.
Infraestructura de carga en operaciones.
ELECTROMOVILIDAD
Infraestructura inteligente:
crucial en mantenimiento de puntos de carga
Este tipo de tecnología facilita las actividades de mantención en las instalaciones destinadas a vehículos eléctricos, lo que plantea la calificación del capital humano en esta materia.
LA INCORPORACIÓN DE REDES inteligentes es clave para facilitar el mantenimiento de la infraestructura de carga de vehículos eléctricos y la calificación del recurso humano que se dedica a estas actividades son los dos principales pilares para profundizar el desarrollo de la electromovilidad a lo largo del país.
Es así como los especialistas consultados por ELECTRICIDAD señalan que estos dos aspectos son cruciales, donde la mantención de la infraestructura de carga es vital para continuar con el desarrollo de la movilidad eléctrica, considerando las proyecciones de crecimiento a futuro.
Crecimiento
Luciano Mallimo, Business development de TE Mobility, señala que dentro de diez años “habrán más de 190.000 puntos de carga (públicos y privados) en el país y, en consecuencia, la programación y coordinación asociada al mantenimiento de los equipos será más compleja”.
El especialista recalca la relevancia de las actividades de mantención por cuanto, “si bien los sistemas de carga son robustos, confiables y de larga vida útil, un mantenimiento preventivo de forma regular es fundamental para resguardar la seguridad de los usuarios y de la instalación eléctrica de la cual son parte”.
A su juicio, el mantenimiento de los cargadores de vehículos eléctricos se puede dividir en cuatro etapas:
• Revisar el sistema eléctrico, cableado, conexiones, protecciones eléctricas, aislación y derivaciones a tierra, tensiones de entrada y salida, entre otros, tanto para los circuitos internos del cargador como para su sistema de alimentación.
• Mediante un software, se diagnostica el estado de los componentes de control, los ajustes de los parámetros de funcionamiento y se actualizan los firmwares en caso de ser necesario.
• Realizar pruebas efectivas de carga que incluyen simulaciones de diferentes tipos de fallas para comprobar el correcto funcionamiento del equipo y se comprueban las comunicaciones con los sistemas de gestión.
• Realizar una revisión externa para comprobar el estado estructural, instructivos, señaléticas y elementos de protección como por ejemplo bolardos u otros, en caso que aplique.
Infraestructura inteligente
Para Franco Peñailillo, jefe de Soluciones de Electromovilidad de Engie Services, un punto fundamental para el mantenimiento es contar con infraestructura inteligente de recarga, “ya que es posible monitorear y administrar cualquier tipo de estación de manera remota, con lo que se puede garantizar la correcta operación de la carga, puesto que es posible saber si existe alguna falla técnica para que desplegar equipos de mantenimiento, minimizando costos operativos y optimizando tiempos de servicio”.
“La rigurosidad de las mantenciones dependerá del tipo de cargador, así como el uso que tenga, si es infraestructura que atiende público 24/7 debe considerar revisiones más exhaustivas. Con las herramientas adecuadas se deben realizar otras pruebas como medición de tierra con y sin energización del equipo, en su mayoría pruebas de seguridad. Lo anterior no considera reparación ni cambios”, sostiene.
Según Peñailillo, “dependiendo el fabricante se recomienda que las mantenciones sean realizadas cada 12 meses, pero la infraestructura inteligente permite hacerlo de manera más congruente a las necesidades de uso del cargador”.
Junto con la infraestructura inteligente –añade- también es necesario tener un soporte de plataforma integrado a la solución, pues “permite contar con apoyo remoto, que se puede traducir en facilidades para la operación y el mantenimiento de la infraestructura como también para monitorear en tiempo real la situación del punto”.
El experto también indica la necesidad de contar con “personal técnicamente competente para evaluar de los componentes de seguridad y los elementos de desgaste de la infraestructura que considera la mantención, donde se ejecutan pruebas de simulación del uso del cargador junto con una inspección interna del mismo”.
En esto concuerda Luciano Mallimo: “dado que la infraestructura de carga es una tecnología relativamente nueva, en el corto plazo el desafío será la preparación de personal técnico capacitado en dicha tecnología y con conocimiento en los diferentes tipos de cargadores, funcionalidades y configuraciones”.
