En Elecgas 2018 se debatió sobre la institucionalidad y autonomía de los entes técnicos
Mujer y energía: Carolina Zelaya, secretaria ejecutiva (s) de la Comisión Nacional de Energía
Analizan opciones para incorporar limpieza de paneles solares sin usar agua
11 de Julio de 2018
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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.
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Reportaje Central Entrevista Central
Radiografía
del sector mini hidro
23 Informe Técnico
Tecnología de subestaciones GIS puede generar ahorros de hasta 40% en montaje
27 Informe Técnico
Coordinador Eléctrico Nacional define buenas prácticas para la operación de los sistemas de protecciones
31 Análisis
HVDC y la nueva interconexión SIC-SING
• 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.
Ricardo Irarrázabal, subsecretario de Energía: “El gran proyecto de ley de la gestión de la ministra Susana Jiménez será el de distribución”
35 Escenario Energético
38 Mujer y Energía
Carolina Zelaya, secretaria ejecutiva (s) de la Comisión Nacional de Energía.
40 Columna de Opinión
Diego Lizana, director ejecutivo de la Agencia Chilena de Eficiencia Energética (AChEE).
41 Energía
Analizan opciones para incorporar limpieza de paneles solares sin usar agua
45 Columna de Opinión
Marco Vaccarezza, gerente de Desarrollo de Negocios del Centro de Tecnologías para Energía Solar, Fraunhofer CSET.
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
Central Mini Hidro Lircay. Foto: Gentileza Hidromaule.
Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.
Foto: Gentileza Hidromaule.
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La importancia de la Ruta Energética en el actual y futuro desarrollo de la industria
LA AGENDA DE ENERGÍA, lanzada en 2014, marcó un antes y un después en el sector. Esta iniciativa orientó el rumbo de las políticas públicas para allanar el camino de la industria privada en materia de competitividad, con el ingreso de nuevos actores en el mercado local, lo que presionó a la baja los precios de la energía, además del nacimiento de la Política Energética 2050, que implica la planificación de largo plazo para el sector.
Sin embargo en el sector privado quedó la inquietud en torno a la implementación de la Ley de Transmisión, especialmente con el aterrizaje de los reglamentos y otras regulaciones vinculadas a la planificación de la expansión del sistema eléctrico, junto a otras normas sectoriales que impactan en la estructura de costos de las empresas.
particularmente a la hora de perfeccionar el accionar de las instituciones del sector energético.
Durante la etapa de socialización de la Ruta Energética, la visión de los diferentes gremios del sector se enfocó en la necesidad de agilizar el proceso para materializar proyectos (de generación y transmisión) contando con el apoyo del Estado en lo que se refiere a la licencia social y ambiental que estos deben tener para satisfacer las exigencias de las comunidades, a través de acuerdos voluntarios que sean vistos antes de ingresar al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental.
Durante la etapa de socialización de la Ruta Energética, la visión de los diferentes gremios del sector se enfocó en la necesidad de agilizar el proceso para materializar proyectos (de generación y transmisión) contando con el apoyo del Estado en lo que se refiere a la licencia social y ambiental que estos deben tener para satisfacer las exigencias de las comunidades.
El Gobierno recién asumido ha lanzado la Ruta Energética 2018-2022, la cual está concentrada en medidas de corto y mediano plazo para enfrentar lo que en el sector privado denominan como las “correcciones regulatorias” que se necesitan para terminar de despejar incertidumbres. Diez son los compromisos asumidos, más uno adicional relativo a la integración energética regional.
El sello modernizador es el eje de esta iniciativa, de acuerdo a lo planteado por las actuales autoridades,
Por ello, para lograr los objetivos de la nueva iniciativa pública es fundamental mantener el principio de flexibilidad en varios frentes, como lo es la tramitación de futuros proyectos, los reglamentos pendientes de la Ley de Transmisión, la elaboración de las normas técnicas que realiza la CNE y la SEC, además de los alcances que tienen los planes anuales de Expansión de la Transmisión que propone el Coordinador Eléctrico Nacional a la CNE.
El otro foco al que deberá estar atento el sector privado con la Ruta Energética es el avance de la reforma a la distribución eléctrica, debido a las estimaciones de crecimiento que supone el desarrollo de la generación distribuida y de la electromovilidad, temas que requieren de un adecuado tratamiento regulatorio.
SITUACIÓN ACTUAL Y PERSPECTIVAS
Radiografía del sector mini hidro
La industria registró su mayor ciclo de inversión en la historia nacional, pasando de 55 a 136 pequeñas y medianas centrales, por lo que su principal desafío es enfrentar ciertos aspectos regulatorios y comerciales para no perder su participación en el mercado y no afectar a futuras iniciativas.
Central Guayacán de Energía Coyanco ubicada en la Región Metropolitana
EL SECTOR MINI HIDRO llegó para quedarse en el sistema eléctrico, siendo uno de los actores más dinámicos en los últimos años dentro de la industria energética, como lo demuestra el incremento de la capacidad instalada en la matriz local, de 256 MW en 2014 a 597 MW en la actualidad, lo que ha significado una inversión total de US$1.800 millones, como lo señalan los datos entregados a Revista ELECTRICIDAD por parte de la Asociación de Pequeñas y Medianas Centrales Hidroeléctricas (Apemec).
Esta es la base sobre la cual el sector actualmente está operando, aunque se aprecian varios retos en el horizonte, especialmente vinculados a temas regulatorios y comerciales para mantener la competitividad de este tipo de generación eléctrica en el mercado nacional, según coinciden en señalar los especialistas y actores vinculados a esta industria.
Participación
La situación actual del sector es destacada por Rafael Loyola, director ejecutivo de Apemec: “En estos últimos años, Chile pasó de tener 55 centrales a 136 centrales minihidráulicas”, agregando que el 80% de las inversiones en el sector se ha quedado en la industria nacional”.
“Las cifras muestran que nunca en Chile se habían incorporado más proyectos hidroeléctricos que en los últimos años. Antes eran tres o cuatro empresas las que desarrollaban proyectos hidroeléctricos. Hoy Apemec reúne a 30 empresas que participan de la industria hidro, desconcentrando el mercado. Nuestro catastro de pre factibilidad es de 93 nuevos proyectos pequeños y medianos por 558 MW adicionales de energía continua al sistema”, sostiene Loyola.
Una iniciativa relevante para este impulso fue el plan de “100 nuevas mini hidro para Chile”, lanzado en 2014 por el ex ministro de Energía Máximo Pacheco con el objetivo de lograr ese número de centrales.
Al respecto Iván Cheuquelaf, jefe de la División de Infraestructura Energética del Ministerio de Energía, señala que, en el marco de dicho plan, “actualmente
hay en operación 58 nuevas centrales y 10 en construcción”, agregando que los proyectos operativos “aportaron 191 MW a la matriz energética y sumaron US$503 millones de inversión, mientras que las diez centrales en construcción equivalen a 64 MW de potencia con una inversión aproximada de US$187 millones”.
El análisis de la autoridad regulatoria respecto a la expansión de las centrales mini hidro en el sistema eléctrico es positivo. Carolina Zelaya, secretaria ejecutiva (s) de la Comisión Nacional de Energía (CNE), sostiene que los proyectos de generación con esta tecnología y tamaño permiten un mejor uso energético del territorio.
“Las centrales mini hidro son un ejemplo de ello, porque intervenciones menores del territorio permite contar con oferta de generación en algunos puntos esenciales de la red de distribución o en la red de transmisión. Desde ese punto de vista, la viabilización del desarrollo de estos tipos de proyectos tiene una evaluación positiva como incorporación de oferta eficiente al sistema, con impactos menores al medio ambiente”, afirma la autoridad.
Central Volcán de AES Gener.
Foto: Gentileza AES Gener.
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Un ejemplo de esta situación es graficada por David Chamorro, jefe de Conexión de Centrales del Grupo Saesa, quien menciona el caso del sistema de transmisión dedicado Puyehue-Rupanco, “formado por líneas de transmisión y subestaciones que permiten la evacuación al sistema eléctrico de la energía de 12 mini centrales hidráulicas, tanto operativas como proyectos en carpeta que se ubican en torno a los lagos Puyehue y Rupanco, con capacidad para evacuar 180 MW”.
Ajuste futuro
De acuerdo a los especialistas, en el futuro se registrará un ajuste a la baja en la construcción de centrales en el sector, el cual está asociado a los actuales precios de la energía, los que han disminuido desde las licitaciones de suministro eléctrico para clientes regulados de 2016 y 2017.
Iván Cheuquelaf advierte que “se debe tener en consideración que el desarrollo del sector mini hidro se ha desacelerado, en parte debido a la caída en los precios de la electricidad, los cuales impactaron en la factibilidad financiera de muchos proyectos en desarrollo”.
