Revista Electricidad 218

El nuevo horizonte del GNL en Chile

Engie podría cerrar cuatro unidades a carbón en los próximos años

Mujer y Energía: María Isabel González, gerenta general de Energética

¿Cómo se gestionará la red con la mayor demanda de vehículos eléctricos?

¡Participa!

20 Y 21 de Junio de 2018

Hotel W, Santiago de Chile

Como expositor o auspiciador de la principal feria de equipos y servicios del sector

Mini Hidro de Latinoamérica

ExpoApemec 2018, tendrá como tema principal el desarrollo y las nuevas tecnologías de la industria, con el objetivo de resolver todas las interrogantes al respecto

Chile, sede latinoamericana de análisis y discusión del desarrollo de pequeñas y medianas centrales hidroeléctricas

La transformación que continuamente experimenta la industria, representa grandes retos, permitiendo a su vez el arribo de nuevos inversionistas

Inscríbase como asistente en www.expoapemec.cl

En Chile las energías renovables han aumentado de manera considerable su participación en la matriz energética

Contacto para Stand: Cintya Font / cfont@editec.cl / +56 2 2757 4281

Reportaje Central

El nuevo horizonte del GNL en Chile

María Isabel González, gerenta general de Energética: “Se deben dar condiciones de trabajo que reconozcan de forma justa el aporte femenino”

13 Energía

Eric Ahumada, vicepresidente de Desarrollo de Negocios de Transelec

Energía

Southern Power Grid International ¿Quién es nuevo miembro controlador de Transelec?

21 Columna de Opinión

Francisco Aguirre, director ejecutivo de Electroconsultores

23 Energía

Ajustes a reglamento de Servicios Complementarios se planteó en seminario del Cigré

• Ricardo Eberle, director jurídico de Empresas Eléctricas A.G.

• Axel Levêque, gerente general de Engie Energía Chile.

• Rodrigo López, vicepresidente de Operaciones de Transelec

• Gabriel Prudencio, jefe de la División de Energías Renovables del Ministerio de Energía.

• Andrés Romero, ex secretario ejecutivo de la CNE y actual director de Valgesta Energía.

27 Informe Técnico

Cómo la digitalización se toma el mantenimiento de termoeléctricas en Chile

31 Informe Técnico

Prueba de respuesta de frecuencia es la nueva tendencia en laboratorios de transformadores

35 Energía

¿Cómo se gestionará la red con la mayor demanda de vehículos eléctricos?

40 Escenario Energético

44 Sociales

V Cena Anual de las ERNC

46 Mercado Eléctrico

• Daniel Salazar, director ejecutivo del Coordinador Eléctrico Nacional.

• Rubén Sánchez, director ejecutivo de Acenor A.G.

• Alfredo Solar, past president de la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera A.G.).

• Humberto Verdejo, director del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Santiago.

• Karla Zapata, gerente de Enel X Chile.

Director: Roly Solís

Editora: Daniela Maldonado

Periodista: Roberto Valencia

Fotografías:

Juan Carlos Recabal / Archivo ELECTRICIDAD

Diseño y Producción: Ediarte S.A.

Director de Arte: Alfredo Eloy

Diseño y Producción Gráfica: Andrés Núñez

Impresión: RR Donnelley

PEFC/29-31-75

Foto: Gentileza Enap.

Foto: Juan Carlos

Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

La reactivación del debate en torno al reglamento de los Servicios Complementarios

EL RETIRO DEL REGLAMENTO DE SERVICIOS Complementarios (SSCC) de la Contraloría General de la República activó un nuevo debate en el sector eléctrico en torno a quién deberá pagar por el uso de esta prestación en el sistema, con lo que queda de manifiesto la necesidad de encontrar un consenso entre los actores de la industria para incluir este elemento que está presente en el artículo 72°-7, de la Ley de Transmisión.

La decisión de la autoridad de continuar con la revisión de este reglamento fue valorada por las asociaciones gremiales vinculadas a la generación hidroeléctrica, como GPM (que agrupa a los pequeños y medianos generadores), pues indican que anteriormente no se definió por completo el mecanismo de subasta dentro de la regulación, además de considerar restricciones a los contratos entre generadores.

La asignación del costo que suponen los SSCC es el otro punto de discusión en el sector. Según lo que han sostenido en Apemec, GPM y Generadoras de Chile, el futuro reglamento debe contemplar que el pago por estos servicios sea realizado por quienes causan efectivamente el servicio, como lo son los desarrolladores solares y eólicos.

aspectos relacionados con la planificación, tarificación y pago, como lo expuso el representante gremial de las ERNC en el seminario del Cigré Chile sobre planificación energética de largo plazo.

Es importante recordar que, de acuerdo a lo que indica el Coordinador Eléctrico Nacional, los SSCC aportan estabilidad y seguridad al sistema eléctrico y su remuneración se basa en la prestación efectiva por parte de las centrales generadoras y equipos sincronizados al sistema.

Es así como, según el organismo coordinador, actualmente en el mercado nacional los SSCC registran variaciones en su valorización: Mientras la reserva en giro pasó de $530 mil a $1,1 millones, el control bajó de $253 mil a $113 mil.

Según lo que han sostenido en Apemec, GPM y Generadoras de Chile, el futuro reglamento debe contemplar que el pago por estos servicios sea realizado por quienes causan efectivamente el servicio, como lo son los desarrolladores solares y eólicos.

En este contexto, en medio de la discusión sobre el reglamento, cabe preguntarse el alcance que tendrán los SSCC a futuro en el mercado eléctrico, particularmente en cuanto al monto total de recursos por la oferta y demanda, además de las adecuadas definiciones que deberán resolverse en la mesas de trabajo que el Ministerio de Energía reactivará en torno a este tema.

El tema ha sido abordado en los últimos encuentros del sector eléctrico. En la V Cena de las ERNC, el director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera A.G.), Carlos Finat, dijo que los SSCC “no serán suficientes para proveer los servicios de flexibilidad necesarios para la seguridad de suministro”, por lo que plantean el imperativo de cómo se resuelven en el sistema eléctrico nacional los

Este debate, entre otros, será abordado en el XVII Encuentro Energético Elecgas 2018, que organiza Technopress, una empresa del Grupo Editec y que se realizará el 16 de mayo en el Hotel Santiago (ex Hyatt), donde se tratarán los aspectos pendientes de la implementación reglamentaria de la Ley de Transmisión.

PRESENTE Y FUTURO

El nuevo horizonte del GNL en Chile

Los especialistas y actores del sector destacan el mejor escenario en que se desenvuelve este combustible en el mercado local a partir de la infraestructura disponible y el aumento del consumo de gas natural en el sector industrial y residencial, por lo que las perspectivas a futuro se ven auspiciosas.

Instalaciones del terminal GNL Quintero.

EL REPUNTE DEL GAS NATURAL LICUADO (GNL) en la matriz energética nacional es el principal objetivo que se ha planteado el sector para aumentar la participación de este combustible en el mercado, tanto en la demanda industrial y residencial como en la generación eléctrica, por lo que en el último año los principales actores de la industria destacan a Revista ELECTRICIDAD un aumento en las inversiones en infraestructura a lo largo del país.

En lo inmediato este recurso energético goza de buena salud a nivel local. Según los datos de la Comisión Nacional de Energía (CNE), a febrero pa-

sado, la participación del gas natural en la matriz energética nacional llegó al 20%, equivalente a una capacidad instalada de 4.480 MW, cifra que aumentará cuando se ponga en marcha el único proyecto en construcción con GNL: la central de cogeneración Aconcagua, de Enap, que cuenta con una capacidad de 77 MW.

Disponibilidad

La importación de GNL que, según las estadísticas del Servicio Nacional de Aduanas, llega a nuestro país procedente de Trinidad y Tobago, Estados Unidos y Guinea Ecuatorial, ha mostrado

Operador en terminal GNL Quintero.

Foto: Juan

un incremento en el último año, lo cual se verifica en la recepción de los terminales de re gasificación que operan en Mejillones y Quintero.

Alfonso Salinas, gerente de Sostenibilidad de GNL Quintero, señala que durante el año pasado se recibieron 50 embarcaciones con este combustible, “que nos permitieron despachar más de 3.600 millones de metros cúbicos estándar (Sm3) de gas natural vía gasoducto, un 1,3% más que el año 2016, entregados a los diferentes usuat del Terminal, que lo consumen, comercializan o distribuyen tanto al sector residencial, como para industrias y generación eléctrica”.

Foto:GentilezaGNLQuintero

Alfonso Salinas, gerente de Sostenibilidad de GNL Quintero.

Foto:GentilezaCNE

El ejecutivo afirma que la misma tendencia se evidenció en la carga de camiones cisterna para el transporte de GNL, donde se entregaron 483.000 m3 del combustible, lo que representó un 7,7% más que el año anterior “debido a la conexión de nuevas ciudades e industrias a lo largo de Chile al gasoducto virtual abastecido por camiones”.

La mayor disponibilidad, a juicio de la autoridad reguladora, se condice con el ordenamiento que

Carolina Zelaya, secretaria ejecutiva (s) de la CNE.

se generó en el sector con la reforma a la distribución promulgada en 2017. Carolina Zelaya, secretaria ejecutiva (s) de la CNE sostiene que, a partir del nuevo marco regulatorio, “las empresas distribuidoras han pedido concesiones en diez regiones del país, en siete de las cuales no existía la distribución de servicio público de gas de red, por una extensión de aproximadamente 1.000 kilómetros, con una inversión estimada de US$300 millones, entregando el servicio a unos 100.000 nuevos clientes”.

Zelaya destaca que las inversiones para extender las redes de gas natural se han concentrado en las ciudades de Copiapó, Osorno y de Puerto Montt, a las que se suman las concesiones de Coquimbo, Los Andes y Talca. “Las mismas empresas han anunciado planes de expansión por cerca de US$1.000 millones que cubrirán prácticamente todas las regiones del país”, agrega la ejecutiva.

El nuevo escenario de mayor oferta y demanda también es valorado por Rafael González, gerente de desarrollo de GNL Chile: “Hoy más empresas están comercializando gas natural y llegando a nuevas regiones del país. Esta mayor demanda ha hecho que nuestro terminal tenga tasas de uso del orden del 100% en invierno, y que sea

Chile acuerda con Argentina liberalizar el comercio de gas y energía eléctrica

En el marco de la visita que hizo el Presidente Sebastián Piñera a Argentina a fines de abril, el ministro de Relaciones Exteriores, Roberto Ampuero y el ministro de Energía y Minería del vecino país, Juan José Aranguren, firmaron un acuerdo bilateral para impulsar y liberalizar el comercio de gas natural y energía eléctrica. Esto fue destacado por el canciller argentino Jorge Faurie: “Estamos trabajando para que en el plazo de este año podamos definir un verdadero esquema de integración energética, no solo de intercambio eléctrico sino también en materia de gas”.

En este contexto, Marcos Pourteau, subsecretario de Recursos Hidrocarburíferos del Ministerio de Energía de Argentina, indicó a Revista ELECTRICIDAD que el objetivo es profundizar la integración con Chile, por lo que “estamos preparándonos para importar gas de Chile en 2018 y empezamos a exportar gas a Chile, a las regiones del Biobío y de Magallanes. Para el intercambio nuestra idea es replicar lo que se ha hecho en los últimos dos años, de importar unos 3,5 millones de metros cúbicos de gas al día durante junio, julio y agosto”, afirmó la autoridad trasandina.

“A medida que se vaya produciendo más gas en Argentina se van ir generando más excedentes que se pueden exportar, por lo que creemos que en el mediano plazo las exportaciones hacia Chile

van a aumentar, lo que es beneficioso para ambos pues nosotros incrementamos la producción y Chile lo puede comprar a un valor mucho menor que hoy paga por importarlo en GNL”, agregó Pourteau. Los intercambios con Argentina han sido funcionales para GNL Quintero. Alfonso Salinas, gerente de Sostenibilidad de la empresa, sostiene que esto −durante el año pasado− “permitió mantener el suministro de gas natural mientras se desarrollaron las labores de mantenimiento programado en el terminal.

Los especialistas coinciden en la perspectiva de aumentar los acuerdos bilaterales. Álvaro Ríos, socio director de Gas Energy Latin América, indica que hacia el futuro “lo que debería pasar es que en el verano debería entrar gas de Argentina a Chile proveniente de los excedentes del yacimiento de Vaca Muerta y en el invierno debería fluir el gas desde Chile para optimizar esas regasificadoras y almacenamiento, en vista de que Chile está suplantando una parte del gas con energías renovables”.

Rosa Herrera, consultora y académica de la Universidad de Concepción, por su parte, señala un escenario en que la exportación de GNL de Argentina a Chile “pueda ser permanente si hay posibilidades de generar demanda en nuestro país, considerando que a los inversionistas les conviene la máxima producción todo el tiempo”.

Las proyecciones para la distribución en Magallanes

Un 82% de la generación del Sistema Eléctrico de Magallanes se produce con gas natural. En este contexto, en la región estiman un incremento en el crecimiento de este combustible, particularmente en Gasco Magallanes, uno de los actores de la zona.

Foto:Gentileza Gasco Magallanes

Sergio Huepe, gerente general de Gasco Magallanes (Unidad de Negocios de Empresas Gasco), señala a este medio que este año proyectan la venta de 412 millones de m3, que se distribuyen en las ciudades de Punta Arenas, Puerto Natales y Porvenir. El ejecutivo afirma que para el primer semestre de 2019 estiman que las nuevas tarifas para la región “estén decretadas por el Ministerio durante el primer semestre de 2019”. “Para este año tenemos un presupuesto de US$3,9 millones para inversiones asociadas principalmente a proyectos necesarios para poder seguir garantizando la distribución continua y segura del gas natural en la región. Actualmente tenemos más 1.400 km de redes de distribución entre las tres ciudades y en varios sectores de ellas tenemos también considerado extender las redes matrices que nos permitirán incorporar a nuevos clientes a nuestros servicios”, sentencia Huepe.

uno de los de mayor utilización del mundo”.

El ejecutivo afirma que la capacidad de regasificación del terminal GNL de Quintero podría pasar de sus actuales 15 millones de Sm3 de gas natural al día a 20 millones de Sm3 diarios, “lo que tendría una inversión aproximada de entre US$250 y US$300 millones, lo cual podría desarrollarse en los próximos años si existe demanda en el mercado, ya sea de nuevos proyectos de generación eléctrica o el crecimiento del sector de distribución de gas”.

Distribución

El aumento de la infraestruc-

tura, de acuerdo a los especialistas, plantea la oportunidad de aumentar la participación del combustible en la matriz energética local, no solamente para la generación eléctrica, sino que también para el consumo industrial, comercial y residencial. Es así como Carlos Cortés, director ejecutivo de la Asociación de Empresas de Gas Natural (AGN), resalta que el impulso del gas natural en el país va de la mano con la reciente ampliación de empresas asociadas al gremio, “las que hoy representan a los diferentes eslabones de la industria en Chile, desde la importación del producto, su regasificación, transporte, comercialización y

distribución tanto a nivel mayorista como minorista”.

El ejecutivo menciona que el desafío del sector es continuar aumentando la presencia del gas natural en todos los segmentos donde su uso es posible, como generación eléctrica, consumo industrial, residencial, comercial y vehicular, para lo cual “es necesario reducir algunas barreras que actualmente entraban ese objetivo”.