“Esta preparación no es sólo desde el punto de vista electromecánico, sino también en áreas como informática y comunicaciones, ya que el mantenimiento está asociado tanto al hardware o componentes del cargador como también a la lógica de comunicación, sistemas dinámicos de gestión de carga y plataformas de gestión de los equipos. Por lo tanto, el mantenimiento y confiabilidad desde el punto de vista TI es un factor relevante en este servicio”, concluye.
Punto de carga instalado en Santiago.
Foto: Gentileza
Engie.
El desafío regulatorio para el hidrógeno como energético:
diagnóstico y plan de acción
Por María de los Ángeles Valenzuela, Profesional de la División de Mercados Energéticos del Ministerio de Energía.
LOS DOS ESTUDIOS REGULATORIOS encargados por GIZ a los consultores Fichtner y Centro de Energía UC entregaron una línea base de la regulación necesaria para desarrollar el hidrógeno como energético al Ministerio de Energía, en que se definieron las brechas que deben ser cubiertas e identificaron más de 100 normas y estándares internacionales que podrían usarse de referencia para Chile.
Ambos trabajos también entregaron un mapa regulatorio que muestra la cadena de valor del hidrógeno (H2), en un nivel de detalle no encontrado en la literatura, junto una selección de normas internacionales para usarse en cada segmento, lo que es una forma gráfica y muy detallada para identificar la normativa que aplicará en cada etapa de la cadena de valor.
Avances
La regulación actual del H2 en Chile se enfoca en las precauciones necesarias para manejar este gas como una “sustancia peligrosa”, tal como el oxígeno, nitrógeno y otros gases. Sin embargo, es
insuficiente para extenderse a usos energéticos por tres factores: (1) El número de personas expuestas a este gas aumentará significativamente, (2) sus usos se extenderán a otros sectores, como transporte y redes de gas, y (3) la cantidad a utilizarse aumentará de forma importante. Esto motiva tanto una actualización de la regulación existente, como el establecimiento de nuevos cuerpos normativos.
Se deberán crear 12 nuevos reglamentos, actualizar 4 existentes y elaborar 2 manuales. Esta propuesta reglamentaria se desarrolló en base a los proyectos de H2 que hoy se conocen en Chile y su priorización, ordenados de acuerdo ciertos criterios definidos. Dicha propuesta la estamos discutiendo actualmente con otros servicios públicos y se compartirá también con la industria para recoger nuevos elementos y sus observaciones.
Esto requiere de un esfuerzo importante de parte de múltiples servicios públicos que tienen responsabilidades regulatorias en estos ámbitos. En principio, estamos coordinando un trabajo colaborativo con la SEC, la CNE, el Sernageomin, Directamar y al menos cuatro Ministerios como Transportes, Salud, Medio Ambiente y Minería. Debemos también
tener una coordinación fluida con la industria, lo que permitirá lograr una regulación consistente y adecuada a las necesidades de los proyectos y aplicaciones que primero se desarrollen. En septiembre de este año queremos conformar mesas de trabajo público-privadas y comités técnicos para elaborar la normativa prioritaria.
El primer instrumento regulatorio que desarrollaremos será el “Reglamento general de instalaciones de hidrógeno”, el que incluirá materias comunes a lo largo de la cadena de suministro, como producción, almacenamiento, acondicionamiento y distribución de hidrógeno gaseoso. Este se basará principalmente en la norma NFPA 2 “Hydrogen Technologies Code” (estándar estadounidense de la National Fire Protection Association), complementándola con los aspectos administrativos y otros propios de nuestro país.
Otras acciones
No solo estamos trabajando en la regulación chilena para el hidrógeno, sino que queremos ser parte del trabajo internacional de elaboración de normas para uso de hidrógeno, como −por ejemplo− en minería subterránea, aplicación para la que no existe norma en el mundo. En efecto, estamos coordinando con el Ministerio de Minería y el INN la participación de Chile en el Comité Técnico 197 de la ISO para que podamos liderar este desarrollo a nivel global junto a otros países con similares intereses como Canadá.
Los estudios de diagnóstico también identificaron que existe poca regulación específica para el hidrógeno a nivel latinoamericano, por lo que queremos formar alianzas estratégicas con países interesados
Maqueta interactiva sobre el camino de Chile a la carbono neutralidad, donde se consideran plantas productoras de hidrógeno.
en esta tecnología como Uruguay, Costa Rica y Brasil, para así compartir experiencias y aprendizaje en la preparación de cada cuerpo normativo.