Esto es compartido por Carlos Bonifetti, socio de BMG Hidroconsultores, quien menciona la menor rentabilidad que tienen los proyectos del sector, “debido al precio de nudo, lo que ha provocado una ralentización de nuevas iniciativas y de las que están en construcción”.
“Los precios de nudo que habían antes, que eran del orden de US$150 y US$200 por MWh ya no se van a ver, por lo que las rentabilidades pasaron de seis a ocho años plazo, a 14 o 16 años plazo, y así no hay crédito que soporte estos tiempos”, afirma el especialista.
A su juicio esto, además, se genera por razones del mercado eléctrico, “porque las centrales solares fotovoltaicas y eólicas que han entrado han presionado a bajar los precios”.
Rosa Serrano, directora de Estudios de Empresas Eléctricas A.G., también coincide en este diagnóstico: “Un aspecto que actualmente genera cierto grado de incertidumbre es la baja en el costo marginal y el precio estabilizado al cual pueden optar este tipo de proyectos, lo que ha redundado en una disminución en la entrada de nuevas iniciativas, postergando la inversión a la espera de un aumento
Foto Juan CarlosRecabal
-RevistaELECTR I C I DA D
Foto: GentilezaMinisteriodeEnergí a
Central Guayacán en la Región Metropolitana.
Foto: Juan Carlos Recabal-Revista
ELECTRICIDAD.
Rafael Loyola, director ejecutivo de Apemec.
Iván Cheuquelaf, jefe de la División de Infraestructura Energética del Ministerio de Energía.
en el precio, este efecto se relaciona con la baja de los costos de la energía solar y la gran cantidad de centrales con esta tecnología en el norte”.
Regulación
La regulación en el sector es otro reto, razón por la cual Rafael Loyola asegura que Apemec busca plantear a la autoridad “una agenda de análisis de regulaciones que puedan estar significando distorsiones en el mercado a favor de energías de fuente variable, como la solar fotovoltaica y la eólica, lo que no sería una regulación económicamente sana, por lo que en esta línea, pensamos que cada tecnología de generación debe competir en igualdad de condiciones, incorporando sus propios costos en las ofertas. Esto también valdría para tecnologías contaminantes como las termoeléctricas”.
Al respecto, Carlos Finat, director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera A.G.) señala que “estamos interesados en que todas las tecnologías ERNC, entre ellas las mini hidro, se desarrollen, pero en un mercado competitivo los
precios se ajustan naturalmente a un óptimo que puede no ser cómodo para algunas tecnologías”, asegurando que “la fuerte expansión de las eólicas y solares no debería verse como una barrera para el desarrollo de los proyectos hidroeléctricos, solo por contar con una ventajosa competitividad en precios”.
A juicio de Rafael Loyola también es necesario “revisar algunas disposiciones en la Ley de Transmisión y sus reglamentos, ya que se requiere volver a tener en cuenta la neutralidad tecnológica a la hora de licitar energía, permitiendo una competencia no especulativa en el segmento de generación. Este principio se quiebra cuando la legislación da ventajas de unas tecnologías sobre las otras, haciendo que el cliente final, es decir, todos los consumidores, tengamos que subsidiar a las energías variables. Eso no es competir en igualdad de condiciones”.
“Este es un tema superado en la regulación moderna, cada vez el mundo avanza hacia un sistema en que los riesgos de desvíos en la generación los asuman aquellos agentes que causan tales desvíos. En este sentido, tampoco es sano que el estado pueda encargar, con cargo nuevamente a los consumidores, infraestructura con almacena-
Foto:GentilezaGrupoSaesa
Foto:GentilezaCNE
Carolina Zelaya, secretaria ejecutiva (s) de la Comisión Nacional de Energía (CNE).
David Chamorro, jefe de Conexión de Centrales del Grupo Saesa.
Central Providencia de Hidroprovidencia.
PROYECTOS MINI HIDRO QUE OPERAN EN EL SISTEMA ELÉCTRICO
Las centrales mini hidro de mayor capacidad instalada que operan en el sistema eléctrico tienen 20 MW, siendo esta última la potencia máxima que se considera para este tipo de proyectos en la Ley de ERNC. De acuerdo a lo informado por el Coordinador Eléctrico Nacional, Revista ELECTRICIDAD realizó una selección con algunos de los proyectos que se ubican en el rango entre 10 y 20 MW.
CHAPIQUIÑA
Propietario: Engie Energía Chile
Capacidad instalada: 10,8 MW
Ubicación:
Putre, Región de Arica y Parinacota
CHIBURGO
Propietario: Colbún
Capacidad instalada: 19,1 MW
Ubicación: Colbún, Región del Maule
FLORIDA II
Propietario: Eléctrica Puntilla
Capacidad instalada: 20 MW
Ubicación: La Florida, Región Metropolitana
GUAYACÁN
Propietario: Energía Coyanco
Capacidad instalada: 12 MW
Ubicación: San José de Maipo, Región Metropolitana
Propietario: Inversiones Corporativas Lican Ltda.
Capacidad Instalada: 18 MW
Ubicación: Río
LIRCAY
Propietario: Hidromaule
Capacidad instalada: 19 MW
Ubicación: San Clemente, Región del Maule
LOS MOLLES
Propietario: Enel Generación Chile
Capacidad instalada: 18 MW
Ubicación: Monte Patria, Región de Coquimbo
PROVIDENCIA
Propietario: Hidroprovidencia
Capacidad instalada: 14,2 MW
Ubicación: San Clemente, Región del Maule
SAUZALITO
Propietario: Enel Generación Chile
Capacidad instalada: 12 MW
Ubicación: Machalí, Región de O’Higgins
VOLCÁN
Propietario: AES
Capacidad instalada: 13 MW
Ubicación: San José de Maipo, Región
miento que sirve a las variables, y que hace mejorar ofertas que de otro modo resultan difícilmente imaginables”, sostiene el director ejecutivo de Apemec.
Sobre este punto Carlos Finat comenta que la “neutralidad tecnológica no se ha abandonado, salvo en lo que dice relación al carbón y a las nucleares, lo que nos parece muy razonable y estamos seguros de que ninguna de las tecnologías que compite actualmente en el mercado chileno son especulativas, por lo que no se debe confundir una buena gestión de riesgos con especulación”.
PMGD
Foto:GentilezaCarlosBonifetti .
En este Comité Consultivo participan los representantes del Grupo Saesa. David Chamorro señala que uno de los desafíos de este trabajo es “eliminar la especulación de proyectos que obstaculizan o bloquean los alimentadores y su capacidad, dejando fuera o en espera a proyectos reales y de rápida conexión como las mini hidroeléctricas”.
Otro punto relevante para la industria mini hidro es el reglamento de Pequeños y Medianos Generadores de Distribución (PMGD). Según Carlos Bonifetti, la actual normativa afecta especialmente a los productores de entre 5 MW y 20 MW, “ya que es muy compleja la gestión de aprobación de los estudios de impacto ambiental, lo que incide fuertemente en los costos”.
Según Rafael Loyola en este caso la prioridad es “analizar los casos de fraccionamiento de proyectos de cualquier tecnología, para acceder a precios estabilizados puesto que es importante proteger este sistema”.
En la CNE conocen la inquietud del sector en torno a este tema, por lo que Carolina Zelaya recuerda que la CNE, el Ministerio de Energía y la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) “se encuentran revisando el procedimiento de conexión al sistema de distribución, así como la realización de un diagnóstico respecto al mecanismo de estabilización de precios, establecido en la ley. Además, en el marco del Plan Normativo 2018, la CNE junto con el Comité Consultivo se encuentran trabajando en las modificaciones a la Norma Técnica de Conexión y Operación de PMGD (NTCO)”.
Foto:GentilezaAcera
“A inicios del año 2016 fuimos testigos de cómo los proyectos de generación fueron cambiando su régimen de remuneración desde el costo marginal al precio estabilizado. Como sabemos, existe incertidumbre respecto al modelo actual, lo que a nuestro juicio también ha frenado la inversión de esta tecnología”, explica el ejecutivo del holding eléctrico.
Tanto David Chamorro como Rosa Serrano concluyen en la necesidad de definir los límites técnicos para ampliar las redes de distribución a la realidad de los PMGDs. El primer ejecutivo afirma que la idea es que no existan perjuicios ni para las centrales ni para la empresa distribuidora. Un ejemplo de ello es la aplicación del Factor de Referenciación ya que, “producto de las variaciones hidrológicas o pluviales y que afectan la generación de las mini hidroeléctricas, se aprecian desfases entre lo que se calcula y lo que realmente se debe aplica”.
Conclusiones
• El sector mini hidro ha logrado aumentar su participación en el sistema eléctrico nacional, pasando de 256 MW en 2014 a 597 MW en la actualidad, con una inversión total que supera los US$1.800 millones.
• Dentro de los retos para la industria se prevé la baja de precios de energía, además de la competencia que tiene con las tecnologías solares y eólicas, junto a la reforma al Código de Aguas y algunos reglamentos de la Ley de Transmisión.