“En 2017 solo el 16% de la generación eléctrica fue en base a gas natural, porcentaje inferior al del promedio de los países de la Ocde, donde el aporte superó el 25%, mientras que a nivel del consumo industrial, el gas natural solo representa un 9% de la energía utilizada en este sector a nivel nacional, y en el sector residencial se llega al 12%. Y en el sector transporte, la participación del gas natural es muy baja, pues se limita a 84 buses en Punta Arenas y unos 8.500 vehículos, entre taxis y flotas comerciales, en Santiago y Punta Arenas también”, sostiene Cortés.

Rosa Herrera, consultora y académica de la Universidad de Concepción, coincide en la necesidad de dar a conocer al gas natural como un energético, cuyo uso va más allá de la generación eléctrica. “El precio del gas natural es más estable y barato que el petróleo, por lo que su foco no solo debe estar en la energía eléctrica, sino que en el consumo industrial”, afirma.

Esto es compartido por Álvaro Ríos socio director de Gas Energy Latin América: “En Chile el gas natural está aumentando su competencia frente al Gas Licuado de Petróleo (GLP) y el diésel en el mercado, con empresas que hacen desarrollo, como Enap y Lipigas”.

“La participación del gas seguirá subiendo porque el mundo va a tener en los próximos seis años excedentes de GNL, por lo que se va a dar aún más la sustitución de carbón, GLP, diésel y otros

derivados por el gas natural. Además, Estados Unidos probablemente construirá más terminales, así que en la medida que la demanda suba tendremos precios de GNL más competitivos, lo que es auspicioso para el consumo industrial en el mercado chileno, a través de la distribución con plantas satelitales suministradas con camiones”, precisa Ríos, quien también fue ex ministro de Hidrocarburos de Bolivia.

Carolina Zelaya concuerda con estas perspectivas: “Gran parte de la expansión del sector se materializará mediante plantas satelitales de regasificación que abastecerán la red de distribución, por lo que el desafío para los distribuidores es establecer contratos de aprovisionamiento de gas que resulten competitivos y beneficiosos para sus clientes, lo que debiese dinamizar el mercado secundario de reventa de gas importado a través de los terminales de GNL de Mejillones y Quintero”.

Rafael González destaca la modernización tecnológica del terminal GNL Quintero desde donde se distribuye el gas natural hacia las ciudades del país, pues la infraestructura “permite que buques especialmente acondicionados, trasladen a Chile el gas natural, desde distintos lugares del mundo y bajo una temperatura criogénica de 160° bajo cero”.

Importación

Inversiones totales por más más de US$5.500 millones en toda la cadena de valor

Consumo de gas natural

Distribución

• Metrogas

• Gas Valpo

• Gas Sur

• Gasco Magallanes

• Intergas

• Lipigas

Almacenamiento y regasificación

• GNL Mejillones

• GNL Quintero

Comercializadores mayoristas

• Enap • Enel Chile

• Aprovisionadora Global de Energía

Transporte hasta el city gate (por gasoductos y camiones)

• Norandino

• Gas Atacama

• Gas Andes

• Electrogas

• Gasoducto del Pacífico

Fuente: AGN.

Rafael González, gerente de desarrollo de GNL Chile.

Carlos Cortés, director ejecutivo de la Asociación de Empresas de Gas Natural.

Cadena de Valor de la industria del gas

“Una vez que el GNL llega al terminal, se pone a temperatura ambiente para volver a su estado gaseoso, y eso ha permitido abastecer a la zona central del país a través de gasoductos y las redes de distribución. Sin embargo, para llegar a zonas tan alejadas como Puerto Montt, es necesario trasladar en camiones el gas natural de forma licuada, donde llegan a las plantas satélites de regasificación, que permiten luego su distribución en redes. Esta tecnología por ejemplo ha permitido que nuevas ciudades del país e industrias alejadas de las redes de gas puedan contar con gas natural”, plantea el gerente de Desarrollo de GNL Chile.

El factor ERNC

Juan CarlosRecabal

El otro espacio para continuar con la penetración de este combustible en el mercado local es el desarrollo de las Energías Renovables No Convencionales (ERNC). Carlos Cortés menciona, en este sentido, el reporte World Energy Outlook 2017, en que “a nivel mundial existe consenso entre los especialistas respecto a que el gas natural jugará un papel clave en el futuro energético por su rol complementario de las fuentes renovables intermitentes en la generación eléctrica”.

Según el director ejecutivo de AGN, “las centrales de ciclo combinado a gas natural ofrecen un arranque y una conexión muy rápidos, ventaja que permite compensar los momentos de baja producción de energía eléctrica de las fuentes renovables variables. Destaca particularmente su ágil respuesta versus las centrales a carbón, las que pueden tardar más de 12 horas en alcanzar la carga máxima”.

Álvaro Ríos señala que en esta línea es necesario que el gas natural encuentre un mayor espacio en el norte del país, para complementarse con las centrales ERNC que operan en la zona, “donde se ve espacio para suministrar gas a la minería y al sur de Perú”, agregando que este impulso contribuye al proceso de descarbonización que

se ha anunciado en la industria en las últimas semanas.

Similar análisis tiene Rafael González: “El cierre de plantas de generación a carbón y el desplazamiento del diésel en países desarrollados, nos indican que el mundo va hacia las tecnologías menos contaminantes y más flexibles en su operación. El gas natural viene a ser un apoyo y complemento sustancial en esa tarea, sustituyendo combustibles más contaminantes y complementando a las energías renovables en electricidad. Las reservas probadas mundiales alcanzan los 65 años, por lo tanto, creemos que el futuro del gas natural seguirá en constante crecimiento y ocupando un lugar importante en la matriz energética de los países”.

RobertoValencia-RevistaELECTR

I C I DAD

Alfonso Salinas concluye que la irrupción de las ERNC en la matriz energética local “abre una oportunidad para el mercado del gas natural, que se presenta como un buen complemento para este tipo de generación, principalmente por su competitividad, velocidad de respuesta, flexibilidad y bajas emisiones”.

“Además, para el sector residencial-comercial se abren oportunidades a partir de la expansión de redes de distribución a nuevas zonas de concesión. Mientras que en el sector transporte también existen espacios de crecimiento, tanto a nivel de flotas comerciales como en proyectos de locomoción colectiva, a través del gas natural vehicular”, comenta el gerente de Sostenibilidad de GNL Quintero, lo que es compartido por Carlos Cortés, director ejecutivo de AGN.

Conclusiones

• El GNL ha aumentado su presencia en el país a través de la mayor infraestructura de almacenamiento de los terminales gasíferos, lo que ha permitido profundizar la red de distribución en las ciudades, con mayores inversiones en plantas satelitales y redes de suministro para el consumo industrial, comercial y residencial.

• Bajo estas condiciones los actores de la industria esperan aumentar la demanda de este combustible en el sector energético, aprovechando la mayor competitividad del gas respecto al GLP y al diésel.

• En generación eléctrica el sector destaca las oportunidades del GNL para complementarse con las ERNC, lo que podría contribuir al proceso de descarbonización de la matriz energética local.

Foto:

Rosa Herrera, consultora y académica de la Universidad de Concepción.

Álvaro Ríos socio director de Gas Energy Latin América.

Engie podría cerrar cuatro unidades a carbón en los próximos años

Así lo señala a Revista ELECTRICIDAD, Axel Levêque, gerente general de la empresa, quien también destaca el desarrollo de 1.000 MW en proyectos de energías renovables a futuro, además de la próxima inauguración de un sistema de almacenamiento de 2 MW, con baterías de ion-litio en Arica para entregar servicios complementarios.

LA RELACIÓN DE AXEL LEVÊQUE con Chile ya tiene cerca de 20 años. Todo comenzó en 1999 cuando el ingeniero de la Universidad Católica de Lovaina llegó proveniente de Bélgica a Electroandina, en una trayectoria que lo ha visto pasar por otras empresas del sector en Perú y Brasil, para actualmente estar dedicado al 100% en su cargo de gerente general de Engie Energía Chile.

En conversación con Revista ELECTRICIDAD, el ejecutivo detalla las tareas y visión de la empresa en el mercado eléctrico nacional.

Descarbonización

¿Cuál será el plan programado de Engie Energía Chile para el cierre de las unidades a carbón?

Iniciamos nuestro plan gradual de salida del carbón con el anuncio de la petición a la Comisión Nacional de Energía (CNE) para el cierre de dos unidades del Complejo Tocopilla, específicamente las Unidades 12 y 13. La CNE informó que esta solicitud fue aceptada. PLANES

Axel Levêque, gerente general de Engie Energía Chile.

¿Está previsto el cierre de otras centrales a carbón en el futuro?

Nuestras unidades a carbón están en distintas etapas de su vida útil y económica. Por ahora la decisión de cierre solo involucra a las unidades 12 y 13 de Tocopilla. El resto se evaluará en su mérito y en coordinación con las autoridades a través de la mesa de trabajo que está iniciando el Ministerio de Energía pero las siguientes unidades que se analizarán serán las de Tocopilla (U14 y U15), totalizando unos 270 MW.

ERNC

¿Qué inversiones a nivel de ERNC pretenden realizar este año y a futuro en Chile?

Tenemos un plan de desarrollo de proyectos renovables de 1.000 MW, con iniciativas en distintas etapas de desarrollo y que se activarán en la medida que se vayan requiriendo. Para este año esperamos ingresar a evaluación ambiental algunos proyectos eólicos y solares en el norte del país.

¿Cuáles son los resultados del sistema de almacenamiento que tiene la empresa en Arica?

El proyecto tiene una potencia instalada de 2 MW y una capacidad de almacenamiento de energía de 2 MWh mediante baterías de ion-litio. Está diseñado para entregar servicios complementarios de suministro, permitiendo proveer energía en momentos en que las generadoras no estén operando, debido a fallas imprevistas o para entregar reservas al sistema eléctrico, aportando a la seguridad y apoyando la integración a la red de fuentes de producción de energía intermitente, como los proyectos eólicos y solares. También podrá ofrecer regulación de tensión. La iniciativa tuvo una inversión de US$2 millones y esperamos inaugurarlo próximamente.

Transmisión

¿Qué factibilidad ve para instalar sistemas de almacenamiento en el esquema de transmisión?

El gran tema de incorporarlo a la transmisión es que se trata de dos mercados de características diferentes. El almacenamiento, al igual que la

generación de energía, es parte de un mercado en competencia, a diferencia de la transmisión que es un monopolio natural y por ende requiere una planificación centralizada. Cabe destacar que el almacenamiento tendrá un rol cada vez más importante dentro de los sistemas eléctricos porque permitirán desarrollar, de manera eficiente, la capacidad del sistema en términos de flexibilidad, asegurando confiabilidad y eficiencia económica, pero es el mercado el que debe determinar en qué momento y qué tipo de tecnología se requiere, para evitar distorsiones que a la larga perjudiquen el desarrollo del sector y a los clientes.

¿Engie tiene previsto participar en las obras para expandir la transmisión, a través de TEN?

En la medida en que aparezcan oportunidades para TEN (donde también participa la empresa Red Eléctrica de España), las evaluaremos, pero tanto Red Eléctrica como Engie son actores independientes en transmisión y, por lo mismo, es lógico que se exploren las oportunidades por separado.

Tenemos un plan de desarrollo de proyectos renovables de 1.000 MW, con iniciativas en distintas etapas y que se activarán en la medida que se vayan requiriendo. Para este año esperamos ingresar a evaluación ambiental algunos proyectos eólicos y solares en el norte del país”.

¿Cómo ve Engie la discusión en torno a los servicios complementarios, cree que estos deban ser remunerados por los desarrolladores ERNC?

Es una discusión muy relevante para el desarrollo y modernización del sector. El ingreso masivo de energía renovable intermitente trae consigo un aumento en la necesidad de contar con servicios complementarios. Entonces, lo primero es concretar la creación de un mercado de estos servicios con el objetivo de mantener la confiabilidad del sistema en términos de seguridad y disponibilidad, creando los incentivos adecuados para participar en dicho mercado.

IMELSA ENERGÍA:

SOLUCIONES ENERGÉTICAS

INNOVADORAS

Y

A LA

MEDIDA

PARA EL SUMINISTRO ELÉCTRICO

En la actualidad los usuarios que tienen una potencia conectada entre 500 kW y 5.000 kW pueden optar a la categoría de cliente libre, y de esta forma negociar contratos de compra de energía, de potencia y también de peajes; para ellos, IMELSA ENERGÍA diseña soluciones energéticas que les permiten obtener importantes reducciones de costos respecto a un cliente sometido a regulación de precios.

Desde hace algunos años IMELSA ENERGÍA, compañía especializada en Comercialización y Suministro de Energía que forma parte del grupo IMELSA, ha centrado sus esfuerzos en configurar soluciones energéticas específicas y ajustadas a los requerimientos particulares de cada usuario apuntando a generar ahorros en los tres conceptos, es decir energía, potencia y peajes, logrando obtener reducciones de costos muy relevantes. Adicionalmente a ello también se agrega la oportunidad para el cliente de rentar los equipos de generación interna que posee, permitiendo de esta forma sumar ingresos.

CARLOSDUCASSE:“NUESTROENFOQUEESTÁEN DISEÑARALTERNATIVASDESUMINISTROCONUNA MIRADADISTINTA A LOTRADICIONAL”.

alternativas desde la visión y conveniencia del cliente respecto al uso del sistema eléctrico, de esta forma identificamos con mayor claridad las oportunidades, espacios y marginalidades que tiene cada cliente, estructurando de esta forma una solución customizada caso a caso”, explica Carlos Ducasse.

“OFRECEMOS UNA SOLUCIÓN ENERGÉTICA AJUSTADA AL REQUERIMIENTO DE CADA CLIENTE, MÁS QUE SOLO ENERGÍA PURA”, ASEGURA CARLOS DUCASSE, GERENTE GENERAL.

En general los usuarios reciben, desde las empresas de generación tradicionales, ofertas de suministro eléctrico que apuntan solo a reducir el costo de la energía, lo cual representa aproximadamente un 60% del total de la factura por electricidad. “Nosotros en IMELSA ENERGÍA apuntamos a rebajar también las otras dos componentes, potencia y peajes que dan cuenta del restante 40%”, asegura Ducasse.

“Nuestro enfoque en la búsqueda de soluciones, está dada por tener una mirada distinta a lo tradicional ya que tratamos de encontrar dicha solución, analizando

A menudo los clientes, tienen generación propia para respaldar sus procesos críticos y/o reducir durante las horas de punta el consumo del sistema con el objeto de rebajar el pago de la potencia, lo que se conoce como “cortar la punta”. Las soluciones de IMELSA ENERGÍA incorporan generación distribuida, para el respaldo eficiente e integración complementaria con el sistema eléctrico.

IMELSA ENERGÍA ha configurado un equipo humano innovador y creativo que identifica y entrega soluciones a la medida que resultan atractivas para los clientes, además de agregar mayor seguridad y calidad al suministro eléctrico.

IMELSA ENERGÍA y las empresas relacionadas, han trabajado directamente con usuarios de tamaño medio en distintos tipos de industrias, han adquirido un profundo know-how del negocio de distribución de energía y cuentan con una experiencia acumulada de 16 años en la ingeniería, construcción y operación de centrales de generación eléctrica de distintas tecnologías.

“El modelo combina distintas tecnologías de generación externa e interna conjugando las ventajas competitivas existentes en el cliente, la generación distribuida y el suministro a través de generación de gran escala”, señala Ducasse.