Más allá del marco regulatorio, es clave habilitar el desarrollo de pilotos demostrativos de producción y uso de hidrógeno en distintos ámbitos y sectores, tales como transporte terrestre, minería y calor en la industria, con el fin de aprender y fortalecer nuestra normativa, además de reducir incertidumbres.
Por último, es clave establecer sistemas de capacitación en distintos niveles para los servicios públicos que trabajarán estos temas, tanto a nivel técnico, como ambiental, social y regulatorio. Estamos trabajando con el BID para crear herramientas digitales que nos permitan rápidamente actualizar el conocimiento sobre hidrógeno de nuestros reguladores, fiscalizadores, evaluadores y formuladores de políticas en el sistema público.
María de los Ángeles Valenzuela.
Foto: Gentileza Ministerio de Energía.
Fotos: Gentileza GIZ en Chile.
HITACHI ABB POWER GRIDS COMENZÓ SUS OPERACIONES
Comenzó sus operaciones la empresa Hitachi ABB Power Grids, con lo que finalizaron los procedimientos necesarios, en un proceso iniciado a fines de 2018, cuando Hitachi y ABB acordaron un joint venture. El acuerdo entre ambas empresas aporta portafolios complementarios y fortalezas tecnológicas que aseguran la continuidad del negocio, “crean valor añadido para el cliente y traen oportunidades de crecimiento”.
De este modo, Hitachi tendrá un 80,1% de participación en este nuevo joint venture (con un volumen de negocio de cerca de US$10.000 millones) y ABB mantendrá su influencia en las decisiones.
Toshikazu Nishino, vicepresidente ejecutivo de Hitachi, será el Chairman de la nueva compañía y Claudio Facchin, el CEO. La compañía seguirá teniendo su sede en Zúrich, Suiza, y el actual equipo de dirección asegurará la continuidad del negocio.
"Las tecnologías digitales líderes de Hitachi combinadas con las soluciones de red eléctrica innovadoras de ABB, nos ayudarán a desempeñar un rol estratégico en la transformación y descarbonización mundial de los sistemas eléctricos, como paso hacia un futuro energético sostenible. Las soluciones inteligentes para una red más dinámica contribuirán también al séptimo de los Objetivos de Desarrollo Sostenible de la ONU: energía asequible, fiable y no contaminante", comentó Toshikazu Nishino.
De acuerdo con lo informado por ABB, la alianza con Hitachi “ofrecerá oportunidades de expansión para la nueva entidad en áreas como movilidad sostenible, ciudades inteligentes, industria, almacenamiento de energía y centros de datos. Además, proporcionará la capacidad
financiera necesaria para apoyar proyectos ambiciosos y permitirá el acceso a la economía japonesa, tercera mayor del mundo”.
"Las sinergias y el acceso a nuevos mercados en crecimiento que proporciona Hitachi ayudarán a llevar a Power Grids a su siguiente fase de desarrollo, fortaleciendo aún más su posición de liderazgo", dijo Timo Ihamuotila, CFO de ABB y director del Consejo de Hitachi ABB Power Grids. "Hitachi aporta un compromiso a largo plazo con la nueva entidad y fortalece la relación comercial existente entre nuestras compañías", añadió.
"Combinar nuestras respectivas fortalezas tecnológicas brindará nuevas oportunidades al mercado y nos permitirá ofrecer un mayor valor añadido a nuestros clientes", aseguró Claudio Facchin, CEO de Hitachi ABB Power Grids.
"Seguimos comprometidos con un futuro energético sostenible ofreciendo tecnologías digitales pioneras, posicionándonos como el socio de referencia para habilitar una red más fuerte, inteligente y ecológica", agregó el ejecutivo.
Hitachi ABB Power Grids emplea a cerca de 36.000 personas en 90 países. Con sede en Suiza, la compañía atiende a clientes de servicios públicos, industria e infraestructura a lo largo de toda la cadena de valor de sectores emergentes como movilidad sostenible, ciudades inteligentes, almacenamiento de energía y centros de datos.
MINISTERIO DE ENERGÍA Y GIZ
LANZARON MAQUETA INTERACTIVA SOBRE RUTA A LA CARBONO NEUTRALIDAD
El Programa de Energías Renovables (4e) de la GIZ, en cooperación con el Ministerio de Energía, elaboró una maqueta que explica en forma visual el camino de Chile hacia la carbono neutralidad y la gran oportunidad que tiene para ser un país verde a futuro.