• En el sector están atentos al trabajo que se realiza con la CNE para ver el cambio a la Norma Técnica de Conexión y Operación de PMGD (NTCO).
Foto Juan CarlosRecabal
Carlos Bonifetti, socio de BMG Hidroconsultores.
Rosa Serrano, directora de Estudios de Empresas Eléctricas A.G.
Carlos Finat, director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera A.G.).
VERSIÓN XVII DEL ENCUENTRO ENERGÉTICO
En ElecGas 2018 se
debatió sobre
la institucionalidad y autonomía de los entes técnicos
LA AUTONOMÍA DE LOS ORGANISMOS técnicos del sector eléctrico, a partir del análisis de las experiencias del Coordinador Eléctrico Nacional, la Comisión Nacional de Energía (CNE) y la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC), fue uno de los puntos destacados de la XVII versión del Encuentro Energético ElecGas 2018, que fue inaugurado por el subsecretario de Energía, Ricardo Irarrázabal.
La institucionalidad del sector eléctrico fue el primer tema de discusión de la conferencia que organiza
25 expositores abordaron el futuro eléctrico de nuestro país resaltando la necesidad de perfeccionar las responsabilidades del Coordinador Eléctrico Nacional, además de plantear una autonomía respecto a los gobiernos de turno.
Panorama de la conferencia Elecgas 2018.
Hidrógeno, lo que viene en electromovilidad
Durante el módulo “La electromovilidad en Chile: Proyecciones, alcances y desafíos”, el gerente de Innovación de SQM, Emilio Bunel, afirmó que el futuro en electromovilidad viene de la mano del desarrollo del hidrógeno como combustible, debido a la densidad energética que tiene este elemento.
“Las celdas de combustibles de hidrógeno se conocen por muchos años y lo único que se debería hacer es cargar el hidrógeno en alguna estación. Pero en estos momentos no existe una red para entregar hidrógeno y promover la electromovilidad”, planteó el ejecutivo.
Technopress, una empresa del Grupo Editorial Editec, donde los representantes del sector privado plantearon una serie de propuestas para perfeccionar las funciones de estas instituciones, especialmente en el Coordinador Eléctrico Nacional, por lo que el presidente del Consejo Directivo del organismo, Germán Henríquez, afirmó que se publicará el ejercicio presupuestario cada tres meses.
En esta línea Alejandro Vergara, socio de Vergara y Cía. Abogados, señaló que la autonomía de esta institución “es limitada porque sigue estando sujeta en buena medida a las decisiones del poder central, a través de una técnica normativa de los reglamentos, con mandatos del legislador en la Ley General de Servicios Eléctricos que pueden ser dictados por el Presidente de la República”.
El abogado afirmó que el Coordinador Eléctrico “pierde independencia, porque está obligado a cumplir una serie de normas técnicas que no tienen el control de juridicidad de la Contraloría General de la República y que dependen de la decisión del Presidente de la República y de la CNE”.
Presupuesto
La autonomía de los organismos públicos del sector energético dio paso a la necesidad de perfeccionar las funciones del Coordinador Eléctrico Nacional en su quehacer presupuestario y en lo que se refiere al plan de expansión de la transmisión.
Foto:
“Una de las ventajas de este tipo de tecnología es que podría ser totalmente de energía renovable en el sentido de que se puede convertir hidrógeno desde la energía solar. Los primeros autos comerciales ya están en el mercado y tienen un rendimiento de 66 galones de combustible por litro”, agregó.
Por su parte, Karla Zapata, gerente de Enel X, señaló que “a 2038 la venta de vehículos eléctricos superará la de vehículos a combustión”, añadiendo que los desafíos apuntan a una planificación “adecuada y oportuna de la infraestructura eléctrica que incorpore el desarrollo de la electromovilidad, pues hay que gestionar la potencia”.
De acuerdo a Carlos Finat, director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera A.G.), “hay aspectos que faltan como la rendición de cuentas respecto a lo que se está haciendo y el Coordinador tiene un amplio espacio para desarrollarlo, como la ejecución presupuestaria al detalle y el avance de los proyectos, sobre todo con una planificación que no sea anual, sino que la idea es conocer el plan de mediano plazo en temas concretos”.
Al respecto, Germán Henríquez anunció que el Coordinador Eléctrico publicará, cada tres meses,
Expositores del primer módulo abordaron la institucionalidad del sector eléctrico y la autonomía de la CNE, SEC y Coordinador Eléctrico Nacional. Luis Ávila, superintendente de Electricidad y Combustibles; Carlos Finat, director ejecutivo de Acera A.G.; Hugh Rudnick, director de Systep y académico de la PUC; Daniel Gutiérrez, director de BGS Energy Law SpA; Alejandro Vergara, abogado de Vergara & Cía.; Germán Henríquez, presidente del Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico Nacional; Carlos Barría, director ejecutivo de GPM A.G.; Carolina Zelaya, secretaria ejecutiva (s) de la CNE, y Claudio Seebach, presidente ejecutivo de Generadores de Chile.
“el avance del gasto en lo que estamos haciendo, con indicadores para ver si estamos cumpliendo nuestras funciones adecuadamente. Necesitamos más transparencia en información para que haya más competencia y para que los coordinados tomen mejores decisiones, por lo que necesitamos la ayuda de todos los actores para asegurar que la información sea la correcta”.
Expansión de la transmisión
La expansión de la transmisión también fue otro punto relevante en ElecGas. Para Hugh Rudnick, director de Systep y académico de la Universidad Católica, es importante considerar que las “decisiones administrativas por parte de órganos del Estado impactan en una remuneración muy alta de la transmisión y en una expansión más costosa, por lo que uno se plantea en qué medida están los elementos suficientes para una controlabilidad de su relevancia y de su utilidad”.
Este punto también fue abordado por Carlos Barría, director ejecutivo de GPM A.G., quien indicó que en el plan de expansión se producen duplicidades entre el Coordinador Eléctrico y la CNE, además de que en el proceso “se obliga a las empresas a realizar inversiones que no son necesarias para ello, por lo que hay que hacer una revisión para evitar
La expansión debe ser eficiente en los costos, pues en nuestra opinión el que el sistema de transmisión presente limitaciones en un punto no es necesariamente una señal económica errónea”, indicó Carlos Aguirre, gerente de Operaciones de AES Gener.
costos innecesarios para los clientes y dirigismos por parte del Estado”.
Sin embargo Carolina Zelaya, secretaria ejecutiva (s) de la CNE discrepó de estas observaciones, señalando que “tanto la visión del Coordinador Eléctrico como de la CNE son absolutamente complementarias respecto del plan de expansión de la transmisión, porque está focalizado en la seguridad del sistema como una de sus funciones principales y la CNE verifica que la propuesta del Coordinador resguarde los excesivos costos para el usuario final. No veo una contradicción ni que se esté limitando las propuestas del Coordinador respecto a las definiciones finales de la CNE”.
El plan de expansión fue también abordado posteriormente por Juan Carlos Araneda, gerente de Planificación de Transmisión del Coordinador Eléc-
Fotos: Ignacio Eugenin-Revista ELECTRICIDAD.
Segundo módulo de la conferencia abordó el plan de expansión de la transmisión: Gabriel Olguín, socio director de Power Business; Iván Saavedra, jefe del Área Eléctrica de la CNE; Ricardo Eberle, director jurídico de Empresas Eléctricas A.G.; Juan Carlos Araneda, gerente de Planificación de Transmisión del Coordinador Eléctrico Nacional, y Carlos Aguirre, gerente de Operaciones de AES Gener.
El tercer módulo revisó la reforma a la distribución, la experiencia internacional y el aporte de la generación distribuida: Fernando Flatow, jefe de Regulación y Mercados del Departamento Eléctrico de la CNE; Rodrigo Moreno, académico de la Universidad de Chile; Rosa Serrano, directora de Estudios de Empresas Eléctricas A.G., y David Watts, académico de la PUC.
trico Nacional, quien precisó que para el proceso de este año se incorporó el criterio de “una cooptimización de la generación con la transmisión debido a que estamos verificando si la generación lejana, en particular de la zona norte, sumado a los costos de la transmisión, es más económica o no que tener generación cercana a los centros de consumo”.
Según el ejecutivo con esto es posible el desarrollo a futuro de un nuevo sistema de transmisión que va en paralelo al que actualmente existe desde la zona norte hacia la zona centro. “Estas etapas que realizamos mediante un desarrollo metodológico llevan a que finalmente las señales de localización se tomen en cuenta, permitiendo anticipar y realizar propuestas de expansión de la transmisión que van a facilitar el desarrollo de la generación, considerando la solución de menor costo”, añadió Araneda.
Carlos Aguirre, gerente de Operaciones de AES Gener también expuso sobre este tema, advirtiendo que “la expansión debe ser eficiente en los costos, pues en nuestra opinión el que el sistema de transmisión presente limitaciones en un punto no es necesariamente una señal económica errónea”.