TRANSMISIÓN

Transelec alista puesta en servicio de obras para descongestionar el sur del sistema eléctrico

UNA SERIE DE OBRAS EN TRANSMISIÓN tiene programado Transelec para descongestionar algunos puntos del sistema eléctrico nacional, específicamente en la zona sur, donde se destaca el proyecto de la subestación Entre Ríos, que contribuirá a disminuir la congestión en la subestación Charrúa, según indica a Revista ELECTRICIDAD

Eric Ahumada, vicepresidente de Desarrollo de Negocios de Transelec.

El ejecutivo también señala la necesidad de finalizar la elaboración de los reglamentos pendientes de Valorización y Remuneración, y de Planificación, en el marco de la Ley de Transmisión.

Obras

¿Cómo evalúan el plan de expansión de la transmisión propuesto por el Coordinador Eléctrico Nacional?

En general coincidimos con el Coordinador con las obras que está recomendando,

Eric Ahumada afirma que la evaluación del acceso abierto ha sido positiva.

Eric Ahumada, vicepresidente de Desarrollo de Negocios de la empresa destaca que en 2020 estará en operaciones la etapa final de la interconexión SIC-SING con la línea de 500 kV, Los Changos-Kimal.

aunque creemos que en los sistemas zonales se podrían haber recomendado más obras en lo que respecta a mejorar la seguridad y calidad de servicio en el segmento. Los sistemas de transmisión zonal son los que presentan más fallas, motivo por el cual se modificó la Ley para que las obras y proyectos que se promovieran fueran vinculantes, y de esta forma puedan robustecer este tipo de instalaciones que abastecen directamente a los clientes regulados. El Coordinador está haciendo una muy buena revisión de la situación de las instalaciones zonales, pero ya que las instalaciones son extensas y el tipo de soluciones que requieren son particulares y más atomizadas, el análisis y definición de obras requiere mucho trabajo. Si bien el Coordinador está promoviendo obras de expansión en instalaciones de Transelec, nosotros hemos identificado muchas más que permitirán incrementar la calidad y seguridad de servicio al cliente final. Estas las estamos promoviendo en el marco del proceso de expansión de transmisión actualmente en curso.

INFORMACIÓN PRIVILEGIADA PARA

DECISIONES CERTERAS EN SU NEGOCIO

COMPENDIO ENERGÉTICO DE CHILE 2013

ANTES: $77.700 + IVA

AHORA: $23.310 + IVA 70%

CATASTRO DE CENTRALES Y PROYECTOS ENERGÉTICOS 2014-2015 85%

ANTES: $210.000 + IVA

AHORA: $31.500 + IVA

ANTES: $80.000 + IVA

AHORA: $24.000 + IVA

CATASTRO DE PROYECTOS Y CENTRALES ERNC 2014 70% Para más información:

ventas en: comercio.editec.cl

UN PRODUCTO DESARROLLADO POR: ÁREA DE ESTUDIOS

Obtenga sus productos con tan solo un click

¿Cuáles son las inversiones que realizarán este año y en el corto plazo dentro del sistema?

Tenemos varias obras actualmente en ejecución y que están programadas para entrar en servicio entre 2019 y 2021. Próximamente se pondrá en servicio el proyecto de la subestación Entre Ríos, que es el punto de conexión de las líneas de 500 kV que vendrán desde el centro-sur del sistema eléctrico, permitiendo aliviar la congestión en la subestación Charrúa, con un valor de inversión de US$82 millones. Adicionalmente, durante 2020 se realizará la puesta en servicio de la etapa final del proyecto de interconexión de los sistemas SICSING con la “Línea 500 kV Los Changos-Kimal”, lo que implica una inversión de US$174 millones. Y se espera para fines de 2021 poner en servicio la “Línea 500 kV Pichirropulli- Tineo” que corresponde a la primera etapa del sistema de transmisión de 500 kV en el extremo sur, con una inversión de US$82 millones.

Transmisión

¿Qué evaluación hace de la Ley de Transmisión en sus casi dos años de vigencia?

Si bien la ley ha sido modificada hace un tiempo, nos encontramos en plena etapa de implementación, donde aún se requiere que se finalice la elaboración de los reglamentos pendientes y la revisión de la normativa técnica vigente. Aunque ya hay varios reglamentos que han sido publicados, todavía está

pendiente la elaboración de los reglamentos de Valorización y Remuneración, y de Planificación. Esperamos que las mesas de trabajo de estos reglamentos se inicien pronto.

¿Cuál es el análisis de Transelec respecto al retiro de Contraloría del Reglamento de Servicios Complementarios?

Nos imaginamos que el Ministerio quiere revisar consistencia entre el Reglamento de Servicios Complementarios y Reglamento de Coordinación de la Operación, y asegurarse de que el reglamento permita viabilizar la implementación de Servicios Complementarios que le den al sistema eléctrico la flexibilidad que necesita con una asignación de los recursos eficiente.

En general coincidimos con el Coordinador con las obras que está recomendando, aunque creemos que en los sistemas zonales se podrían haber recomendado más obras en lo que respecta a mejorar la seguridad y calidad de servicio en el segmento”.

¿Qué evaluación hace del acceso abierto actualmente en el sistema de transmisión?

En términos generales la evaluación ha sido positiva. Bajo una mirada de la ley 20.936 y las resoluciones exentas 154 y 606 que regulan el acceso abierto, existe una mejora sustancial en la regulación y responsabilidades de los agentes, lo cual es positivo para Transelec al tener al Coordinador Eléctrico Nacional como garante del acceso a las instalaciones de transmisión y no al propietario de esta, lo que permite tener reglas claras y principios no discriminatorios para los actuales y futuros agentes.

¿Cómo ve la implementación de los polos de desarrollo a futuro?

El primer Estudio de Planificación Energética de Largo Plazo elaborado por el Ministerio de Energía concluyó que no existían polos de desarrollo que valiera la pena desarrollar. Habrá que esperar el próximo estudio para ver si surge un polo de desarrollo.

Eric Ahumada en la versión 2017 del Foro Eléctrico del Norte.

¿Quién es el nuevo miembro controlador de Transelec?

SOUTHERN POWER GRID INTERNATIONAL es el nuevo actor del sector energético nacional, luego de ingresar a la propiedad de Transelec, la principal empresa de transmisión del país, tras comprar el 27,7% al fondo canadiense Brookfield Infrastructure Partners, en una operación que podría provocar la llegada de otros proveedores eléctricos del gigante asiático, según sostienen especialistas a Revista ELECTRICIDAD.

De este modo Transelec quedó compuesto por el consorcio conformado por Canada Pension Plan Investment Board (CPP), British Columbia Investment Management Corp (bcIMC) y Public Sector Pension Investment Board (PSP) junto a Southern Power Grid International (CSGI).

La empresa estatal china opera en el sur del gigante asiático, con más de 300 mil empleados. Según los analistas consultados por Revista ELECTRICIDAD el ingreso de este actor al mercado eléctrico nacional podría ampliar la llegada de otros inversionistas de ese país.

Ian Frederick, director (s) de InvestChile destaca el hecho de que Southern Power Grid International sea la segunda empresa eléctrica de China, con una red de 2.000 kilómetros y una capacidad instalada de 310 GW.

Instalaciones de Southern Power Grid International en China.

“Estamos hablando de un gigante, cuya compra del 27,7% de Transelec muestra claramente el potencial que las compañías chinas ven en Chile, y su confianza en nuestro país como un lugar para desarrollar negocios a largo plazo y de gran envergadura”, enfatiza el ejecutivo.

Foto:GentilezaInvestChil e

Alejandro Wu, gerente comercial de Shandong Power Equipment Co. (SGCC), que también opera en el mercado chileno, concuerda con este análisis, señalando que gran parte de las operaciones de Southern Power Grid International están en el sur del país asiático.

“En China tenemos 23 provincias, cincos zonas autónomas y cuatro ciudades directamente gestionadas por el gobierno y dos regiones administrativas especiales. Southern Power Grid International cubre cinco provincias del sur de China y las demás están cubiertas por SGCC. Es una empresa eléctrica importante. Su sede está en la provincia de Guangdong y tiene más de 300 mil empleados”, explica el ejecutivo.

RobertoValencia-RevistaELECTR

I C I DAD

hay un interés de China en invertir en la región con distintas operaciones e iniciativas. China está presentando para la región una iniciativa de interconexión, además de acciones de empresas chinas que están empezando a participar en distintos mercados de la zona, como en Chile, Brasil y Ecuador”.

“China, como actor importante para la región, lo que hace es mover la estructura de inversiones regionales. Algunas empresas han identificado su interés en Latinoamérica y después de un tiempo se han retirado de esos espacios, siendo cubiertos por otros, lo que es parte del movimiento natural que se da, en parte, por los movimientos geopolíticos a nivel global”, indica Blanco.

Perspectivas

Interés

A juicio de Ian Frederick los empresarios chinos miran a Chile “como un buen entorno de negocios, un lugar confiable donde instalar operaciones para toda la región, valoran las reglas claras, y están haciendo un esfuerzo por comprender, por ejemplo, nuestro sistema de licitaciones y concesiones”.

“Desde el punto de vista del mercado energético, existen hoy excelentes oportunidades de negocios en el segmento de transmisión. Las empresas chinas pueden ingresar al segmento de transmisión a través de la adjudicación de un proyecto en una licitación pública internacional, procesos que sus representantes siguen de cerca”, afirma.

Esta visión es compartida por Alfonso Blanco, secretario ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía (Olade): “Efectivamente

Foto:GentilezaAlejandroW u

De acuerdo al director (s) de InvestChile, la compra de participación de empresas chinas en compañías locales no es un fenómeno nuevo. “Luego de años de estudiar nuestro mercado, podemos deducir que las empresas chinas están pasando a una segunda fase, similar a la que han seguido en Europa, donde optaron por comprar participación en compañías con el fin de adquirir conocimiento del mercado, proveedores y aprovechar marcas que ya estaban instaladas y operando”.

“La llegada de proveedores chinos habla de la mirada atenta que tienen hacia nuestro mercado. En la medida en que empresas chinas relevantes ingresen al mercado chileno, es altamente probable que proveedores de su país sigan llegando también. El mercado energético chileno es sumamente dinámico, y esto es una señal de aquello”, agrega Frederick.

Por su lado Alejandro Wu asegura que en el futuro “van a llegar más productos eléctricos de China para inyectar nueva sangre o energía al mercado nacional, la cual ayudará a Chile a enriquecer su abastecimiento de energías eléctricas. Eso es lo que estamos haciendo como Speco, filial de SGCC”.

Foto:

Ian Frederick, director (s) de InvestChile.

Alfonso Blanco, secretario ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía (Olade).

Alejandro Wu, gerente Comercial de Shandong Power Equipment Co. (SGCC).

MARÍA ISABEL GONZÁLEZ, GERENTA GENERAL DE LA CONSULTORA ENERGÉTICA

Se deben dar condiciones de trabajo que reconozcan de forma justa el aporte femenino”

La ingeniera civil de Minas no es partidaria de tratos especiales para la mujer en el sector, sin embargo, dice que se debe facilitar su incorporación al mundo laboral reconociendo la importancia para la sociedad del cuidado de los hijos.

En el marco de la Agenda de Energía y Género 2018 elaborada por el Ministerio de Energía, diversas instituciones y empresas, entre ellas Revista ELECTRICIDAD, se comprometieron a trabajar en temáticas de género. En ese contexto nace esta sección que tiene por objetivo resaltar a una profesional del sector que aborde, desde su visión y experiencia, esta materia.

La primera mujer destacada fue Pilar Bravo, miembro del Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico Nacional y en esta oportunidad distinguimos a María Isabel González.

La ingeniera Civil de Minas de la Universidad de Chile y Magíster en Gerencia Pública de IEDES y la Universidad de Barcelona, ha dedicado prácticamente toda su vida profesional al tema energético, desde su primer trabajo en los proyectos carboníferos de la región de Magallanes.

Desde 1990 hasta 1999 se desempeñó en la Comisión Nacional de Energía (CNE) ocupando el cargo de secretaria ejecutiva durante el gobierno del Presidente Eduardo Frei. Asimismo ha sido miembro de los directorios de la Empresa Nacional de Minería de Chile y la Empresa Nacional del Petróleo. Desde 2004 dirige la empresa Energética S.A. de la cual es socia fundadora. La consultora se dedica principalmente a asesorías a grandes y medianos usuarios en la obtención de suministro eléctrico en las mejores condiciones de mercado, además de apoyar a nuevos inversionistas en el desarrollo de negocios en el sector energético.

¿A qué desafíos como mujer se ha enfrentado en su vida profesional?

A muchos en realidad, pero me gustan los desafíos. Desde estudiar ingeniería en una época en que menos del 5% de los estudiantes éramos mujeres, pasando por hacer clases en la misma facultad, donde solo recuerdo haber tenido una alumna en los 10 años que lo hice, hasta dirigir una institución tan importante como la Comisión Nacional de Energía, en que solo habíamos unas pocas mujeres en cargos de responsabilidad. Puedo indicar que raras veces he sufrido discriminación y que generalmente me he sentido respetada y acogida por mis colegas.

¿Cuál fue su experiencia como secretaria ejecutiva de la CNE?

Una de las mejores de mi vida profesional. Yo trabajé nueve años en la Comisión y los últimos cinco como secretaria ejecutiva. Fueron tiempos de grandes desafíos, tales como el cierre de la minería del carbón de la Región del Biobío dada su inviabilidad económica, medida que no había sido posible tomar ni siquiera en dictadura, dada la legítima oposición de los trabajadores. Recuerdo largas reuniones con los sindicatos en que tratábamos los temas técnicos y también humanos, generalmente con mucho respeto.

También fueron desafíos importantes entre otros: haber participado en crear las condiciones que permitieron la llegada del gas natural a Chile, tecnología abierta y competitiva, rompiendo situaciones monopólicas, en forma similar a las solares y eólicas hoy; las fijaciones de tarifas como los precios de nudo, que afectaban a las generadoras y los denominados Valores Agregados de Distribución (VAD) para las distribuidoras. Las empresas generalmente estaban en desacuerdo con criterios de la CNE y en varias oportunidades recurrieron a los tribunales de justicia a reclamar sus aspiraciones. Afortunadamente siempre salimos bien de esos juicios, ya que nuestra posición era la correcta y las cosas se hacían bien, gracias al gran equipo con que contaba la Comisión.

¿Se ha sentido en desventaja por ser mujer para lograr puestos de trabajo?

En absoluto, creo que en la sociedad actual hay grandes oportunidades tanto para mujeres como hombres.

¿Cuál es su visión sobre la inserción femenina en el mundo energético?

Creo que se ha ido dando naturalmente, en la medida que las mujeres se han ido insertando en el mundo laboral en general y en particular en carreras técnicas.

¿Cómo cree usted que se debe abordar la brecha de género en el sector?

No soy partidaria de cuotas, ni nada de eso. Creo que las mujeres podemos hacer un aporte al sector sin necesidad de tratos especiales. Lo que sí creo necesario es que se deben dar condiciones de trabajo que reconozcan de forma justa el aporte femenino y así facilitar su incorporación al mundo laboral reconociendo la importancia para la sociedad del cuidado de los hijos.

¿Cuáles son las características femeninas que, en su opinión, complementan la cultura masculina que predomina en el sector?