La maqueta fue pensada como una forma de mostrar
cómo Chile puede avanzar en la transición energética, para lo cual se trabajó con profesionales del Ministerio de Energía en la creación de un concepto que refleje el Chile del futuro, con diferentes tecnologías que hoy son innovadoras, pero que en los próximos años serán ampliamente utilizadas.
ENEL CHILE CONVIERTE BUS ELÉCTRICO
EN PRIMER LABORATORIO MÓVIL PARA TOMAR EXÁMENES DE COVID-19
Un bus eléctrico, totalmente acondicionado como laboratorio móvil comenzó a recorrer las comunas de La Pintana y Puente Alto con el objetivo de ir en apoyo de la detección de contagiados por el Covid-19 y aumentar la cantidad de exámenes PCR en aquellas zonas donde es más difícil acceder a este examen.
El laboratorio móvil que comenzó su funcionamiento en la comuna de La Pintana, se encuentra completamente equipado para la toma de una muestra segura, ya que protege al equipo médico en el contacto con pacientes que pudieran resultar positivos.
“Esta es una de las acciones que como compañía estamos implementando, de la mano de municipios, hospitales y organizaciones que día a día destinan sus esfuerzos al combate de la pandemia. Queremos ir en ayuda de los que más lo necesitan y había que actuar lo antes posible. Todo esto se lleva a cabo gracias al trabajo que por año hemos realizado junto a comunidades, especialmente donde la compañía está presente”, señaló Herman Chadwick, presidente de Enel Chile.
El diseño del laboratorio móvil eléctrico, pionero en Chile, se llevó a cabo gracias a un trabajo de innovación de Enel X, tomando en cuenta los requerimientos sanitarios del personal clínico de la Red de Salud UC Christus.
El bus Laboratorio cuenta con: sector de asientos para el traslado del personal de salud (2 enfermeros, 1 técnico en enfermería y 1 administrativo), acceso con una cabina con restricción de sanitización, zona administrativa, 2 Box de toma de muestras (con mangas) y área de almacenamiento, wifi.
Junto al laboratorio móvil, Enel realizó una donación de $150 millones a la Universidad Católica destinada a financiar el tratamiento de Covid-19 a través de un banco de plasma de pacientes recuperados. Este banco permite usar plasma de quienes han generado una respuesta inmune efectiva a la enfermedad en pacientes hospitalizados por Covid-19.
DESIGNACIONES
Acesol
Carlos Cabrera es el nuevo presidente de la Asociación Chilena de Energía Solar (Acesol). Es ingeniero civil eléctrico de la Universidad de Santiago de Chile con mención en sistema eléctricos de potencia, además de tener un diplomado en regulación y mercado eléctrico de la Universidad de Chile. También se desempeña como socio director de Sphera Energy.
ACSP
Cristián Sepúlveda es el nuevo gerente técnico de la Asociación de Concentración Solar de Potencia (ACSP). Es ingeniero de la Universidad estatal de Oregón (Estados Unidos), además de tener un post grado en Sustentabilidad, Administración y Gestión de Empresas de la Universidad Arturo Prat. Anteriormente fue gerente del Clúster de Energía de Corfo.
AES Gener
Jorge Lagos es el nuevo vicepresidente de Asuntos Corporativos de AES Gener, cargo que asumió en mayo pasado. El ejecutivo es biólogo con mención en Medio Ambiente y Recursos Naturales, además de magíster en Asentamientos Humanos y Medio Ambiente, ambos estudios cursados en la Pontificia Universidad Católica.
Empresas
Eléctricas A.G.
Francisco Mualim fue elegido presidente del directorio de Empresas Eléctricas A.G. El ejecutivo es ingeniero civil mecánico y MBA de la Universidad Católica de Chile y se desempeña como gerente general de Chilquinta Energía.
Siemens
Antonella Sovino asumió como jefa de Comunicaciones para Sudamérica (sin Brasil) de Siemens. Es periodista y master en Comunicación Estratégica de la Universidad Adolfo Ibáñez. Actualmente también es gerenta de Comunicaciones de Siemens Chile.
WEC Chile
Constanza Pizarro fue elegida como vicepresidenta del directorio de WEC Chile. Es periodista de la Universidad Diego Portales y actualmente es la directora de Comunicaciones de Generadoras de Chile.
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AGOSTO Edición 245
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