“Muchos generadores instalan generación distribuida a lo largo del sistema y no se localizan en algún punto del sistema y eso tiene la virtud de que, si se desarrolla la generación distribuida, se reducen las necesidades para el libre sistema de transmisión, al contrario de lo que promueve considerar un escenario base en que toda la generación eficiente va a estar puesta en los extremos norte o sur”, afirmó el ejecutivo.
A juicio de Carlos Aguirre, otra fuente de eficiencia que permite aprovechar los sistemas de transmisión es la instalación de automatismos en la red, por lo que mencionó el caso de la central Guacolda donde con la instalación de estas tecnologías se aumentó “la capacidad de transmisión de 220 a 380 MW con la tecnología Edag en el sentido norte-sur, lo que podría ser aplicado en sistema de 1.500 MVA y así postergar inversiones altas en el futuro”.
Como conclusión el gerente de Operaciones de la empresa generadora aseguró que “la expansión de la transmisión con holguras fomenta la obligación óptima de proyectos de generación, lo que incrementa la necesidad de transmisión, perjudicando la expansión distribuida de generación a lo largo del país, por lo que es más conveniente que los proyectos que se fomenten estén más cerca de la demanda, lo que aumenta la seguridad de servicio al sistema”.
El cuarto y último módulo analizó las proyecciones, alcances y desafíos de la electromovilidad en Chile: Juan de Dios Ortúzar, académico de la PUC; Guillermo Jiménez, director del Centro de Energía de la Universidad de Chile; Karla Pacheco, gerente de Enel X, y Emilio Bunel, gerente de Innovación de SQM.
Desarrollo del segundo módulo de la conferencia.
Foto:
Foto: Ignacio
Eugenin-Revista ELECTRICIDAD.
XVII Encuentro Energético ElecGas 2018
Cerca de 220 asistentes estuvieron presentes en la versión XVII del Encuentro Energético Elecgas 2018, organizado por Technopress –una empresa del Grupo Editorial Editec−, que se realizó en el Hotel Santiago (ex Hyatt). En el evento participaron dirigentes de asociaciones gremiales de la industria, ejecutivos de empresas del sector, consultores y académicos.
Los asistentes tuvieron la oportunidad de escuchar y participar en los cuatro módulos y cuatro ponencias que se contemplaron en la conferencia.
Fotos: Ignacio Eugenin- Revista ELECTRICIDAD.
Roly Solís, director de Revista ELECTRICIDAD; Carlos Finat, director ejecutivo de Acera A.G.; Luis Ávila, superintendente de Electricidad y Combustibles; Daniela Maldonado, editora de Revista ELECTRICIDAD; Ricardo Irarrázabal, subsecretario de Energía; Daniel Salazar, director ejecutivo del Coordinador Eléctrico Nacional; Carolina Zelaya, directora ejecutiva (s) de la Comisión Nacional de Energía; Germán Henríquez, presidente del Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico Nacional; Hugh Rudnick, director de Systep y académico de la PUC, y Cristián Solís, gerente general del Grupo Editec.
Valeria González, abogada del Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico Nacional; José Antonio Valdés, presidente del directorio de Generadoras de Chile; Soledad Salas, gerente comercial de Orazul Energy; Ernesto Huber, gerente de Operaciones del Coordinador Eléctrico Nacional, y Gabriela Alcázar, ingeniera de Orazul Energy.
Juan Pablo Toledo, jefe del Área de Planificación de Distribución del Grupo Saesa; Pedro Sánchez, encargado de la Unidad de Control de Inversiones del Grupo Saesa, y Javier Peña, jefe del Área de Estudios del Grupo Saesa.
Hartung, gerente de Regulación de Enel Generación Chile; Javier Bustos, jefe de la División de Prospectiva y Política Energética del Ministerio de Energía, y Rodrigo Castillo, director ejecutivo de Empresas Eléctricas A.G.
Jorge Muñoz, subgerente de Regulación del Grupo Saesa; Francisco Sánchez, director de Regulación de CGE, y Rodrigo Miranda, gerente de Regulación del Grupo Saesa.
Paola
Fernando Abara, director fundador de Abara & Cía. Abogados; Peter Hatton, CEO de Inkia Energy, y Jaime Vela, gerente de Inversión de Imelsa.
Aldunate, Business Development Manager Renewable Energy ABB en Chile; anfitriona, y Javier Cañón, ABB Latam Sales.
Luis Silva, gerente comercial Dominion Global; José Ignacio Lois, gerente de Negocios de Besalco Energía; Héctor Castillo, sub gerente de generación de Besalco Energía.
Anfitriona; Gabriel Markus, gerente general de TEN; Mauricio Raby, gerente Regulación y Estudios de Engie; David Montero, gerente Operaciones y Mantenimiento de TEN y Roli Cuevas, de Engie.
Juan José Chávez, presidente del directorio de GPM A.G., y Daniel Soto, jefe del Departamento de Clientes de AES Gener.
Felipe Castellón, ingeniero de Planificación y Gestión de CAP; José Contardo, gerente de Negocios de Hidromaule, y Carlos García, coordinador de Operación y Regulación de Prime Energía.
Andrés Villavicencio, director de Operaciones de Unholster; Antonio Díaz, gerente general Unholster; Sebastián Acuña, director Tecnología, y Cristóbal Hunneus, director Data Sciences.
Gerardo Pantoja, analista Estrategia de Siemens; Philipp Bezler, gerente Estrategia, Marketing & CRM Siemens; anfitriona; Ángela Castillo, gerente Clientes Generación Siemens, y Eduardo Recordon, gerente Desarrollo de Negocios de Siemens.
Tomás Herrera, ingeniero eléctrico, encargado de Vinculación con las Empresas FCFM Universidad de Chile; Felipe Sánchez, ingeniero de Estudios de Colbún; José Miguel Vera, subgerente de Mercado Colbún; Mariana Novoa, estudiante Ingeniería Eléctrica y Coordinadora General del Proyecto Eolian FCFM, y Sebastián Santos, estudiante de Ingeniería Mecánica de la Universidad de Chile.
Santiago: Álvarez de Toledo 574, San Joaquín, Fonos (56) 22512 4010 (56) 22518 6402
Solución Integral en Transformadores de Poder:
1: Inspección en fábrica
2: Armado Transformadores In Situ
3: Pruebas eléctricas de puesta en Servicio
4: Análisis y medición de descargas parciales.
5: Planta de Tratamiento de Aceite Micafluid
6: Mantenimiento Transformadores y CTBC
Otras Líneas de Negocio:
- Protecciones y Control
- Mantenimiento de Subestaciones
- Proyectos y Construcción de Subestaciones
- Laboratorio de Líquidos Aislantes.
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RICARDO IRARRÁZABAL, SUBSECRETARIO DE ENERGÍA
El gran proyecto de ley de la gestión de la ministra Susana Jiménez será el de distribución”
El abogado reconoce que el Estado tradicionalmente ha sido reactivo en la incorporación en el área legislativa de las innovaciones y por lo tanto el gran reto está en gestionar leyes flexibles que incorporen los cambios que está viviendo el sector.
El subsecretario de Energía, Ricardo Irarrázabal, destaca el proceso de la Ruta Energética.
UNA FOTO JUNTO A SU SEÑORA y sus ocho hijos destaca en la oficina del subsecretario de Energía, Ricardo Irarrázabal. Y es que el abogado de la Pontificia Universidad Católica dedica una parte importante de su tiempo a viajar por Chile y a hacer trekking junto a su familia. El resto de las horas está enfocado en llevar adelante y cumplir con las metas asumidas en La Ruta Energética, proceso participativo que finalizó con compromisos que se deben materializar en el Gobierno del Presidente Sebastián Piñera.
¿Dónde va a estar puesto el foco de su gestión a corto, mediano y largo plazo?
La Ruta Energética fue un proceso participativo que convocó a más de 2.200 personas y que no solo logró complementar el programa de Gobierno sino que nos va a permitir ordenar la casa para que todo el Ministerio se enfoque en objetivos muy claros. El documento también incluye un acápite con todas las modificaciones legislativas y reglamentarias, por lo que el foco estará puesto en trabajar arduamente, junto a las respectivas comisiones de Minería y Energía de la Cámara de Diputados y del Senado, y en sacar adelante estas políticas públicas.
¿Cuáles son las principales diferencias entre la Ruta Energética y la Agenda de Energía presentada por el ex ministro Máximo Pacheco?
Este Gobierno tiene énfasis que son diferentes a los expresados por el Gobierno anterior. Apuntamos a muchos temas que quizás no eran relevantes en ese entonces. Pasamos de una lógica más bien dirigista a una revisión del rol del Estado frente a ciertas materias, por ejemplo hacemos diferencias frente al rol activo del Estado, al rol subsidiario y al rol social. Respecto a este último, uno de los énfasis estará puesto en ir generando un mapa de vulnerabilidad energética.