Creo que en general las mujeres ponemos una visión más optimista frente a los problemas por difíciles que ellos parezcan. Les diría a las mujeres que es un sector con grandes desafíos que son relevantes para el desarrollo y la competitividad del país, donde hacen falta profesionales.

Algunas cifras sobre la equidad de género

De acuerdo con el diagnóstico de la Organización Latinoamericana de Energía (Olade), existe disparidad de género en prácticamente todo contexto y el sector energético no es la excepción. En la encuesta efectuada en enero de 2018 −en el marco de la Agenda de Energía y Género del Ministerio de Energía− se describe que:

De 48 empresas del sector energía, solo 12% del Directorio lo integran mujeres.

A nivel de gerencia general la participación femenina también alcanza un 12%. En relación a otras gerencias el 19% de dichos cargos es de responsabilidad de mujeres.

La participación femenina considerando la totalidad de los trabajadores llega a 22%.

Mujer

CENCOP:

Control,

Operación y Monitoreo remoto en tiempo real de centrales de generación, subestaciones y redes de distribución

“Tenemos un tiempo de respuesta de segundos para notificar a nuestros clientes en caso de detectar una falla”, señala el gerente general, Manuel Saavedra.

En el siglo XXI hay que dejar que la tecnología trabaje para nosotros: es la propuesta de CENCOP, un moderno centro de control y operaciones que supervisa, opera, coordina y monitoriza en tiempo real y de manera remota centrales de generación, subestaciones, instalaciones eléctricas y redes de distribución, de acuerdo con la Norma Técnica de Seguridad y Calidad.

Con sede central en la comuna Puerto Varas y otra de respaldo en la comuna de Santiago, CENCOP monitoriza continuamente los 365 días del año la operatividad de centrales y subestaciones de poder reportando de manera instantánea el mal funcionamiento de alguna de sus instalaciones.

“Nuestra ventaja es que podemos operar y controlar remotamente las centrales que estén en distintas regiones del país, desde Puerto Varas. Contamos con un sistema 24/7 de operadores con turnos rotativos. Siempre hay alguien que está monitoreando, tenemos los ojos puestos a la distancia”, explica Manuel Saavedra, gerente general.

CENCOP supervisa en tiempo real centrales de cualquier tecnología, pudiendo ser solares, eólicas, hidro o de respaldo, así como también de cualquier tamaño, desde kW hasta MW, pudiendo ser PMGD (Pequeños Medios de Generación Distribuidos) o PMG (Pequeños Medios de Generación). Coordina con el cliente, con otros centros de control y directamente con el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN), las solicitudes, acciones por falla e informes, ofreciendo así un reporte personalizado del comportamiento histórico de generación y de fallas de cada sistema.

“Tenemos un tiempo de respuesta del orden de menos de un minuto, apenas detectamos una falla, o un equipo que tuvo una operación de apertura o cierre fuera de lo normal, tomamos medidas inmediatas: avisamos al cliente por teléfono, tenemos hotlines, por correo electrónico, y desde ahí empezamos a tomar todos los antecedentes de por qué el sistema monitoreado tuvo algún grado de afectación”, señala Saavedra.

El centro monitorea datos análogos, ofreciendo información de variables como la potencia activa, reactiva, el factor de potencia, niveles de tensión, posición de tap de transformadores, regulación de frecuencias, flujos de potencia, temperatura de cada subestación, corriente, voltaje u otras dependiendo del tipo de instalación eléctrica, como digitales, referidas al estado y alarmas de los equipos (generadores, inversores, interruptores, desconectadores, reconectadores, relés).

Además, se encarga de las gestiones que implican un problema de funcionamiento de las instalaciones. “Nos comunicamos con el centro de control, y reportamos al CEN, con la empresa de transmisión y/o distribución asociada, hacemos todas las gestiones: emitimos un informe de falla preliminar, informamos al cliente, tomamos la ope-

ratividad del sistema de la central cuando así se requiere. De alguna forma, el cliente traspasa esa responsabilidad a CENCOP, que es la cara visible para el CEN. Para las plantas más pequeñas o PMGD, “coordinamos con la empresa dueña de la generadora”, apunta Saavedra.

Aunque sus primeros clientes fueron generadoras, líneas y subestaciones, CENCOP ahora apunta a clientes industriales, puesto que su desarrollo propio de SCADA le permite adaptarse para monitorear cualquier variable eléctrica que requiera ser controlada.

“Nuestra ventaja es que podemos operar y controlar remotamente centrales que estén en distintas regiones del país”, confirma Manuel Saavedra.

industriales y/o clientes libres, también pueden ser monitoreados y operados

Clientes

desde CENCOP.

Por Francisco Aguirre Leo, director ejecutivo de Electroconsultores y académico en Economía Energética UCh y UTFSM.

Nuevas obligaciones para los clientes libres

LOS CLIENTES LIBRES ESTÁN SIENDO REQUERIDOS por nuevas normativas que les aplican como compradores de electricidad y que antes no tenían. En efecto, continuos cambios en la Ley

General de Servicios Eléctricos (LGSE) aplican sobre el consumidor que, como primera evidencia, se reflejan en costos que en el pasado venían ya incorporados en los precios de venta negociados y establecidos en los contratos con los proveedores pero que hoy son traspasados como costos regulados.

Como ejemplos tenemos i) los cargos por transmisión nacional, que hoy agrega costos por nuevas obras de interconexión SIC-SING recientes y que en el futuro aumentarán para llegar al total nacional. ii) los cargos por transmisión zonal, que reemplazan los anteriores de subtransmisión con nuevos cálculos sorprendentes en ciertos casos. iii) los cargos de transmisión dedicada, que ahora incluyen obras no necesariamente propias. iv) peajes nacional, CUE2, CUE15 o el peaje de distribución dependiendo del tamaño y ubicación del cliente. v) cargo por servicio público que paga el costo del Panel de Expertos, del Coordinador Nacional, de los estudios para el desarrollo de transmisión. vi) servicios complementarios y sobrecostos por operación de centrales generadoras a mínimo técnico para soportar principalmente generación de energías renovables intermitentes. vii) ajustes al precio estabilizado para los pequeños medios de generación distribuida.

perfeccionamiento y que les obligan a cumplir exigencias para sus sistemas eléctricos, a operar sin variaciones inaceptables de frecuencia y de tensión, a contar con equipos de compensación reactiva y con sistemas de comunicación con el Coordinador Nacional para la adecuada supervisión y coordinación en tiempo real.

Todo cliente libre enfrenta una posibilidad de gestión que no es evidente, pero de alto impacto en sus costos de suministro eléctrico.

Importante es saber que todo cliente libre enfrenta una posibilidad de gestión que no es evidente, pero de alto impacto en sus costos de suministro eléctrico, y que refiere al derecho de ejercer un rol activo en el proceso de valorización de las instalaciones de transmisión y de los servicios complementarios, gestión de contraparte que antes más bien era de las propias empresas eléctricas proveedoras y necesaria por la competitividad que tenían que mantener en el mercado eléctrico, pero que hoy se concentra y limita solo a su propia tecnología de producción de electricidad.

Como segunda evidencia, los clientes libres perciben obligación de cumplimiento de normas técnicas que están en continuo

En resumen, hoy el cliente final recibe un precio competitivo que llena titulares, pero que solo paga la energía al productor pues el resto es un traspaso de todos los otros costos enumerados, todos regulados, pero sobre los cuales puede ejercer una participación previa en las decisiones de expansión de la transmisión, así como finalmente también cuenta con el recurso posterior de auditar los costos y reliquidaciones que les traspasan sus proveedores, que para un alto porcentaje de clientes son todavía un misterio de creciente preocupación por las alzas y opacidad en la forma que se presentan, que están requiriendo asesorías complejas pero rentables en sus resultados.

Susana Jiménez, ministra de Energía, se refirió a los desafíos en la planificación energética y de la transmisión.

Ajustes a reglamento de Servicios Complementarios se planteó en seminario del Cigré

LA TRAMITACIÓN DEL REGLAMENTO sobre Servicios Complementarios fue uno de los temas que se abordaron en el seminario “Planificación energética y expansión de la transmisión”, realizado por el comité chileno del Consejo Internacional de Grandes Redes Eléctricas (Cigré), donde los expositores se refirieron a los desafíos de la planificación energética de largo plazo y al proceso de expansión del sistema de transmisión.

La primera en poner el tema ante la audiencia fue la ministra de Energía, Susana Jiménez, al inaugurar la jornada. “Uno de los principales desafíos que tendremos este año como autoridad es la elaboración y tramitación de los reglamentos de transmisión, por lo que estamos estudiando en detalle la regulación de servicios complementarios para que las señales de mercado operen eficientemente”.

En el marco de la jornada “Planificación energética y expansión de la transmisión”, el gerente de Estudios del Consejo Minero, José Tomás Morel, destacó el retiro de esta regulación de la Contraloría General de la República. También se propuso integrar la planificación de la transmisión zonal con las necesidades de la distribución eléctrica.

Discusión

Durante el módulo en torno a la planificación energética de largo plazo, el director ejecutivo de la

A juicio de la autoridad es necesario que en este tema se desarrollen “procesos abiertos y participativos, donde todos los involucrados puedan exponer sus puntos de vista, lo que aportará certeza a la industria y nos permitirá como sector dar las garantías de confianza necesarias para el desarrollo del sistema eléctrico”.

Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera A.G.), Carlos Finat, afirmó que la discusión en torno a la regulación de los Servicios Complementarios debe considerar otros elementos.

“Los servicios complementarios, sin duda, son de mucha importancia, pero vemos que no van a dar respuesta a lo que debería más bien llamarse servicios de balance de energía, que van a permitir inversiones importantes en tecnologías que no son variables”, precisó el ejecutivo.

En opinión de Finat, el tema de fondo en torno a este tipo de servicios se relaciona con los aspectos “de la planificación, de tarificación y de pago, lo que no está resuelto en nuestro sistema, por lo que hay que ver de qué manera los servicios, como por ejemplo el almacenamiento de energía, van a entrar al mercado”.

En el sector minero siguen atentamente el proceso de discusión respecto a los Servicios Complementarios. José Tomás Morel, gerente de Estudios del Consejo Minero, indicó que este “es un tema que nos preocupa, pues no nos gusta cómo está actualmente el reglamento en tramitación, porque no da señales de eficiencia”.

Por ello el ejecutivo destacó el retiro del reglamento sobre la materia de la Contraloría General de la República pues, a su juicio, el pago de los Servicios Complementarios no debe ser traspasado a la demanda, como son los clientes libres, “sino que

debería ser pagados con un criterio de causalidad”, donde paga el actor del sistema eléctrico que causa este costo.

“Creemos que las nuevas autoridades han tomado este tema y esperamos que se logren hacer los ajustes en ese reglamento que permite la Ley actual y que se modifique”, sentenció Morel.

“Vemos que hay estudios que avalan, con bastante información, que es factible diseñar sistemas con señales sencillas que atribuyan el costo de los Servicios Complementarios a quienes lo están causando. Ese es un camino correcto, donde los clientes también participamos en esa generación de costos; no estamos pensando en que esto solo sea un debate entre generadores tipo A o tipo B, sino que también sabemos que la demanda, por sus errores de pronósticos, también puede incurrir en parte del costo causado”, precisó el gerente de Estudios del gremio minero.

Transmisión

Las implicancias de la planificación de la expansión de la transmisión fue el otro eje que tuvo el seminario. Susana Jiménez aseguró que este proceso “requiere incorporar información sobre criterios y variables ambientales y territoriales, incluyendo objetivos de eficiencia energética”, aclarando que la Ley de Transmisión “reconoce que es necesario incorporar consideraciones más amplias que las estrictamente técnicas durante el proceso de planificación y construcción”.

Primer módulo del seminario trató la planificación energética de largo plazo.

Vista general del seminario del Cigré realizado en el Hotel Intercontinental de Santiago. Foto: Juan

Y es que, según la ministra de Energía, “no es menor que el promedio de las líneas de transmisión que pasan por zonas conflictivas se hayan demorado 18 meses más en su puesta en servicio respecto a la fecha estimada originalmente”.

Durante el módulo que trató este tema, la directora de Estudios de Empresas Eléctricas A.G., Rosa Serrano, planteó la necesidad de que en los esquemas de planificación de la transmisión se incorporen las necesidades de la distribución eléctrica junto con la planificación de la transmisión zonal.

de la CNE, Rosa Serrano, directora de Estudios de Empresas Eléctricas A.G. y Juan Carlos Araneda, gerente de Planificación de la Transmisión del Coordinador Eléctrico Nacional, en el segundo módulo sobre expansión de la transmisión.

La planificación conjunta permitiría incrementar los índices de calidad del servicio, pues tanto la transmisión zonal como la distribución deben ser suficientemente eficientes para dar la mejor solución en cuanto a abastecimiento, calidad del servicio y costo”, sostuvo la directora de Estudios de Empresas Eléctricas A.G., Rosa Serrano.

“Si bien es cierto esta nueva Ley de Transmisión trajo beneficios y un perfeccionamiento a los esquemas de transmisión, estamos en un momento de transición energética asociado principalmente a la generación eléctrica, por lo que la transmisión zonal tiene como origen permitir la conexión entre

el segmento de transmisión con la distribución, así que su planificación debe mirarse en forma conjunta con los requerimientos de la distribución”, sostuvo la ejecutiva.

A su juicio una planificación conjunta “debe permitir tener suficiente flexibilidad y dar cabida a elementos que son típicos de la distribución, que la transmisión nacional no ve, como una mayor desagregación de la demanda, tanto temporal como espacial, lo que implica que la aparición de ciertos consumos, o de cierta generación distribuida, impacte directamente en las instalaciones de las subestaciones primarias”.

“Esto significa que los tiempos en que se realiza la planificación de la transmisión nacional no siempre coinciden con la aparición de esos requerimientos, siendo algo a lo que se necesita dar respuesta, puesto que cuando se planifica la trasmisión zonal, es importante tener en consideración que es un elemento que debe permitir no solamente abastecer a la demanda, sino que también es un elemento importante para incrementar la calidad del servicio”, indicó Serrano.

En esta línea la directora de Estudios del gremio eléctrico concluyó que la planificación conjunta permitiría “incrementar los índices de calidad del servicio, pues tanto la transmisión zonal como la distribución deben ser suficientemente eficientes para dar la mejor solución en cuanto a abastecimiento, calidad del servicio y costo”.

Fotos: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

Iván Saavedra, jefe del Departamento Eléctrico

CGE,

Su amplia trayectoria prestando servicios a dicha industria la ha posicionado como un socio estratégico importante en el desarrollo de proyectos eléctricos, servicios de mantención y operación de sistemas de media y alta tensión en las faenas mineras.

con más de 20 años de experiencia en el sector minero estuvo presente como uno de los actores relevantes en la 15ª versión de la feria Expomin.

Se participó en diferentes rondas de negocios con empresas mineras nacionales donde se presentó su amplia experiencia en proyectos eléctricos en la minería.

NUEVAS TÉCNICAS

Cómo la digitalización se toma el mantenimiento de termoeléctricas en Chile

LA DIGITALIZACIÓN, con sistemas de monitoreo en línea, el uso de software de modelamiento, además de utilizar drones con sensores especiales y herramientas robóticas son parte de las nuevas técnicas que se aplican por parte de las principales empresas generadoras en el mantenimiento de centrales termoeléctricas en el sistema eléctrico nacional.

Los actores del sector destacan a Revista ELECTRICIDAD la relevancia de estas nuevas formas de aplicación tecnológica para el mantenimiento del parque termoeléctrico.