¿Cómo se plasmará este cambio de énfasis en las empresas y el mundo privado del sector energético nacional?
El foco estará puesto en la concreción de los proyectos. Para esto se activará el programa +Energía, que apunta a un acompañamiento desde el Ministerio con el fin de que los proyectos logren un nivel de licencia social y ambiental por parte de las comunidades cercanas. Este programa apunta a diferenciar tres momentos distintos: antes de que estos ingresen al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental, durante la evaluación y después de que obtengan la Resolución de Calificación Ambiental (RCA).
Creo que la lógica de un proyecto de ley de Eficiencia Energética debe estar en la generación de mecanismos flexibles que ayuden a los grandes consumidores a tomar las mejores decisiones y en ese sentido comulgo con las críticas. Por eso, queremos presentar una moción sustitutiva que incluya distintos mecanismos de eficiencia”.
Siguiendo esa línea argumentativa, ¿usted ve factible que se construya en el corto plazo una gran hidroeléctrica en nuestro país?
Hay temas que tienen que ver con precios y las realidades actuales. En este contexto no se debieran construir, como se hizo en el pasado, grandes centrales hidroeléctricas.
¿Qué pasará con los reglamentos que quedaron pendientes del Gobierno anterior, por ejemplo los relacionados a la Ley de Transmisión?
Respecto a los reglamentos de planificación y de valorización y remuneración de pagos, ya se inició el proceso participativo y pensamos tenerlo ingresado a Contraloría a finales del presente año. El reglamento de servicios complementarios, en tanto, se está analizando para ver si hay situaciones
“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
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Los cambios legales y reglamentarios
La Ruta Energética del Ministerio de Energía busca materializar diez compromisos para lo cual se definieron siete ejes de acción: Modernización energética; Energía con sello social; Desarrollo Energético; Energía baja en emisiones; Transporte eficiente; Eficiencia energética, y Educación y capacitación.
En este escenario se definió un cronograma para ingresar las principales modificaciones regulatorias del sector energético entre 2018 y 2020, en que se destaca el envío de las leyes de eficiencia energética y de reforma a la distribución eléctrica, mientras que en materia de modificaciones a reglamentos resaltan los relacionados con la Ley de Transmisión (planificación de la transmisión; valorización de la transmisión), junto al de transferencias de potencia de suficiencia y al de pequeños medios de generación y pequeños medios de generación (PMGD).
Modificaciones legales
que puedan ser comprendidas en un proyecto de ley misceláneo ya que existen algunos temas que no quedaron suficientemente claros en las leyes promulgadas en el Gobierno anterior (ver tabla).
¿Cuál es su opinión sobre los cambios propuestos a la ley de Generación Distribuida?
Fecha de ingreso al Congreso
Modificación a la Ley 20.571 de Generación Distribuida Primer semestre de 2018
Ley Miscelánea de perfeccionamiento del sector Segundo semestre de 2018
Modificación a la Ley Orgánica de la SEC
Ley de Eficiencia Energética
Ley de Sistemas Medianos y Aislados
Ley de Distribución Eléctrica
Ley de Regulación de los biocombustibles sólidos
Modificación a la Ley Orgánica de la CCHEN
Texto refundido de la Ley General de Servicios Eléctricos
Ley General de Hidrocarburos
Modificaciones a la Ley N°19.657 de concesiones de energía geotérmica
Modificaciones reglamentarias
Reglamentos de planificación de la transmisión; valorización de la transmisión; transferencias de potencia de suficiencia; pequeños medios de generación y pequeños medios de generación distribuidos, seguridad de instalaciones de producción (norma 5) y seguridad de instalaciones de consumo (norma 4).
Reglamentos de la Ley N°20.999 (chequeo de rentabilidad y tarificación; cambio de distribuidora de gas).
Actualización de decretos de especificaciones de calidad, tanto de los combustibles existentes como de nuevos combustibles que se están generando.
Segundo semestre de 2018
Segundo semestre de 2018
Primer semestre de 2019
Segundo semestre de 2019
Segundo semestre de 2019
Segundo semestre de 2019
Primer semestre de 2020
Segundo semestre de 2020
Segundo semestre de 2020
Fecha de ingreso al Congreso
Segundo semestre de 2018
Primer semestre de 2019
Primer semestre de 2020
Perfeccionamiento del sistema concesional eléctrico. Primer semestre de 2020
Actualización de requisitos de instaladores eléctricos y combustibles.
Actualización al DS N°132/1979, sobre especificación de combustibles.
Reglamento de protección radiológica; de protección física; para el transporte seguro de materiales radiactivos; de gestión de desechos; de autorización de instalaciones radiactivas, y de autorización de instalaciones nucleares.
Primer semestre de 2020
Primer semestre de 2020
Primer semestre de 2020
Ordenamiento global de la normativa del sector combustible. Segundo semestre de 2020
Reglamento de la Ley N°19.657 sobre concesiones de energía geotérmica.
Fuente: Ruta Energética-Ministerio de Energía
Primer semestre de 2021
El proyecto de ley está en segundo trámite en el Congreso. El Gobierno anterior hizo algunas indicaciones y muchos de los temas son compartidos actualmente, pero se va a ingresar una indicación respecto al proyecto de Net Billing que otorga una mayor flexibilidad y evalúa mecanismos de pago respecto a excedentes. Hay que tener presente que el espíritu de la ley es el autoconsumo y el eventual pago está limitado al sector residencial. Estos temas tienen que ser tratados en detalle en el proyecto de ley que modifica el segmento de la distribución, por lo que es una situación transitoria hasta que se discuta el que debiera ser el gran proyecto de ley de la gestión de la ministra Susana Jiménez.
Han existido algunas críticas al proyecto de Ley de Eficiencia Energética que fue ingresado tras una moción parlamentaria, ¿cuál es su visión al respecto?
Creo que la lógica de un proyecto de ley de Eficiencia Energética debe estar en la generación de mecanismos flexibles que ayuden a los grandes consumidores a tomar las mejores decisiones y en ese sentido comulgo con las críticas. Por eso, queremos presentar una moción sustitutiva que incluya distintos mecanismos de eficiencia.
¿Qué desafíos observa en un sector que actualmente está experimentando cambios importantes en la normativa?
Nuestro gran reto como Ministerio es cómo gestionar leyes, reglamentos, y normativa lo suficientemente flexibles que permitan rápidamente incorporar estas innovaciones que ya se empiezan a dar en el contexto internacional. En el Estado esto no siempre ha sido fácil, es más bien lento, reactivo y por eso es un tremendo desafío para el sector público.
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MODULARIDAD
Tecnología de subestaciones
GIS puede generar ahorros de hasta 40% en montaje
ENTRE 20% Y 40% ES LA ESTIMACIÓN de ahorro en tiempo y uso de horas-hombre para el montaje eléctrico que tiene la tecnología GIS (Gas Insulated Switchgear) a la hora de instalar subestaciones eléctricas, lo que también implica cumplir con una serie de exigencias de seguridad debido a que estos equipos usan gas aislante que, sin embargo, otorga una mayor confiabilidad al sistema eléctrico nacional en caso de fallas en estos recintos, según afirman a Revista ELECTRICIDAD los especialistas en esta materia.
Los actores que trabajan con esta tecnología coinciden en señalar que la subestación GIS es una instalación encapsulada en una envoltura de
Expertos destacan a Revista ELECTRICIDAD que esta instalación está aumentado su presencia en el sistema eléctrico, debido a los menores costos por armado y horas hombres durante el desarrollo de obras civiles, además de presentar un menor mantenimiento en el tiempo.
metal, que contiene gas eléctricamente aislante (Hexafluoruro de Azufre o SF6) y cuya principal característica es la modularidad.
Este tipo de instalaciones actualmente opera en puntos clave dentro del sistema eléctrico local,
Foto: Gentileza
Siemens Chile.
Proceso de montaje de subestación GIS.
como en las subestaciones Nueva Cardones, Nueva Maitencillo y Nueva Pan de Azúcar (del proyecto Cardones-Polpaico) y en las subestaciones Lo Aguirre, Neptuno, Nueva Valdivia (que son propiedad de Transelec).
Montaje
Alex Müller, jefe de Especialidad en Subestaciones y Equipos de Alta Tensión de Transelec, señala que el montaje de este tipo de instalaciones parte con el armado de todas sus piezas y equipos, como panel de control, barraje doble de seccionadores, interruptor de potencia, transformador de voltaje, mecanismo de operación, transformador de corriente, seccionador de puesta a tierra y cableado de salida.
“Luego se procede con el llenado de gas y finalmente se realizan pruebas eléctricas y mecánicas a los componentes, de modo de asegurar que la integración fue realizada correctamente”, sostiene el especialista.
Según Eduardo Sáez, gerente de Operación y Mantenimiento de Interchile, este tipo de instalaciones tiene una elevada capacidad de aislamiento entre las fases, manteniéndose inmersas en Hexafloruro de Azufre (SF6) presurizado, que posee mejores características de aislación que el aire. Por tanto, el montaje de los ductos que contienen el equipamiento presurizado debe realizarse bajo estrictos estándares de montaje para lograr el hermetismo necesario y evitar fugas del gas SF6”.
Con el uso de esta tecnología se reducen las distancias eléctricas de aislamiento, por lo que la superficie a utilizar para el montaje de los equipos es menor, explica Gustavo Valbuena, gerente de la Unidad de Negocio High Voltage Products de Siemens Chile: “El principio de operación de las subestaciones encapsuladas en gas SF6 es que el medio aislante pasa de ser aire atmosférico a convertirse en este tipo de gas, que tiene propiedades dieléctricas mayores, lo que permite reducir la distancia de aislamiento que se necesita entre un conductor y otro, así como las distancias de aislamiento entre elementos energizados y elementos no energizados, logrando separaciones de centímetros en vez de metros, que se requieren en las subestaciones convencionales”.
Esto es refrendado por Eduardo Sáez, quien afirma que las reducciones de espacio se reflejan en la disposición espacial de “barras, equipos de maniobra y equipos de medición, permitiendo a su vez una reducción del tamaño de una subestación entre un 30% y 60%”.
Al menor espacio se suman los ahorros en costos, indica Gustavo Valbuena. “Los ahorros de tiempo y de horas-hombre en el montaje son del orden de 40% y 50% en actividades como armados, conexiones e instalaciones (dependiendo de la configuración), además de menores costos por el
Montaje de equipamiento para subestación GIS. Foto:
tamaño de la obra civil, específicamente en el volumen de fundaciones que se requiere para la instalación y sus trabajos asociados”.
Para José Gómez, Senior Sales and Proposal manager de GE Grid Solutions Chile, el ahorro de costos se determina en función del espacio de emplazamiento, porque “si se va a realizar el montaje en un sitio pedregoso con condiciones particulares, la tecnología GIS puede producir ahorros de 20% en el valor del proyecto”.
“Al ser una tecnología compacta, este tipo de subestaciones en ciertas aplicaciones puede entregar soluciones más económicas, pues produce un ahorro en la inversión de obras civiles que tienen un considerable impacto en el desarrollo de los proyectos. Otro tema es el mantenimiento pues tienen una vida útil más larga que los equipos de subestaciones convencionales”, sostiene el ejecutivo.
Seguridad
En materia de seguridad los especialistas explican que la tecnología GIS requiere de mayor atención por su contenido de gas aislante, “por lo que se instalan bajo la supervisión de personal estrictamente calificado y certificado, el cual es el responsable de darle el manejo adecuado al gas SF6, garantizando que no haya escape a la atmósfera”, asevera Gustavo Valbuena.
En esta línea Eduardo Sáez asegura que el gas SF6 “no reviste riesgo de inflamación, ya que no es inflamable o explosivo”, añadiendo que este componente es “monitoreado por instrumentación dedicada permanentemente, la cual ante una fuga de gas, activa las alarmas y protecciones eléctricas de la GIS para tomar las medidas de control necesarias, pudiendo ser estas el rellenado del gas faltante con la GIS en servicio o teniendo eventualmente que desconectar la instalación si el problema es mayor”.
Esto es complementado por Gustavo Valbuena, quien señala que la operación del equipo tiene una serie de dispositivos de seguridad, “que producen tanto alarmas como disparos, monitoreando constantemente la presión y que permiten saber si en algún momento se están produciendo fugas de gas. Estos
GIS instalada en subestación
Lo Aguirre.
dispositivos están instalados en cada uno de los compartimentos de gas, generando una señal de alarma al control centralizado, en caso de fuga, para que se tomen las medidas correctivas”.
Además, de acuerdo a Alex Müller, “en términos constructivos se siguen las directrices de las normas internacionales, las cuales regulan la cantidad de fuga de gas que puede producirse en un año como porcentaje”.
El otro aspecto de seguridad mencionado por los especialistas es el mínimo mantenimiento de estas subestaciones: “Lo más importante de la tecnología GIS es que incrementa el nivel de confiabilidad porque requiere de un mantenimiento prácticamente nulo, ya que los equipos instalados pueden durar 25 años sin ningún tipo de mantención mayor, aumentando la disponibilidad del activo y, por ende, la confiabilidad del sistema”, afirma Gustavo Valbuena.
Los especialistas concluyen que estos dos aspectos son relevantes para la seguridad del sistema eléctrico, debido a que, indica Alex Müller, “los equipos eléctricos en una subestación GIS no están expuestos al medioambiente, lo cual es compartido por Gustavo Valbuena, toda vez que la subestación encapsulada “protege a los conductores y a las conexiones intrínsecamente, porque las aísla, por lo que no se presentan fallas por acercamiento de otros elementos”.
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Instalaciones de alta tensión de la interconexión SIC-SING.
GUÍA TÉCNICA
Coordinador Eléctrico Nacional define prácticas para la operación de sistemas de protecciones
LA DEFINICIÓN DE UNA BASE COMÚN de buenas prácticas y recomendaciones para el desarrollo de sistemas de protecciones y control en el sistema eléctrico nacional es el principal elemento que destacan los especialistas de la Guía Técnica de Aplicación para la Planificación y Diseño de estos equipos, que fuera desarrollada en 2017 junto a especialistas de distintas empresas coordinadas, y que fue publicada en su versión final en enero de este año por el Coordinador Eléctrico Nacional.
El documento, según los analistas consultados por Revista ELECTRICIDAD, muestra cómo las tecnologías de protecciones y control contribuyen al cumplimiento de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Suministro en el actual escenario de interconexión nacional que opera desde fines de 2017.
Estandarización
Luis Morán, decano de la Facultad de Ingeniería de la Universidad de Concepción, señala que la guía téc-
Especialistas del sector analizan el documento publicado por el organismo, destacando las funciones específicas que deben tener estos equipos en instalaciones de alta tensión para enfrentar eventuales fallas en el sistema eléctrico.
nica “es una buena herramienta para definir las exigencias mínimas que puede tener un sistema de protecciones en alta tensión, indicando cuáles son las protecciones mínimas necesarias que se deben incorporar para garantizar la seguridad en la operación y durante fallas en el sistema eléctrico nacional”.
A su juicio se pone el acento en los tiempos “para despejar las fallas que puedan ocurrir en el sistema de alta tensión, así como en la coordinación que debe existir entre las protecciones, de manera de garantizar que siempre sea la protección más
Foto: Gentileza Engie
Energía Chile.
próxima al punto de falla la primera en despejar, además de tomar en consideración la operación de los sistemas de protecciones para dar mayores garantías de estabilidad a los sistemas eléctricos”.
“La guía abarca todo el sistema de protecciones, principalmente de los relés, que son los dispositivos encargados de detectar las condiciones de falla de un sistema eléctrico y así tomar las acciones pertinentes, ya sea en dar una alarma o generar una señal al interruptor para desconectar la parte dañada del sistema”, agrega el académico.
Para Alfredo de la Quintana, gerente general de Conecta Ingeniería, uno de los puntos relevantes del trabajo hecho por el organismo coordinador es establecer “una base común de buenas prácticas y recomendaciones para el desarrollo de estos sistemas de protecciones y de control, lo que permite que dichos sistemas se desarrollen en forma homogénea con independencia del propietario de las instalaciones”.
“Actualmente se observa un gran desarrollo del estándar IEC 61850, mismo que aplica en un ámbito amplio de los sistemas de protecciones y de control. Asimismo, en los próximos años veremos también una introducción cada vez más frecuente
de las tecnologías de medida denominada merging units”, indica el ejecutivo.
Esto también es destacado por Patricio Mendoza, académico e investigador del Centro de Energía de la Universidad de Chile, pues sostiene que también se detallan prácticas, “desde las funciones de protección específicas que se recomiendan para cumplir con la norma, así como los estándares para compartir información técnica relacionada con eventos y fallas”.
“Existe suficiente estandarización actualmente (en términos de intercambio de información y protocolos de comunicación) que permiten al Coordinador sugerir cierta interoperabilidad entre coordinador y coordinados. La gran mayoría de los equipos disponibles hoy, en efecto, pueden cumplir con lo que la guía menciona”, afirma el académico.
La estandarización también es valorada por Patricio Robles, académico de la Escuela de Ingeniería Eléctrica de la Pontificia Universidad Católica de Valparaíso, quien indica que el documento considera “como referencia normas internacionales, entre otras, el estándar IEEE.C37.113 para funciones de protección de distancia en líneas de transmisión, normas ANSI 94 y 86 para relés auxiliares y maes-
Lo que plantea la guía
Según se informó en el sitio Web del Coordinador Eléctrico Nacional, la Guía Técnica para Planificación y Diseño de Sistemas de Protección y Control busca “aportar y complementar las exigencias vigentes de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NTSyCS) en la materia, abarcando todas las instalaciones de transmisión sobre 200 kV”.