Importancia

Michele Siciliano, gerente de Generación Térmica de Enel Generación Chile, explica que el mantenimiento es fundamental para “garantizar y maximizar el valor de una planta durante su vida operativa, manteniendo la máxima disponibilidad y performance técnica”.

Las principales generadoras del sistema eléctrico nacional recurren a innovaciones tecnológicas para estas labores, que van desde sistemas de monitoreo en línea hasta el uso de drones y robótica.

Los principales equipos que son objeto de mantenimiento en estas plantas, de acuerdo a José Miguel Espinoza, gerente de Centrales Térmicas de Colbún, “son las turbinas de gas y vapor, calderas recuperadoras de calor, generadores, interruptores de máquina, trasformadores, bombas de agua de enfriamiento, bombas de agua de alimentación, recirculación de condensado y el resto de los equipos auxiliares”.

Innovaciones

De acuerdo a las principales empresas generadoras con parque termoeléctrico, las nuevas técnicas

Foto: Gentileza Colbún.

Labores de mantenimiento en instalaciones de termoeléctrica.

de mantenimiento no son únicas, sino que son utilizadas de diversas formas. Michele Siciliano menciona que en Enel Generación Chile se recurre a la “digitalización y la innovación, que están contribuyendo de manera importante en la evolución de los procesos de mantenimiento”.

“Ya hemos implementado la utilización de modelos y plataforma de big data para algunas contingencias, como por ejemplo la previsión de rotura de componentes. Esta es la más reciente tecnología para monitorear la operación de las plantas y definir cuándo y qué tipo de mantenimiento realizar. Además, es añadida a los estándares de mantenimiento tradicional optimizándolos”, precisa el ejecutivo.

Norberto Corredor, gerente del Complejo Centro de AES Gener, destaca la implementación de herramientas tecnológicas de gestión de activos para la optimización de los mantenimientos “como EtaPRO, BoilerOpt, Meridium, las cuales permiten identificar aquellos equipos que presentan las mayores desviaciones de rendimiento y cuantificar su influencia en el ciclo completo de generación eléctrica”.

Según el ejecutivo esta tecnología permite “focalizar los recursos (personal y económicos) en reparar estos equipos. También, se han incorporado técnicas de recuperación y reparación de componentes, utilizando ingeniería reversa y aplicaciones de mantenimiento de última generación, como levantamientos digitales en 3D, radiografía digital y uso de drones y robots, entre otros”.

Otras innovaciones que se aplican apuntan a la inspección de las unidades térmica. José Miguel Espinoza señala que en las plantas de Colbún se usan sistemas de monitoreo en línea y software de modelamiento que permiten “predecir el estado

Felval Consulting Group

“División Concesión y Servidumbres Eléctricas”

• Catastro de Propietarios

• Polígonos Prediales

• Tasaciones Prediales

• Catastro Servidumbres Mineras

• Valorización Indemnizaciones por Gravámenes a Predios

• Informe Estudio de Títulos

• Planos Especiales de Servidumbres

• Preparación y Presentación Solicitud de Concesión

• Publicación Decreto Admisibilidad

• Notificaciones de Planos Especiales

• Respuesta a Oposiciones

• Solicitud de Curso Progresivo

• Acompañamiento Comisión Tasadora

• Negociaciones Servidumbres Voluntarias

• Contratos de Servidumbres, Pago, Inscripciones Conservatorias

• Obtención Concesión Definitiva

• Juicio Toma de Posesión

Foto: Gentileza

Enel Generación Chile.

Examinación de planos antes de iniciar la actividad de mantenimiento.

Norberto Corredor, gerente del Complejo Centro de AES Gener.

Claudio Alarcón A., Gerente General

Dirección: Miguel Claro 2016

Los desafíos operacionales y el costo del mantenimiento

InodúConsultores

Jorge Moreno, co fundador de Inodú Consultores, señala que los nuevos modos de operación, a partir de la mayor presencia de la generación renovable variables (solares y eólica), plantean desafíos para el mantenimiento de termoeléctricas.

“Con la incorporación de fuentes de generación renovables variables y la presencia de restricciones en el sistema de transmisión al norte de Polpaico, es económicamente eficiente y seguro para el sistema en su conjunto que ciertas unidades térmicas operen siguiendo la demanda neta del sistema eléctrico, y en algunos casos, con partidas y paradas frecuentes. Estos nuevos modos de operación pueden aumentar los costos de operación y mantenimiento de estas unidades”, afirma el especialista.

futuro de equipos y así tener un control oportuno de posibles fallas, permitiendo evitarlas”.

“Por otra parte, hemos ejecutado e instalado partes con tecnologías que permiten ampliar los intervalos entre mantenimientos por mayor resistencia y mejor comportamiento de diferentes elementos, y también hemos optado por tecnologías con mayor capacidad y velocidad de procesamiento de datos, que permiten alcanzar mejores resultados respecto de la confiabilidad operacional de las unidades”, agrega el ejecutivo.

Según Moreno, “el efecto más significativo del ciclaje en los Costos Variables No Combustibles (CVNC) se produce por el aumento del número de partidas y detención de las centrales, lo que puede causar un daño acumulativo en ciertas partes metálicas de la central. El factor crítico es la tasa de cambio de la temperatura en las partes metálicas; la tasa de cambio de temperatura recomendada generalmente es menor a 100 grados centígrados por hora. Una tasa más alta implica un mayor desgaste de las partes metálicas y, consecuentemente, un mayor mantenimiento”. El especialista indica que desde el punto de vista regulatorio, en este nuevo contexto de operación flexible de centrales termoeléctricas, se vuelve crítico revisar el procedimiento de determinación del CVNC de las unidades.

soluciones para reducir el tiempo de ejecución”, agrega el ejecutivo.

Emisiones

En las plantas de Colbún, según José Miguel Espinoza, también se usan “nuevas herramientas de robótica y realidad aumentada, que hacen más confiables, seguras y eficientes las actividades de mantenimiento”.

La utilización de drones es otra técnica destacada en Enel Generación Chile. Michele Siciliano sostiene que cuentan con estos aparatos “para inspeccionar diferentes áreas de las plantas, lo que permite recolectar mucha información, ya que pueden ser usados en lugares de alto riesgo para las personas, como zonas con alto voltaje o áreas submarinas”.

“La digitalización es también un potente apoyo en la capacitación para sistemas de realidad virtual, ya que permite simular la operación completa de un mantenimiento, permitiendo tener anticipadamente

De acuerdo a los ejecutivos encargados de las termoeléctricas de las principales generadoras, estas tecnologías de mantenimiento contribuyen a tener menores emisiones de CO2 en el país. José Miguel Espinoza dice que en Colbún las tecnologías que se usan para minimizar estas emanaciones “son quemadores eficientes de bajas emisiones por menor temperatura de llama, un sistema de control con autotuning (regulador) de combustión, y un hardware de álabes (paletas curvas) de turbina con mejor aerodinámica y mayor eficiencia”.

Por su lado Michel Siciliano señala que las centrales de Enel Generación Chile −como Bocamina− cuentan con la tecnología de quemadores lentos para óxidos nitrosos (low NOx burner en inglés), filtros de manga, planta de desulfurización y cancha de carbón techada, “cuyo funcionamiento requiere de la aplicación de las mejoras técnicas de mantenimiento”.

Norberto Corredor finaliza mencionando que en AES Gener están en la etapa experimental para la reducción de emisiones en las plantas de la empresa, usando microalgas “que se alimentan con el CO2 y lo transforman en biodiésel. Otra tecnología es la inyección de los gases a las capas inferiores de la corteza terrestre (no usada por Gener)”.

Foto:Gentileza Enel GeneraciónChile .

Foto: Genti eza Colbún

Michele Siciliano, gerente de Generación Térmica de Enel Generación Chile.

José Miguel Espinoza, gerente de Centrales Térmicas de Colbún.

Jorge Moreno, co fundador de Inodú Consultores.

08 de Agosto de 2018 Casa Piedra, Santiago, Chile www.forolitio.cl

Los mayores exponentes del litio en Chile, juntos en un debate de cara al futuro ¡ACCEDA A TARIFAS PREFERENCIALES!

La II Versión de este encuentro técnico y de negocios se enfoca en lograr un debate de altísimo nivel en torno a los desafíos que se le presentan al país a partir del rápido avance que está experimentando la industria del litio.

Contrate auspicios y destaque su marca

Compre su inscripción y aproveche tarifas preferenciales

AVANCES TECNOLÓGICOS

Prueba de respuesta de frecuencia es la nueva tendencia en

laboratorios de transformadores

DESDE HACE MÁS DE DIEZ AÑOS el análisis de respuesta de frecuencia se ha transformado en la prueba más representativa dentro de los análisis que se realizan en los laboratorios que certifican transformadores en el país, siendo un requisito obligatorio para comprobar el estado de funcionamiento de estos equipos en el Sistema Eléctrico Nacional.

Así coinciden en señalar los especialistas a Revista ELECTRICIDAD, quienes destacan que esta tendencia responde a la relevancia que ha adquirido últimamente este ensayo como herramienta de diagnóstico específica para el mantenimiento de los transformadores de poder y de media potencia.

En qué consiste

Patricio Maturana, jefe de Ingeniería de Jorpa, señala que “hoy existen nuevas tendencias en las pruebas de estos equipos, las cuales no se hacían hace diez o 15 años”, siendo el análisis de

Los especialistas afirman a Revista ELECTRICIDAD que este ensayo es clave para medir múltiples variables dentro de estos equipos y así verificar su correcto funcionamiento con el fin de evitar posibles fallas.

respuesta de frecuencia uno de los más relevantes, debido a su capacidad de medir específicamente múltiples parámetros en el comportamiento de los transformadores.

“Esta es una prueba comparativa, en que se toma una medida inicial y posteriormente, después de algún evento como un sismo o el traslado del transformador, se toma nuevamente otra medida y se compara con la anterior, o sea se hace un ensayo inicial y otro final; si el transformador tuvo algún daño esas muestras van a ser diferentes”, explica el especialista.

Laboratorio de transformadores de Jorpa Ingeniería.

En esto concuerda Jorge Ardila, académico del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad Santa María: “La prueba de respuesta de frecuencia permite detectar cualquier tipo de variación estructural en el transformador, comprobando si hay algún desplazamiento del núcleo o si hubo alguna falla entre espiras (vueltas) o devanados, que comprometiera de alguna manera el sistema de aislamiento del trasformador”.

“Este es un ensayo que actualmente en Chile se ha comenzado a aplicar de manera más frecuente, debido a que es una técnica que se hace off-line y que solo requiere un sistema que genera una señal que va variando en frecuencia, además de un proceso de adquisición que va midiendo esa señal de manera simultánea. Sin embargo, este tipo de equipos son relativamente costosos porque tienen una electrónica muy específica para la adquisición y generación de las señales usadas en el proceso de medición”, precisa el docente.

Según Juan Bustamante, ingeniero senior jefe de laboratorios de alta tensión y materiales de Transformadores de Tusan, este análisis ha logrado cubrir una brecha que otras pruebas no profundizaban, y se posiciona como una herramienta predictiva para las empresas del sector eléctrico. “Esta prueba reconoce con mayor precisión las deformaciones que

se producen al interior de los bobinados y núcleo de los transformadores. La tendencia es utilizar esta prueba en los laboratorios del fabricante y en las instalaciones eléctricas industriales, posicionándose en el mercado de las empresas de servicios eléctricos para el diagnóstico de transformadores”.

“Esta prueba funciona con voltaje alterno constante y frecuencia variable oscilando entre 10 Hz y 1 MHz típico para transformadores, y ajustable hasta 20 MHz. La técnica es aplicar voltaje y corriente en un segmento que represente la configuración interna del transformador y obtener su respuesta eléctrica en el extremo de interés, y así por tramos cubrir la geometría completa del transformador”, sostiene Bustamante.

Conozca la Historia del Litio en Chile desde el año 1962 hasta la actualidad

La historia del litio en Chile es absolutamente contemporánea, y como suele ocurrir en minería, fruto de la casualidad, cuando Anaconda perforó en el Salar de Atacama buscando agua para Chuquicamata en 1962.

Así, el recurso tiene poco más de 50 años de trayectoria.

Y el profesor Gustavo Lagos ha sido testigo directo y cronista permanente y acucioso de esta apasionante historia que hoy se encuentra en un punto de inflexión.

VALOR: $25.000 + IVA

*Incluye costo de despacho en Santiago y regiones

VENTAS: Cristián Valdivieso cvaldivieso@editec.cl +56 2 2757 4259

Foto: Gentileza

Tusan.

Planta de transformadores de Tusan.

Autor: Gustavo Lagos Cruz-Coke

Los académicos del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Santiago, Cristhian Becker y Eleodoro Rojas –en un análisis realizado para este medio− comentan que cada vez más empresas usan el análisis de respuesta de frecuencia durante las pruebas rutinarias, ya que este método “puede detectar una amplia gama de fallas y no es invasivo, además de ser el más sensible para detectar deformaciones mecánicas”.

“Este ensayo también se usa para verificar la integridad eléctrica y mecánica de la parte activa del transformador (núcleo, cables, devanados) y también es ideal para un diagnóstico adicional, si los ensayos antes descritos o seguimiento periódico identifican irregularidades”, indica Becker.

Eleodoro Rojas, por su lado, señala que la prueba de respuesta de frecuencia se aplica para otros casos como:

• Comprobar el transformador después de la prueba de cortocircuito o de su transporte.

• Evaluación de su situación después de que se produzcan fallas con elevados niveles de corrientes transitorias.

• Mediciones rutinarias de diagnóstico.

• Diagnóstico después de una alarma del transformador o disparo de una protección.

• Pruebas después de cambios significativos en los valores supervisados (por ejemplo, gases combustibles).

• Inspección adicional después de obtener resultados inusuales durante pruebas de rutina.

Tecnologías

Los especialistas sostienen que este análisis se caracteriza por su portabilidad y su digitalización. Patricio Maturana dice que la prueba se realiza con “un equipo portátil y se necesita un computador que haga el análisis y la comparación de la señal inicial con la final”.

“El equipo se usa en laboratorio y en terreno. En el laboratorio se obtiene la muestra inicial y después el transformador se debe llevar, por ejemplo, a una faena minera, en un camión donde puede dañarse

en el transporte, por lo que se requiere hacer la muestra in situ”, plantea.

Esto también es destacado por Jorge Ardila: “Es portable, que es uno de los principales objetivos que tienen los fabricantes que diseñan los equipos usados en las mediciones en alta tensión, ya que antes eran más robustos y complejos de operar, pero hoy se diseñan de fácil uso”.

Según el académico, al ser digitalizado, este análisis requiere un software con licencia, “con un especialista que entienda los resultados que arrojen los ensayos”.

Similar análisis tiene Juan Bustamante, al afirmar que “la adquisición de datos se efectúa con un instrumento portátil, fácil de conexionar y un software de última generación que permite graficar las trazas representativas del transformador. Esta prueba se realiza durante la vida útil del transformador y se contrasta con las realizadas en los laboratorios de pruebas del fabricante, en busca de deformaciones progresivas o severas“.

Análisis de la estructura del transformador. Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

Bustamante concluye que “el desafío tecnológico es implementar la prueba de respuesta en frecuencia al resto de equipos primarios de potencia y maquinas rotatorias, especialmente grandes generadores. La tendencia también apunta a implementar la respuesta en frecuencia con los transformadores funcionando, y así entregar una alerta predictiva de fallas o deformaciones en progreso, a los sistemas de supervisión eléctricos existentes”.