En el documento se explicitan los requerimientos generales de desempeño esperados para los Sistemas de Protección y Control, “además de incluir esquemas o funciones de protección mínimas necesarias de acuerdo a las características de los diversos elementos del sistema eléctrico”.
tro, respectivamente, e IEEE C37.111 para formatos de registros oscilográficos de falla”.
En su opinión la compatibilidad entre sistemas de control y comunicaciones de las distintas empresas que participan en la operación de esta red redunda en la confiabilidad requerida para transmisión de datos y acciones de control coordinadas, por lo que resalta lo establecido en la norma IEC 61850, “que es un estándar que además de definir los protocolos de comunicaciones, especifica la arquitectura, configuración, modelo de datos, requisitos técnicos y mecanismos de pruebas de conformidad y calidad”.
Comunicaciones
Para Luis Morán otro punto a destacado en la guía técnica “es la capacidad de comunicación que deben tener los equipos que se usan en sistema de transmisión sobre los 220 kV, siendo una exigencia positiva”.
En esta línea Patricio Mendoza añade que el documento menciona la redundancia de las comunicaciones, “y como esta se puede implementar con una misma tecnología o tecnologías complementarias (por ejemplo, fibra óptica y micro-ondas), por lo que la adopción de estándares de comunicación es de suma importancia para asegurar interoperabilidad. Por ejemplo, muchos dispositivos de protección hoy cuentan con soporte para el protocolo IEC 61850, muy popular en la interoperabilidad de equipos de subestaciones”.
“Una tendencia mundial es que los dispositivos de protección interactúen con sistemas de monitoreo
Los requerimientos mínimos que se incorporan son los esquemas de respaldo para falla de interruptor; el registro oscilográfico de perturbaciones y fallas, y los sistemas de comunicación con fines de teleprotección.
“Con ello se busca estandarizar e incorporar las mejores prácticas en cuanto al registro y análisis de eventos y fallas en los sistemas eléctricos, y en el diseño de control y comunicaciones que dan soporte a los sistemas de protección, dada la importancia de estos últimos para resguardar la seguridad del sistema interconectado frente a fallas”.
y control, todo mediante las plataformas de comunicación, como por ejemplo el concepto de Wide Area Monitoring, Protection and Control (Wampac), el que ha sido tema de investigación relativamente reciente, donde justamente convergen el monitoreo, protección y control”, añade el académico.
Equipos de alta tensión en subestación Nueva Charrúa de Transelec.
Patricio Robles coincide con esta visión, señalando que los equipos de protección basados en tecnología digital que tengan adecuados canales de comunicación con los centros de control permiten procesar las variables del sistema eléctrico como tensiones en barras en magnitud y en fase, flujos de potencia, frecuencia, corrientes y tensiones de secuencia positiva, negativa y cero, asegurando confiabilidad y calidad en la transferencia de estos datos desde distintos puntos del sistema hasta los centros de control”.
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HVDC y la nueva interconexión SIC-SING
El proyecto, que se encuentra en el Panel de Expertos, tendría un plazo constructivo de 84 meses y considera la construcción de una línea de transmisión HVDC bipolar de, al menos ±600 kV, entre las nuevas estaciones convertidoras Lo Aguirre N°2 y Kimal N°2.
EL 27 DE FEBRERO DE ESTE AÑO, la Comisión Nacional de Energía (CNE) emitió la Resolución Exenta 163 que aprueba el Informe Técnico Final que contiene el Plan de Expansión Anual de la Transmisión correspondiente al año 2017. Se trata del primer proceso de planificación de expansión de la transmisión desarrollado en el marco regulatorio establecido por la Ley 20.936/2016, con un horizonte de 20 años y que utiliza la planificación energética de 30 años, desarrollada por el Ministerio de Energía para este propósito. La mirada de largo plazo se refleja en un plan de expansión robusto que incluye un enlace de transmisión HVDC de 1.500 km que permitirá el intercambio de energía solar del norte con hidráulica y eólica del sur disminuyendo el costo de operación del sistema.
El proyecto, que se encuentra en el Panel de Expertos, tendría un plazo constructivo de 84 meses y considera la construcción de una línea de transmisión HVDC bipolar de, al menos ±600 kV, entre las nuevas estaciones convertidoras Lo Aguirre N°2 y Kimal N°2 con una longitud aproximada de 1.480 km y una capacidad de transmisión de, al menos, 3.000 MW por polo.
Junto con la línea HVDC se considera la construcción de estaciones convertidoras HVAC/HVDC de
Por Gabriel Olguín, socio director de Power Business y director de Cigré Chile. Foto: Juan Carlos
1.500 MW por polo, junto a todo el equipamiento necesario para su funcionamiento. El proyecto considera además un eventual tercer terminal, lo que transformaría el enlace en una solución HVDC multiterminal.
Uno de los primeros proyectos de transmisión eléctrica que utilizó HVDC es el enlace submarino monopolar de retorno marino que unió Suecia continental y la isla de Gotland en el mar Báltico y que entró en operación en 1954. Desde entonces han transcurrido 64 años de desarrollo que han permitido a la tecnología HVDC quebrar sus propios records de distancia, potencia, control y flexibilidad.
La tecnología HVDC es una opción tecnológica de transmisión de energía eléctrica que utiliza corriente directa o continua por sus ventajas respecto de la corriente alterna en aplicaciones como interconexiones asincrónicas, transporte o intercambio de grandes bloques de potencia sobre grandes distancias y enlaces submarinos o soterrados.
Existen dos principios de conversión AC-DC que dan origen a dos tecnologías de HVDC, LCC y VSC. La tecnología HVDC LCC o de convertidor conmutado por línea, es la precursora y se basa en la conmutación de válvulas de tiristores provocada por la propia tensión alterna del sistema de potencia.
La tecnología HVDC VSC o de convertidor fuente de tensión, es más reciente y funciona en base a dispositivos semiconductores con capacidad contralada de cierre y apertura como son los IGBTs.
Las versiones comerciales de HVDC VSC tienen nombres registrados por sus desarrolladores y sus desempeños pueden ser significativamente diferentes.
Un enlace HVDC LCC está compuesto de estaciones convertidoras en sus extremos y líneas de transmisión en corriente continua. La estación convertidora del extremo transmisor de potencia eléctrica se denomina rectificadora y la del extremo, receptor inversora.
La estación convertidora es similar a una subestación de HVAC pero de mayores dimensiones. En ella se aloja todo el equipamiento de alta tensión AC y DC necesario para convertir y controlar la potencia eléctrica. Dentro de la estación convertidora se distinguen dos áreas principales, el patio HVAC y el patio HVDC, ambos separados por un edificio de válvulas, junto al cual se disponen los transformadores convertidores.
El patio HVAC es el área más grande y alberga el equipamiento AC necesario para controlar e intercambiar potencia eléctrica con el sistema AC. En esta área se encuentra el arreglo de interruptores y barras que permiten conectar las líneas HVAC, filtros AC, compensación de reactivos y transformadores convertidores.
El patio HVDC es de menor dimensión. No requiere de un arreglo de interruptores y barras convencionales porque la potencia eléctrica DC se controla directamente desde las válvulas de tiristores aprovechando todas las ventajas del control digital y la rapidez de respuesta de las válvulas de tiristores.
MRU4-2
SUPERVISIÓN DE TENSIÓN Y FRECUENCIA
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.
En esta zona además se encuentra el equipamiento para acondicionar la potencia eléctrica DC a la transmisión por la línea, tales como filtros DC y reactor de alisamiento. Otros componentes en esta zona son equipos para maniobras desenergizadas, buje de muro y línea de electrodo.
El edificio de válvulas alberga los arreglos de tiristores que producen la conversión AC-DC y DC-AC y todo el sistema de control de la estación. Los convertidores trifásicos de válvulas de tiristores son alimentados por los transformadores convertidores para obtener un arreglo convertidor de 12 pulsos.
El sistema de control actúa sobre el convertidor para definir el voltaje DC y con ello la potencia a transmitir por el enlace.
Existen varias topologías o configuraciones de transmisión siendo las más comunes la transmisión monopolar y bipolar. En ambos casos se puede usar un retorno metálico o por tierra o mar. Por otra parte existen sistemas de dos o más terminales, estos últimos conocidos como HVDC multiterminal.
En un sistema monopolar con retorno por tierra, la potencia eléctrica se transmite por un único polo conductor con potencial respecto de tierra. El retorno de la corriente se realiza utilizando la capacidad de conducción de la tierra o el mar inyectando la corriente en electrodos de tierra o mar. Ejemplos de este tipo de proyectos son el enlace multiterminal monopolar SACOI entre la Isla de Sardegna, Corsega e Italia y el Baltic Cable entre Suecia y Alemania.