EN EXPOMIN: SECTOR ELÉCTRICO

SE CONSOLIDA A LA PAR CON LA MINERÍA

El repunte que está viviendo la minería nacional se materializó en la nueva edición de la feria minera más importante de Latinoamérica, EXPOMIN. En esta ocasión, las 1.350 empresas expositoras que participaron recibieron más de 70.000 visitas, además de las actividades del Congreso Internacional “Innovación para el Desarrollo Minero”.

Fundamentales para el encadenamiento productivo, las empresas proveedoras de la industria eléctrica también se hicieron presentes en Expomin.

ABB

ABASTIBLE

CGE

EATON

RHONA

ECOCOPTER

PERSPECTIVAS A FUTURO

¿Cómo se gestionará la red con la mayor demanda de vehículos eléctricos?

CONTROLAR Y COORDINAR la carga eléctrica de los vehículos es el principal desafío que advierten los especialistas para el desarrollo futuro de la electromovilidad en Chile, especialmente en lo que se refiere a la gestión del sistema eléctrico, a medida que vaya aumentando el parque automotriz 100% eléctrico, con la respectiva infraestructura de puntos de recarga en las ciudades.

Este es uno de los retos identificados por los actores que integran la Estrategia Nacional de Electromovilidad, cuyos representantes señalan a Revista ELECTRICIDAD que la gestión de las redes también puede ser realizada por un nuevo actor: los agregadores de demanda, que son empresas de servicios que podrían coordinar las disponibilidad de la infraestructura de recarga para los vehículos eléctricos con la demanda de los usuarios.

Esta es una pregunta que se han planteado los integrantes de la Estrategia Nacional de Electromovilidad, quienes señalan la necesidad de incorporar nuevas tecnologías de control que se adapten al tipo de recarga que necesitan los automóviles.

Mayor demanda

Entre los especialistas vinculados a la electromovilidad se comparte la idea de que la mayor demanda por vehículos eléctricos generará cambios en la gestión de la red dentro de las ciudades.

Rodrigo Sánchez, head of Green Mobility de Engie Factory, estima que este año debieran circular en Chile cerca de 400 vehículos eléctricos, mientras que a 2030 la cifra debería llegar a unas 500 mil unidades, por lo

Exhibición de punto de recarga eléctrica para vehículos.

que plantea la necesidad de resolver cuatro áreas en torno a la gestión de la red:

• La cantidad de cargadores para abastecer a la red de vehículos.

• La ubicación, dependiendo de las características urbanas y habitacionales.

• La potencia, donde la tecnología que estamos poniendo en práctica permite que toda la infraestructura de carga, de manera centralizada, pueda hacerse cargo de cómo gestionar la potencia.

• Cómo identificar a los usuarios y el pago por la carga eléctrica, lo que tiene que ver con metodologías de cobros.

Para Esteban Gil, investigador asociado del Centro Avanzado de Ingeniería Eléctrica y Electrónica (AC3E) de la Universidad Santa María, el mayor reto en la operación del sistema eléctrico con la electromovilidad es controlar y coordinar la carga eléctrica de los vehículos. “Por ejemplo, si toda la

flota de vehículos eléctricos particulares se empezara a cargar simultáneamente y a máxima potencia, la rampa de toma de carga para el sistema podría crecer de forma significativa”.

“Hemos hecho simulaciones donde, en ciertos escenarios para 2050, se podría requerir un 35% más de energía por la demanda eléctrica de vehículos; un 57% más de potencia máxima y un requerimiento de rampa entre ocho y diez veces mayor. Estas cifras se dan en el caso de que sea una carga descoordinada”, explica el académico.

Actores

En el escenario de mayor demanda, los especialistas sostienen que la existencia de un sistema de carga coordinado para vehículos eléctricos puede ser gestionado por empresas distribuidoras o de servicios especializados, conocidos como agregadores de demanda, “que podrían mandar una señal de precio al cliente para que cargue su vehículo de forma más lenta o para que postergue un poco su carga para las horas de la noche”, señala Esteban Gil.

De acuerdo a Rodrigo Sánchez, los agregadores de demanda “son compañías especializadas en gestionar infraestructura de carga, que no necesariamente son distribuidoras, sino que son empresas especializadas que se encargan de la gestión de puntos de carga junto con la tecnología en cargadores y software asociados”.

En esta línea, Esteban Gil destaca que la reforma a la distribución eléctrica “debe considerar el espacio para que entren empresas de servicios, donde podrían entrar

El relé MRU4 está diseñado para proteger el equipo eléctrico contra las fluctuaciones de tensión y frecuencia, y se utiliza para la protección de barras de distribución, generadores y líneas de alimentación.

Cargador de vehículo eléctrico.

Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

los agregadores de demanda que harían de nexo entre las necesidades del Coordinador

Eléctrico Nacional y la disponibilidad de la infraestructura a nivel de usuario para proveer algo de respuesta de demanda o coordinar la carga de vehículos con la generación distribuida”.

Eso sí, a juicio de María José Riquelme, jefa de Proyectos de Innovación de Chilquinta Energía, el control de las redes eléctricas por la electromovilidad, en un comienzo debería ser realizado por las empresas distribuidoras, debido a que “una vez que contemos con una mayor cantidad de vehículos eléctricos, la demanda de energía para este uso tiene una característica eminentemente distribuida, aleatoria y de montos no significativos de potencia en forma individual”.

Pensando en esto, la ejecutiva destaca la necesidad de modernizar la operación de las redes eléctricas. “Será necesario tener mejores y más eficientes sistemas de medición, de control y de comunicación para monitorear en tiempo real el impacto hacia el sistema de la carga de las baterías de los vehículos, por lo que el desafío para las empresas del rubro eléctrico es incorporar cuanto antes este tema en las actualizaciones de sus sistemas informáticos y de comunicaciones con que cuentan en los centros de operación de las empresas”.

Luis Zarauza, country manager de CGE, coincide con la necesaria modernización de las redes. “Dada nuestra presencia geográfica y la necesidad de contar con redes eléctricas que hagan sostenible la electromovilidad en el país, tenemos una gran contribución que hacer. Un ejemplo de ello es la red de puntos de carga en diferentes ciudades del país, que serán cinco durante el primer semestre”.

“La electromovilidad es un proceso que necesita concentrar todo el apoyo de las partes involucradas. Aunque tome años en masificarse, es necesario nuestro compromiso para desarrollar las redes eléctricas, que son el requisito básico

Foto:GentilezaChilquint

para alcanzar este objetivo, trascendental para el desarrollo del país”, agrega el ejecutivo.

Adaptación

Los especialistas afirman que, junto a la gestión de las redes eléctricas, se necesita adaptar la infraestructura de carga a sistemas inteligentes que estén conectados entre sí. Para Rodrigo Sánchez la idea es avanzar hacia un monitoreo en tiempo real, encargado de seguir “el uso, consumo, y el perfil de carga que ha hecho”.

En esto coincide Esteban Gil pues considera que la adaptación responde a que los puntos de recarga para autos eléctricos tienen características distintas a las cargas domiciliarias e industriales: “Un centro de carga rápida requiere de ciertos peaks de potencias puntuales, por lo que poner esto en un sistema de distribución pondrá algo de estrés, así que hay que tratar de ajustar y gestionar la carga de vehículos en este segmento”.

Simone Tripepi, gerente de Enel X Sudamérica, señala que el desafío de la adaptación tecnológica pasa por “contar con una red que converse y que pueda decir dónde y cuándo estarían disponibles los puntos de carga, además de informar al usuario el momento en que el automóvil está cargado, por lo que se requiere de un ecosistema de información para acompañar al usuario”.

El ejecutivo sostiene que otra tarea a futuro es ver cómo los vehículos “pueden inyectar a la red eléctrica, cuando esta lo necesite. La idea es ver cómo la demanda responde a la necesidad de la red. Esto se está desarrollando en Dinamarca, donde la regulación ha introducido el beneficio para el usuario cuando puede devolver energía de sus puntos de carga a la red”.

María José Riquelme concluye que la posibilidad de que en el futuro los usuarios de vehículos eléctricos puedan inyectar energía a la red supone la incorporación de nuevos parámetros, “ya que la red dejó de ser unidireccional, por lo que debemos preparar nuestros sistemas para que la gestión se realice de la mejor manera, en ambos sentidos”.

Foto:GentilezaEngieFactory

Foto: Juan CarlosRecabal

Foto:GentilezaEnel

Rodrigo Sánchez, head of Green Mobility de Engie Factory.

Esteban Gil, investigador asociado del Centro Avanzado de Ingeniería Eléctrica y Electrónica (AC3E) de la Universidad Santa María.

Simone Tripepi, gerente de Enel X Sudamérica.

María José Riquelme, jefa de Proyectos de Innovación de Chilquinta.

Unholster: Big Data e inteligencia al servicio del mercado eléctrico en Chile

LA PLATAFORMA DE INTELIGENCIA ELÉCTRICA DESARROLLADA POR UNHOLSTER, BASADA EN BIG DATA Y ALGORITMOS DE MODELACIÓN AVANZADA, PERMITE A LAS EMPRESAS MANEJAR LA ENORME CANTIDAD DE VARIABLES QUE ATRAVIESAN AL MERCADO ELÉCTRICO Y ASÍ ACTUAR CON UNA PERSPECTIVA ESTRATÉGICA EN EL CORTO, MEDIANO Y LARGO PLAZO EN UNA INDUSTRIA EN CONSTANTE TRANSFORMACIÓN.

El volumen y la complejidad de los datos que maneja día a día el mercado eléctrico obliga a los actores del sistema a contar con mecanismos de procesamiento y análisis para tomar mejores decisiones y anticiparse a futuros escenarios. En esa línea, entra a jugar Inteligencia Eléctrica, una plataforma desarrollada por la compañía Unholster.

“No hay ninguna otra empresa en Chile ofreciendo una plataforma de este estilo, basada en Big Data y algoritmos de modelación avanzada”, enfatiza Antonio Díaz, Gerente General de esta firma que desde 2008 se ha posicionado como una de las pioneras en el mercado chileno en la competitiva industria del software.

“En el mercado existen otros softwares empaquetados que pueden manejar gran parte de los problemas administrativos y operativos de las compañías. Sin embargo, considerando las particularidades del mundo eléctrico que hay en Chile, es necesario un software hecho a medida”, añade.

La plataforma funciona de acuerdo a una metodología que consiste en la captura de información de los distintos actores (data estructurada y no estructurada), como del Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) o el Servicio de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA), es decir, de todo el sistema eléctrico nacional, desde el punto de vista de generación, transmisión y dis-

tribución de energía. Esta data se procesa, analiza, luego se modela y proyecta desde una perspectiva estratégica, se le entrega valor a la información operativa disponible -a través de cómo se va a mover la demanda o la producción de energía en tiempo real- y finalmente se entrega al cliente lista para visualizar en formato web, móvil o desktop.

“Con todas las variables que están dando vuelta hoy día en el mercado eléctrico y tomando en cuenta, por ejemplo, la integración de nuevas energías dentro de la red de generación y los cambios normativos, es muy difícil navegar en ese mundo si no tienes una plataforma adecuada. Por eso, Inteligencia Eléctrica es una excelente herramienta de apoyo para la planificación de corto a mediano y largo plazo de las empresas eléctricas en Chile”, comenta el ejecutivo.

Una parte del trabajo de Unholster es brindar a los coordinados del Coordinador Eléctrico Nacional un sistema para adecuarse a los requerimientos normativos de las plataformas de control de Operación Real y Portal de Pagos. No obstante, el foco de esta compañía va más allá, explica Díaz. “El core

de la plataforma tiene que ver con los atributos de modelamiento y de predicción de demanda futura, entre otros. Esa es Inteligencia Eléctrica”, enfatiza.

Para llegar a este software, Unholster trabaja hace más de cuatro años con una innovadora metodología de trabajo conocida como “integración continua”, utilizada también por los equipos de

Facebook, Google, Twitter y todas las empresas más avanzadas en desarrollo de software.

Esta disciplina de trabajo ha implicado eliminar el área de QA (Quality Assurance) típica del proceso tradicional, e implementar en cambio un proceso de permanente testeo en el código trabajado por los desarrolladores, lo que asegura una más rápida puesta en producción. “Esta práctica es fundamental para asegurar que nuestro software sea de alta calidad y a prueba de balas, porque efectivamente mientras más avance el tiempo y más cambias el código, más extensa es la cobertura de los tests dentro de la plataforma”, señala este ingeniero.

En Unholster ya están trabajando en la exportación de Inteligencia Eléctrica. El plan para 2019 es dar un salto internacional, expandiéndose a países de la región como Colombia, Argentina y Perú.

“

Nuestra plataforma es de alta calidad, a prueba de balas y constituye una excelente herramienta de apoyo para la planificación de corto, mediano y largo plazo de las empresas eléctricas en Chile”

Antonio Díaz, Gerente General de Unholster

Así funciona la Inteligencia Eléctrica de Unholster

La compañía desarrolla una plataforma a medida, que se construye a partir de una innovadora metodología de integración continua. Se trata del mismo estilo de trabajo que utilizan Facebook, Google, Twitter y todas las empresas más avanzadas en desarrollo de software, destacan en Unholster.

Información pública del comportamiento operativo del Sistema Eléctrico Nacional

NUESTRA METODOLOGÍA

Capturamos

Información desde distintas fuentes

Procesamos

Analizamos los datos para prevenir errores

Optimizamos

Modelamos grandes volúmenes de información la información para ser entregada a los clientes automatización de procesos e información predictiva

VISUALIZAMOS

A través de la web, aplicaciones, hardwares y softwares

HABILITADOS EN DISTINTOS SERVICIOS

Y ENTREGADOS A NUESTROS CLIENTES

Antonio Díaz, Gerente General info@unholster.com

+56 2 2785 6151

www.unholster.com

Reseña de la empresa

Desde 2008 Unholster se ha posicionado como una de las compañías pioneras en el mercado chileno en la competitiva industria del software.

Su foco es la creación de soluciones con altos estándares de calidad, desarrollando proyectos en diferentes áreas como el Big Data, Optimización, Visualización de Datos, Inteligencia Artificial, Automatización de Procesos, Apps web/móviles a medida e Inteligencia Pública.

Escritorio IOT

Móvil

Web Servidor

Se inició el nuevo ciclo del Consejo Editorial de Revista ELECTRICIDAD

Un renovado ciclo inició el Consejo Editorial de la Revista ELECTRICIDAD, con nuevos integrantes que representan los distintos ámbitos del sector energético, como son los segmentos de generación, transmisión y distribución eléctrica, además de actores del sector académico, de los clientes libres, de la consultoría, de las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) y de los organismos reguladores. Los integrantes del Consejo Editorial de Revista ELECTRICIDAD tendrán la misión de debatir los principales temas del sector energético, así como sus perspectivas futuras de desarrollo y desafíos, los que posteriormente son investigados por el equipo de la Revista para informar a sus lectores.

De este modo, por dos años, la instancia está formada por:

• Ricardo Eberle, director jurídico de Empresas Eléctricas A.G.

• Axel Levêque, gerente general de Engie Energía Chile.

• Rodrigo López, vicepresidente de Operaciones de Transelec.

• Gabriel Prudencio, jefe de la División de Energías Renovables del Ministerio de Energía.

• Andrés Romero, ex secretario ejecutivo de la CNE y actual director de Valgesta Energía.

• Daniel Salazar, director ejecutivo del Coordinador Eléctrico Nacional.

• Rubén Sánchez, director ejecutivo de Acenor A.G.

• Alfredo Solar, past president de la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera A.G.).

• Humberto Verdejo, director del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Santiago.

• Karla Zapata, gerente de Enel X Chile.

Tenemos la energía y el poder para transformarla

Fabricación de transformadores de distribución, poder y especiales, de acuerdo a las necesidades de la industria. Nuestros servicios en planta y terreno incluyen: diagnostico, mantención y reparación de transformadores de poder, armado y pruebas en terreno, toma de muestras y análisis de aceite, entre otros.

Competencia y regulación de PMGDs serán analizados en ExpoApemec 2018

La competencia en el mercado eléctrico junto a la regulación de los Pequeños y Medianos Generadores de Distribución (PMGDs) son parte del programa temático que tendrá este año la versión IX de la Feria y Conferencia ExpoApemec 2018, que se realizará entre el 20 y 21 de junio en el Hotel W de Santiago.

El evento es organizado por Apemec y producido por Technopress, una empresa del Grupo Editorial Editec, donde se exhibirán las nuevas tecnologías nacionales e internacionales para el desarrollo de la industria mini hidro en Chile y en Latinoamérica, además de contemplar una serie de conferencias para dar respuesta a las inquietudes de la industria. Entre las empresas que han confirmado su participación en ExpoApemec 2018 están: Ergon Power; Andritz Chile; Poyry; Tecpipe; HydroEnergía; Tubexa; WyF Ingeniería; WKS Wasserkraft; Krah; Worthington; Zeco; Auel; Lombardi; O-tek; Scotta, y Gamesa.

Este año la organización del evento se encuentra trabajando en un programa que aborde el tema de la competencia en el mercado eléctrico; la regulación de los PMGDs en toda su estructura; la reforma al Código de Aguas y lo que señalan las nuevas autoridades del ramo; el relacionamiento comunitario; los desafíos y oportunidades para el sector, y el funcionamiento de la evaluación de Impacto Ambiental.

CNE ha certificado doce fuentes de información con uso del blockchain

Doce fuentes de información del sector energético han sido certificadas por la Comisión Nacional de Energía (CNE) luego de haberse incorporado al uso de la tecnología del blockchain para aumentar la seguridad de los datos de la industria, según informó a Revista ELECTRICIDAD Mauricio Utreras, jefe de la Unidad de Información y Estadísticas del organismo regulador.

“En las doce grandes fuentes de información están datos de energías renovables, precios medios de mercado, factores de emisión, costos de las gasolinas y costos marginales, entre otros. La idea nuestra es ir sumando más información este año, en función de la demanda, vamos a realizar consultas para ver en qué ámbito los usuarios están reutilizando la información y qué

aportes ha generado para el sector energético”, precisó.

Utreras dijo que, a partir de este trabajo, la idea es “generar un documento práctico para que pueda ser usado por otros actores del sector energético o por otras entidades públicas”.

Según el personero de la CNE, están conversando “con el Coordinador Eléctrico Nacional, que está evaluando qué mecanismo se puede implementar para hacer una mayor trazabilidad desde el inicio de la información, y en conjunto con la CNE, ya tenemos el trabajo de una interfaz de programación de aplicaciones (API en inglés) de conexión para poder entregar información continua y el proceso natural sería ir certificando la trazabilidad de la misma información que tenemos en conjunto”.

Coordinador Eléctrico Nacional este año impulsará cinco focos para mejorar sus funciones

Cinco son los focos de acción que pretende impulsar este año el Coordinador Eléctrico Nacional para perfeccionar sus funciones, según indicó el presidente del Consejo Directivo del organismo, Germán Henríquez, durante la cuenta pública anual entregada a los actores del sector. El ejecutivo dijo que las tareas que busca mejorar el Coordinador son la priorización de diez procesos críticos; avanzar en materia de informaciones sobre el sistema eléctrico; impulsar una agenda de trabajo en innovación para enfrentar los desafíos futuros, como la creación de un laboratorio de simulación en tiempo real del sistema eléctrico; capacitación de los funcionarios en tecnologías para aumentar la seguridad en la operación del sistema, y la puesta en marcha de la unidad de monitoreo de la competencia en el mercado eléctrico.

Germán Henríquez presidente del Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico Nacional.

Henríquez planteó que también se trabaja para que la institución cuente con un solo edificio corporativo para llevar a cabo sus operaciones. Por su lado, Daniel Salazar, director ejecutivo del organismo coordinador, destacó que los futuros desafíos del sistema eléctrico son reforzar su seguridad y aumentar la calidad de servicio, por lo que dijo que se elaboró una hoja de ruta estratégica, añadiendo que este año desarrollarán un plan tecnológico para mejorar sus sistema de informaciones.

Salazar además señaló que el organismo ha respondido adecuadamente en casos de emergencia, mencionando el caso de los incendios forestales ocurridos en el verano de 2017, cuando se tuvo que seccionar el sistema de transmisión en varias islas.

Systep advierte efectos negativos en mercado por migración de clientes regulados

La migración de clientes regulados a libres podría tener un impacto negativo en el mercado eléctrico, de acuerdo a lo indicado por la consultora Systep en su reporte mensual de marzo, lo que podría redundar en un incremento de los precios de energía en los futuros procesos licitatorios de clientes regulados.

“La migración de clientes fuera de los contratos licitados, producto de la incorporación de un comercializador, podría tener un efecto negativo en el mercado, incluso aumentando los precios de las licitaciones futuras si los generadores incorporan a los precios ofertados una prima por riesgo

asociada”, señala el análisis. Según el documento, en este contexto, “si se avanza en la separación del comercializador, se deben establecer mecanismos que permitan separar los efectos de los esquemas de comercialización de corto plazo con los de largo plazo”.

“El comercializador podría administrar los contratos de largo plazo, ofreciendo rebajas en las tarifas mediante una reducción de costos de administración.

También podría ofrecer nuevos servicios, especialmente aquellos en que la localización es relevante”, se agrega.

Enap incrementa su producción de gas y petróleo en Argentina invirtiendo US$354 millones

Enap inauguró el Proyecto Incremental Área Magallanes (PIAM), operado por la empresa, en sociedad con YPF, en el que ambas empresas, en total, invirtieron US$354 millones.

cimiento. Esto, a su vez, aumenta la producción de petróleo crudo asociado de los 800 m3 día actuales a aproximadamente 1.000 m3 diarios.

PIAM consiste en la implementación de ciertas modificaciones en las instalaciones off shore y on shore con el fin de incrementar la producción de gas natural y petróleo crudo asociado al yacimiento existente.

En noviembre del año pasado se inició la puesta en marcha de la producción incremental, en donde se logró llegar a los 4.000.000 m3 de gas, lo que implica un incremento del 60% en la producción habitual del ya-

El proyecto PIAM completo comprende el desarrollo de ingenierías, la compra de equipos y materiales, el montaje y la construcción de plataformas, la puesta en marcha y el tendido del ducto submarino.

Asimismo, su ejecución involucra la utilización de equipamiento de alta tecnología para desarrollar trabajos complejos en forma simultánea en plataformas, en el lecho marino y en las instalaciones en tierra.

14 empresas presentan discrepancia contra CNE por Plan de expansión de la transmisión

Para el 28 de mayo quedó fijada la audiencia pública en el Panel de Expertos en que se formularán las observaciones de algunas de las 14 empresas que presentaron una discrepancia contra la Comisión Nacional de Energía (CNE) en el marco del Plan de Expansión de la Transmisión.

La discrepancia fue presentada al organismo por Enel Distribución Chile S.A.; Compañía Minera Doña Inés de Collahuasi SCM; Compañía General de Electricidad; Empresa de Transmisión Eléctrica Transemel; Empresa Eléctrica de Arica; Empresa Eléctrica de Iquique; Empresa Eléctrica de Antofagasta; Asociación de Consumidores de Energía No Regulados A.G.; Empresa Eléctrica de la Frontera; Sistema de Transmisión del Sur; Sociedad Austral de Electricidad; Sistema de Transmisión del Norte; Colbún y Espejo de Tarapacá SpA. Durante la audiencia pública también presentarán sus observaciones la CNE y los representantes de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC).

Foto:

Gentileza

Enap.

Sector minero se alista a incorporar gas para reemplazar diésel en consumo energético

La industria minera se prepara para demandar una serie de soluciones tecnológicas en sus operaciones que consideran el reemplazo del consumo de combustibles fósiles en sus procesos para incorporar fuentes energéticas como gas natural e hidrógeno, además de considerar otras tecnologías como generación distribuida, almacenamiento energético de baterías, y una gestión más flexible de la demanda eléctrica.

Estos fueron los puntos planteados en el seminario “Desafíos energéticos en minería”, realizado en el marco del XV Congreso Internacional de Expomin 2018, donde expusieron representantes de empresas generadoras sobre las nuevas soluciones tecnológicas para la industria minera.

En el primer módulo, Enzo Quezada, gerente Corporativo Comercial de Engie Energía Chile, señaló que el gas puede reemplazar el uso del diésel en el sector minero, precisando que, del 88% del consumo de diésel en la minería, un 7% de este se destina a producción térmica que se ocupa en electroobtención, en las fundiciones y en las refinerías de la industria minera. “Es decir que este 7% se puede reemplazar con gas y eso se hará de manera significativa”.

Quezada informó que Engie Energía Chile en el corto plazo cerrará algunos contratos de suministro de gas con el sector minero, quien explicó que el proceso de suministro parte desde el terminal de GNL de Mejillones, desde donde se transportará en camiones hacia la faena minera, para ser regasificada en plantas satelitales. Según el ejecutivo, “en el corto plazo va a haber una penetración de camiones que reemplacen diésel por gas”.

“El gas que se utilizará en la minería podría alcanzar del orden de ocho barcos de GNL. Para tener una idea actualmente el terminal (de Mejillones) recibe cuatro barcos al año, y estamos hablando de que podrían ser ocho barcos de gas para reemplazar todo el diésel de la minería”, añadió.

Quezada también afirmó que el hidrógeno es otra de las apuestas para uso de combustible en el sector, agregando que la idea es “producir un hidrógeno verde, que proviene del agua a través de un proceso de electrólisis intensiva en el uso de energía”.

5

Finalizó el proceso participativo de la Ruta Energética

Más de 2.200 personas participaron en el proceso de la “Ruta Energética, liderando la modernización con sello ciudadano”, iniciativa que impulsa el Ministerio de Energía, en una actividad que se desarrolló en las 15 regiones del país, entre el 6 y 26 de abril, con el fin de avanzar en el diseño de políticas públicas en temas energéticos.

La ministra de Energía, Susana Jiménez, destacó que del total de participantes en esta iniciativa, “el 32% fueron representantes de la sociedad civil, como ONG, ambientalistas, juntas de vecinos, fundaciones, comunidades indígenas, club de adultos mayores; el 33% correspondió al sector público, como organismos del Estado, municipios y servicios; el 25% a personas del sector privado, principalmente de empresas y gremios, y el 10% fueron representantes del mundo académico, como docentes, investigadores y estudiantes”.

La autoridad también dijo que las regiones que registraron la mayor convocatoria fueron la Metropolitana (con 272 participante), seguidos de Antofagasta (218), La Serena (216), Biobío (171) y O’Higgins (170). Jiménez indicó que los principales temas planteados durante la ruta fueron: eficiencia energética, leña y calefacción, ciencia tecnología e innovación, cambio climático, acceso y equidad energética y movilidad eléctrica.

También se recogieron las inquietudes ciudadanas en temas como educación y cultura energética, gestión de proyectos y desarrollo, matriz energética renovable, integración energética, ordenamiento territorial y regulación para el futuro.

Además se plantearon desafíos en materia de generación distribuida, equidad de género y energía, modernización del Estado, mercados energéticos eficientes, termoelectricidad sustentable y seguridad y calidad de suministro.

“Fueron muchos los temas levantados, pero esto no queda solo en el diagnóstico, sino que el proceso continuará con la publicación de un documento durante mayo, que será nuestra hoja de ruta durante los cuatro años de gobierno. Además, les haremos un riguroso seguimiento a todas las medidas y compromisos adquiridos con la ciudadanía”, afirmó la ministra.

AGENDA

Encuentro Anual de la Energía Eléctrica

Organiza: Empresas Eléctricas A.G. y Generadoras de Chile

Lugar: Centro de Convenciones SBCC

Parque Titanium, Santiago

Contacto: mabusleme@generadoras.cl, ccifuentes@electricas.cl

Más información: www.electricas.cl

www.generadoras.cl

IX Expo Apemec 2018

Organiza: Technopress, Apemec

Lugar: Hotel W, Santiago

Más información: www.expoapemec.cl 20 21 al

Contacto: bvalenzuela@editec.cl

11

23

VI Foro Eléctrico del Sur, ForoSur 2018

Organiza: Technopress

Lugar: Hotel Sonesta, Concepción

Contacto: bvalenzuela@editec.cl hcarrasco@editec.cl

Más información: www.forosur.cl

Tutorial Cigré Propuesta norma sísmica para instalaciones del sistema de transmisión

Organiza: Cigré Chile

Lugar: Hotel Intercontinental

Contacto: seminarios@cigre.cl

Más información: www.cigre.cl

V Cena Anual ERNC

Más de 800 asistentes registró la V Cena Anual de las ERNC, organizada por la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera A.G.), junto al Consejo Geotérmico, la Asociación Nacional de Empresas de Eficiencia Energética (Anesco A.G.), y la Asociación Chilena de Biomasa (AchBiom). En el evento estuvieron presentes la ministra de Energía, Susana Jiménez y el ministro de Minería, Baldo Prokurica, además de otras autoridades del sector público, dirigentes de otras asociaciones gremiales del sector energético, ejecutivos de empresas eléctricas, consultores y académicos.

Mónica Gazmuri, gerente general de Anesco A.G.; José Ignacio Escobar, presidente de Acera A.G.; Baldo Prokurica, ministro de Minería; Nicolás Caussade, vicepresidente de Acera A.G., y Gonzalo Torres, presidente del Consejo Geotérmico.

Solís, director de Revista ELECTRICIDAD; Daniela Maldonado, editora de Revista ELECTRICIDAD; Susana Jiménez, ministra de Energía; Carlos Finat, director ejecutivo de Acera A.G., y Cristián Solís, gerente general del Grupo Editec.

Pezo,

anfitriona, y Rodrigo Soto, gerente de Marketing y Relaciones Externas Sudamérica de Acciona Energía.

Andrés Salgado, director de ENC Energy Consultans; Loreto Rivera, gerente de Asuntos Corporativos de CGE; Luis Zarauza, Country manager de CGE, y Germán Henríquez, presidente del Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico Nacional.

Gabriel Prudencio, jefe de la División de Energías Renovables del Ministerio de Energía y Valter Moro, gerente general de Enel Generación Chile.

Claudio Fernández, jefe de Proyectos de Empresa de la Patagonia y Aysén S.A.; Juan Carlos Olmedo, director de Empresa de la Patagonia y Aysén S.A.; Pablo Arriagada, gerente de Nuevos Negocios de Energía de CAP, y Juan Cembrano, socio de Mega Red Consultores.

Alfredo Solar, gerente general de Atlas Renewable Energy; Johanna Sternberg, subgerente Comercial de la Cámara Chileno-Alemana de Comercio e Industria (Camchal), y Rainer Schröer, director del Programa de Energía de GIZ Chile.

José Manuel Soffia, asesor de Vegetalia Bosques; Carlos Barría, director ejecutivo de GPM A.G.; Rafael Loyola, director ejecutivo de Apemec A.G, y Marco Muñoz, jefe de Negocios de Empresa Patagonia y Aysén S.A.

Fotos: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

Roly

Felipe

gerente de Desarrollo de Negocios Sudamérica de Acciona Energía; Mauricio Zanotti, director de la Ruta Solar;

Eduardo Soto, director de GTD Ingenieros Consultores; Rodrigo García, director comercial de AES Gener; Mario Acevedo, subgerente de Negocios de GTD Ingenieros Consultores, y Francisco Valencia, subgerente comercial de GTD Ingenieros Consultores.

Rodrigo Cuadros, chief Development & Solution Officer de Engie Energía Chile; Axel Levêque, gerente general de Engie Energía Chile, y Gloria Salgado, gerente de Comunicaciones y Relaciones Institucionales de Engie Energía Chile.

Ramón Galaz, gerente general de Valgesta Energía y Carolina Zelaya, secretaria ejecutiva (s) de la Comisión Nacional de Energía (CNE).

Yan Li, Regional Business Development manager de Goldwind; Darío Morales, director de Estudios de Acera A.G., y Aníbal Dos Ramos, Service manager de Goldwind.

Ricardo Pacheco, subgerente de Operación en Tiempo Real del Coordinador Eléctrico Nacional y Marcelo Méndez, gerente de Operaciones de EDF Renewable Energy.

Francisco Riquelme, director de la Asociación Chilena de la Biomasa; Antonio Minte, gerente de la Asociación Chilena de la Biomasa, y André Laroze, secretario ejecutivo de CertforChile.

Hermansen, presidente del Colegio de Ingenieros de Chile A.G.;

Ramírez, presidente del Consejo Eléctrico del Colegio de Ingenieros, y Rodrigo Sáez, vicepresidente comercial de AES Gener.

Eric Ahumada, vicepresidente de Desarrollo de Negocios de Transelec y Rodrigo Castillo, director ejecutivo de Empresas Eléctricas A.G.

Rafael Carvallo, gerente de Tecnología e Innovación del Coordinador Eléctrico Nacional y Patricia Darez, country Manager de DNV GL Energy.

Lutz Kindermann, presidente y gerente regional de WPD Chile; Pedro Nickelsen, del proyecto Río Malleco; David Pajares, gerente de Construcción de WPD Chile, y Cristián Sandoval, ingeniero eléctrico de WPD Chile.

Cristian

Enrique

Conecta Chile junto con Opal RT desarrollarán sistemas de protecciones

eléctricas

Nuevas tecnologías en sistemas de simulación en tiempo real para monitorear redes eléctricas se incorporarán al país con el joint venture de la empresa nacional Conecta con su par canadiense Opal RT, para impulsar soluciones de monitoreo, control y simulaciones en tiempo real con el objetivo de

mejorar la seguridad del sistema eléctrico nacional.

El acuerdo fue destacado por la embajadora de Canadá en Chile, Patricia Peña, quien señaló que estas tecnologías pueden aportar “al desarrollo de la industria eléctrica en Chile, donde se enfrentan enormes desafíos

Ferre-Total s.a.

PANELES PLEGADOS

Paneles plegados para la construcción de cubas para transformadores de distribución.

RADIADORES

Fabricación de radiadores o baterías de radiantes para la refrigeración en transformadores de media y alta tensión. Con anchos de 160, 250, 400 y 520 con largos hasta 2000 mm.

Ruta Panamericana Colectora Oeste Km 51 y (Av. Inmigrantes) (1625) Escobar - Prov. De Bs. As. - Tel./Fax: (0054-348 442-3939) e-mail: info@ferretotal.com.ar - Web: www.ferretotal.com.ar

asociados a la alta penetración de energías renovables y la necesidad de mejorar la calidad del servicio”.

“En este contexto la tecnología de Opal RT permitirá a las empresas eléctricas tomar mejores decisiones a partir de estudios y pruebas con simulación en tiempo real, donde se puede recrear una red eléctrica y conectarse a equipos externos”, agregó la autoridad diplomática.

Cristián Lenz, presidente de Conecta, explicó que el acuerdo con la empresa canadiense se centra en las soluciones de monitoreo y control de sistemas eléctricos, destacando la importancia que tienen para el desarrollo de las redes en Chile.

Por su lado, Alfredo de la Quintana, gerente general de Conecta, mencionó que la alianza con la empresa canadiense logró “armar un laboratorio en que hemos desarrollado una nueva forma de probar las protecciones que mejoran la calidad de las pruebas sustantivamente”.

ABB lanza solución de carga más económica para vehículos eléctricos

ABB destacó el perfeccionamiento de su cartera de soluciones de carga para autos eléctricos, con la adición de una gama de wallboxes de corriente alterna (CA), para ser instalados en hogares y empresas, que está compuesto por 52 tipos diferentes, con un diseño compacto de 50 cm2 por 25 cm2, además de tener cargas de 4,6 kW y 11 kW, así como carga trifásica de 22 kW. Según informó ABB en Chile, “para mayor flexibilidad, estos cargadores ofrecen tipos de conectores, incluidos el enchufe tipo 2, enchufe tipo 2 con obturador y cable tipo 1 y tipo 2. Para ubicaciones donde el montaje en la pared es difícil hay una variedad de pedestales disponibles, incluido un cargador, dos cargadores de respaldo y dos cargadores en un ángulo de 90 grados. Las cajas de pared también están disponibles con o sin medidor de energía, balanceo de carga, integración de Back Office y módem UMTS/3G”.

Otras características del dispositivo son: identificación por radiofrecuencia (RFID) y autorización de clave para mayor seguridad; modelos de tarjeta SIM para comunicación de datos; ingreso del software de limitación de corriente para que coincida con los requisitos del sitio; interfaz de comunicación para carga inteligente y herramientas web para estadísticas, configuración y gestión de acceso.

Foto: Roberto

Foto: Gentileza ABB en Chile.

Cristián Lenz, presidente de Conecta; Patricia Peña, embajadora de Canadá en Chile; Jean Belanger, CEO de Opal-RT, y Alfredo de la Quintana, gerente general de Conecta.

Abastible obtuvo

la mejor reputación corporativa en la categoría Energía

Por segundo año consecutivo Abastible fue distinguida como la compañía con mejor reputación corporativa en la categoría Energía del país, que incluye empresas de Electricidad y Gas Licuado, de acuerdo con la medición RepTrak de este año.

El estudio pertenece a Reputation Institute y en Chile fue realizado por la consultora nacional Triangular Integración Estratégica. La Medición se realizó entre agosto de 2017 y marzo de 2018, mediante una encuesta online que se aplicó a 7.077 entrevistados quienes comunicaron unas 14 mil percepciones sobre 124 grandes compañías, agrupadas en 21 categorías, que operan en Chile.

El proceso obtuvo opiniones en las siguientes dimensiones: Oferta de Productos y Servicios; Innovación; Entorno de Trabajo; Integridad; Ciudadanía; Liderazgo y Resultados Financieros, junto a Gobierno Corporativo.

“La evaluación de estos siete factores determinan los grados de admiración, confianza, respeto y empatía que las personas sienten por las marcas, y cuya conjunción origina la reputación corporativa”, informó Abastible.

Anesco A.G.

GIANCARLO CIBRARIO asumió la presidencia de la Asociación Nacional de Empresas de Eficiencia Energética (Anesco A.G.). El ejecutivo es socio-director de GBR, una consultora de gestión de proyectos sustentables. Es ingeniero en Construcción de la Pontifica Universidad Católica de Chile y diplomado en Desarrollo Gerencial.

Corfo

SEBASTIÁN SICHEL fue designado como vicepresidente ejecutivo de Corfo. Es abogado de la Universidad Católica y se desempeñó como director de la Escuela de Gobierno de la Universidad San Sebastián; además de ser director del departamento de Derecho Público de la misma casa de estudios y es profesor del Centro de Desarrollo Directivo de la Universidad Católica.

Enap

LORETO SILVA es la nueva presidenta del directorio de Enap. La ejecutiva fue ministra de Obras Públicas en el primer Gobierno de Sebastián Piñera. Es abogada de la Universidad de Chile, especializada en el diseño de políticas y de legislación en materias relacionadas con concesiones, construcción, recursos naturales y servicios de agua potable.

Ministerio de Energía

Acciona Energía construirá en Texas su noveno parque eólico en EE.UU.

La empresa Acciona Energía construirá su segundo parque eólico en Texas –noveno en EE.UU.–, lo que elevará a 866 MW la potencia eólica propiedad de la compañía en el país, con una inversión aproximada de US$200 millones. Se trata del proyecto Palmas Altas, que tendrá 144,9 MW de potencia y estará dotado de 46 aerogeneradores de tecnología Nordex. La conexión a la red de este proyecto se prevé para noviembre de 2019.

Situado en el condado de Cameron, próximo al parque de San Román, que Acciona puso en marcha en diciembre de 2016, el nuevo parque eólico producirá unos 524 GWh al año, equivalente al consumo de 43.000 hogares estadounidenses, evitando la emisión a la atmósfera de 503.000 toneladas de CO2 en centrales de carbón.

Los aerogeneradores que se instalen en Palmas Altas serán del modelo AW125/3150 de Nordex, de 125 metros de diámetro de rotor, montados sobre torres de acero de 87,5 metros de altura de buje.

Acciona Energía dispone en Estados Unidos de otros ocho parques eólicos operativos en propiedad. Además del citado San Román (93 MW), la compañía cuenta con tres parques más en Oklahoma (329 MW), dos en las Dakotas (190 MW), otro en Illinois (101 MW), y uno en Iowa (6 MW). Cuenta asimismo con una planta termosolar de 64 MW en el desierto de Nevada.

ROSSANA GAETE asumió como jefa de la División de Desarrollo Sustentable del Ministerio de Energía. Anteriormente se desempeñó como manager de Cambio Climático y Desarrollo de Negocios de Engie Energía Chile. Es ingeniera agrónoma de la universidad de Chile, magister en economía energética de la Universidad Santa María y MBA in Energy Economics, de la Universidad de Offenburg de Alemania.

Seremia de Energía de la RM

SEBASTIÁN HERRERA fue designado como seremi de Energía de la Región Metropolitana. El ejecutivo es titulado de derecho de la Pontificia Universidad Católica de Chile (PUC), diplomado en Nuevas Tendencias en Contratos y Daños (PUC) y magíster en Derecho Ambiental de la Universidad de Melbourne.

WEC Chile

JAVIERA ALDUNATE asumió como directora ejecutiva del Comité Chileno del Consejo Mundial de la Energía (WEC Chile). La ejecutiva es diseñadora de la Universidad Católica, cuenta con un MBA de la Universidad del Desarrollo y ha realizado diversos programas de entrenamiento en la Universidad de Stanford y Babson College.

MERCADO ELÉCTRICO

Matías Lira, decano de la Facultad de Economía y Negocios UDD; Julio Vidal, gerente corporativo de Marketing y Experiencia de Clientes Abastible; Ángel Carabias, gerente comercial corporativo y Asuntos Públicos de Abastible y Horacio Werth, gerente comercial del Grupo Copesa.

Foto:

Gentileza

Abastible.

Grupo Editorial Editec SpA

• Presidente: Ricardo Cortés D.

• Gerente General: Cristián Solís A.

• Gerente Adm. y Finanzas: Víctor Vicuña C.

• Subgerente de Marketing y Desarrollo de Nuevos Negocios: Alejandra Cortés L.

Coordinadora Comercial

Gigliola Basaletti

E-mail: gbasaletti@editec.cl

Tel.: +56 2 2 7574258, +56 9 31992792

CHILE

• Pía Martínez, Ejecutiva Comercial E-mail: pmartinez@editec.cl

Tel.: +56 2 2757 4203, +56 9 58649421

Grupo Editorial Editec SpA

Edificio Plaza Bellet, Antonio Bellet 444, piso 6. Providencia, Santiago, Chile. Código postal: 750 00 00. Tel.: +56 2 2757 4200, Fax: +56 2 2757 4201. E-mail: ventas@editec.cl. Internet: www.revistaelectricidad.cl

Representantes en el extranjero

ESTADOS UNIDOS: Detlef Fox, D.A. Fox Advertising Sales, Inc. detleffox@comcast.net

5 Penn Plaza, 19th Floor New York, NY 10001

Tel.: 212 896 3881

ALEMANIA, AUSTRIA Y SUIZA: Gunter Schneider, GSM Internacional info@gsm-international.eu Alma-Mahler-Werfel-Str. 15 D-41564 Kaarst / Alemania Tel.: +49 2131 – 51 1801

ITALIA:

M. Ester Weisser mewe@fastwebnet.it

Vía Fratelli Rizzardi 22/3, 20151, Milán, Italia Tel.: +39 02 452 6091, Fax: +39 02 700 502 233

RESTO DE EUROPA: Phil Playle, Lansdowne Media Services phil@im-mining.com

2 Claridge Court, Lower Kings Road, Berkhamsted, Hertfordshire, HP4 2AF, UK., Tel.: +44 (0) 1442 877 777, Fax: +44 (0) 1442 870 617

CHINA

Overseasad Network Technology Shanghai Co., Ltd. martin.meng@overseasad.cn

No. 500 Bibo Rd., Office 310 Pudong District, 201203 Shanghai, CHINA Tel/Fax: +86 21 50809867

Electricidad es una publicación independiente publicada por Grupo Editorial Editec SpA, que no cuenta con patrocinios de ninguna naturaleza. En Chile, la revista se distribuye en forma gratuita a profesionales y ejecutivos de compañías de generación, transmisión y distribución de electricidad, y a ejecutivos de organismos oficiales relacionados con la electricidad y cualquier otra forma de energía. Toda suscripción de cortesía es enviada sólo a la dirección de la empresa donde trabaja el suscriptor.

Electricidad se reserva el derecho de asignar la cantidad de suscriptores por empresa. Toda persona que no califique en ninguna categoría anterior, podrá tomar una suscripción pagada. Solicite su suscripción por internet en: www.revistaelectricidad.cl, o a: Bárbara Salas (bsalas@editec.cl), tel +56 2 2757 4238.

Suscripción Chile: anual $47.600 (IVA incluido), estudiantes: anual $23.800 (IVA incluido).

Suscripción extranjero: EE.UU y América del Sur: US$204, Centroamérica y Canadá: US$250; Europa y resto del

US$280.

11 de Julio de 2018

Hotel Sonesta, Concepción, Chile www.forosur.cl

Participe en el principal encuentro energético de la zona centro-sur del país en su versión 2018

En esta versión el principal tema a tratar son los desafíos planteados para el desarrollo energético en Chile, analizando por su parte el aporte de la región del Biobío al sistema energético nacional.

Más información en: www.forosur.cl

Contrate auspicios y destaque su marca

› BRENDA VALENZUELA bvalenzuela@editec.cl / +56 2 27574289

Compre su inscripción y aproveche tarifas preferenciales

› HILDA CARRASCO hcarrasco@editec.cl / +56 2 27574286

› BRENDA VALENZUELA bvalenzuela@editec.cl / +56 2 27574289