Un sistema bipolar se compone fundamentalmente de dos sistemas monopolares de tensión opuesta que comparten el punto neutro de la convertidora. Esto permite cancelar la corriente de retorno cuando la trasmisión es balanceada por los polos.
En un sistema bipolar la corriente DC circula desde la rectificadora a la inversora por el polo positivo y retorna desde la inversora a la rectificadora por el polo negativo. Ambos polos transmiten potencia eléctrica. Estos sistemas suelen incluir electrodos de puesta a tierra para operación de emergencia, de modo que en caso de desequilibrio o pérdida de un polo, la corriente de desbalance retorne por tierra permitiendo la operación de emergencia del enlace. También es posible un sistema bipolar con retorno metálico, en cuyo caso se instala un tercer conductor entre las estaciones para el retorno de la corriente de desbalance. Proyectos recientes de este tipo incluyen el sistema HVDC Belo Monte en Brasil y el Bipolo III del sistema de Manitoba en Canadá.
La tecnología HVDC es una opción tecnológica de transmisión de energía eléctrica que utiliza corriente directa o continua por sus ventajas respecto de la corriente alterna en aplicaciones como interconexiones asincrónicas, transporte o intercambio de grandes bloques de potencia sobre grandes distancias y enlaces submarinos o soterrados.
El proyecto HVDC contenido en el plan de expansión 2017 está actualmente en el Panel de Expertos lo que hace incierta su concreción en los términos actuales. Sin embargo tanto el organismo regulador como el Coordinador Eléctrico Nacional han identificado la necesidad de una línea de transmisión de cerca de 1.500 km que posibilite el intercambio de recursos renovables disponibles en el Norte y Sur de Chile. Habrá que esperar la resolución del Panel de Expertos para ver si podremos reducir los costos de operación del sistema eléctrico gracias a las ventajas de la transmisión HVDC.
Vista aérea de la estación convertidora Kruseberg del enlace submarino Baltic Cable en Suecia.
Foto: Gentileza
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20 Y 21 de Junio de 2018 Hotel W, Santiago de Chile
No
PROGRAMA 2018
DÍA 1
Módulo 1:
Mercado eléctrico y sus desafíos regulatorios: Industria en constante cambio.
Módulo 2
Monitoreo de competencia en el Sistema Eléctrico: partiendo con el pie derecho.
Módulo 3
Venta energía: desafíos pendientes en un mercado dinámico.
DÍA 2
Módulo 1:
Reforma al Código de Aguas, un tema país.
Módulo 2
Evaluación de Impacto Ambiental en mini hidros, mejoras al SEIA.
Módulo 3
Ordenamiento Territorial mitos y realidades de la industria mini hidro.
Ruta energética contempla medidas de inserción de la mujer en el sector energético
En una ceremonia realizada en el Palacio de La Moneda y ante la presencia de los principales representantes del sector privado de la industria, el Presidente de la República, Sebastián Piñera y la ministra de Energía, Susana Jiménez, dieron a conocer los diez compromisos que tiene la Ruta Energética 2018-2022.
En su eje número dos se contempla la implementación de medidas de inserción de la mujer en el sector energético. El documento detalla que durante 2018 se realizará un estudio de diagnóstico con el objetivo de disponer de datos actualizados sobre las brechas existentes.
“A partir de la manifestación de interés de los gremios del sector energético de adherir a un trabajo colaborativo y si-
nérgico en esta temática, el Ministerio de Energía propone conformar una mesa de trabajo público-privada durante el primer semestre de 2018, en línea con los objetivos de desarrollo sostenible y el Programa de Gobierno 2018-2022 – Compromiso Mujer. En dicha mesa se levantarán líneas de trabajo para elaborar un plan de acción que será lanzado en marzo de 2019”, detalla La Ruta. Cabe recordar que en marzo de este año, varias instituciones –entre ellas Revista ELECTRICIDAD− realizaron un compromiso para trabajar en temáticas de género, lo que en el caso de esta publicación se ha concretado en la sección permanente Mujer y Energía, cuyo objetivo es visibilizar a las mujeres destacadas del sector.
AGN Chile se potencia con nuevos asociados y apunta a cuatro áreas de demanda de gas natural
La Asociación de Empresas de Gas Natural (AGN) inició una nueva etapa que tiene por objetivo impulsar la presencia del gas natural en el mercado local, la que contempla una mayor participación en la generación eléctrica, además de aumentar la oferta de este combustible en la industria, el transporte y el sector residencial.
Es así como el gremio amplió el número de empresas miembros que actualmente representan distintos eslabones de la industria, como importadores, terminales de regasificación, transportistas, comercializadores y distribuidores.
De este modo, AGN actualmente agrupa a diez empresas: Aprovisionadora Global de Energía
X Cena anual de la Ingeniería mostró modernización institucional del Colegio de Ingenieros
La modernización institucional fue el principal eje destacado en la X versión de la Cena de la Ingeniería que realizó el Colegio de Ingenieros de Chile, en su 60° aniversario, donde el presidente de la institución, Cristian Hermansen, resaltó el cambio de estatutos para permitir la participación de más asociados al gremio profesional. Según el dirigente, el Colegio de Ingenieros “en la parte administrativa se ha modernizado, pasando de las antiguas comunicaciones en papel y teléfono, a un nuevo edificio institucional acorde a una organización profesional, con funcionarios profesionales para poder responder a las nuevas generacio-
nes que operan páginas web, redes sociales, el colegio en el celular y con modelos de negocios asociados a estas nuevas tecnologías y formas de comunicación, además de transmisión de seminarios en regiones en los próximos meses”. “Hemos cambiado, no solamente en el aspecto administrativo, sino también nuestro estatuto para generar renovación de las autoridades de nuestro Colegio, limitando la reelección de consejeros nacionales, zonales y de especialidad a un solo período, para permitir la participación de más socios y extender la influencia de la ingeniería chilena”, agregó Hermansen.
(Agesa), Engie Gas Chile, Gasco Magallanes, Gasoducto GasAndes, Gas Sur, GasValpo, GNL Chile, GNL Quintero, Innergy y Metrogas.
Durante el lanzamiento oficial de esta nueva etapa, el presidente del directorio de AGN, Antonio Bacigalupo, destacó que el gas natural ha generado inversiones del orden de los US$12 mil millones, entre las cuales mencionó la construcción de seis gasoductos binacionales, centrales de generación eléctrica, instalaciones industriales y redes de distribución, dos terminales de regasificación de GNL, gasoductos virtuales y plantas satelitales de regasificación ubicadas en múltiples puntos del país, entre La Serena y Puerto Montt.
Ante más de 200 personas el ex ministro de Energía, Máximo Pacheco, presentó el libro “Revolución Energética en Chile”, donde se aborda el contexto nacional e internacional del sector en marzo de 2014 y el diseño estratégico que se planteó en respuesta a ese contexto, además de otros tópicos como el nuevo rol del Estado en el ámbito energético, el modelo participativo y políticas públicas con validación social y la mayor competencia e impulso a la inversión.
“Durante un año confeccionamos este texto con el propósito de dar cuenta del proceso que vivimos diseñando, desarrollando y ejecutando esta política pública que encabezó la presidenta Michelle Bachelet”, dijo Pacheco, agregan-
do que “el aprendizaje central es que la transformación de nuestra economía a partir de buenas prácticas públicas es posible”. El ex ministro señaló que la “revolución energética es una conquista de Chile, de todo el país, y que, como sociedad, debemos poner todo cuanto esté a nuestro alcance para proyectarla en el tiempo”.
El libro es un texto polifónico en el que participan 14 autores, entre quienes se encuentran, además de Máximo Pacheco (quien fue el editor), Nicola Borregaard, Javier Bustos, Annie Dufey, Paula Estévez, Daniel Gómez, Danilo Núñez, Rodrigo Palma, Andrés Romero, Hugh Rudnick, Gabriel Sepúlveda, Gonzalo Tapia, Marcelo Tokman y Javier Zulueta.
Foto: Gentileza Colegio de Ingenieros de Chile.
Ex ministro Máximo Pacheco lanzó libro sobre revolución energética en Chile
Foto: Gentileza Fenacopel.
Cooperativas Eléctricas invertirán US$57 millones por nueva norma técnica de distribución
El sector de las cooperativas eléctricas invertirá cerca de US$57 millones por las nuevas exigencias que plantea la Norma Técnica de Calidad de Servicio para Sistemas de Distribución, siendo uno de los desafíos que deberá enfrentar en el futuro, donde también está la reforma a la distribución que impulsará el Gobierno.
Este fue uno de los temas abordados en el II Seminario Anual del Sector Cooperativo Eléctrico, organizado por la Federación Nacional de Cooperativas Eléctricas (Fenacopel) en Osorno, donde además se planteó la necesidad de que la futura regulación considere la realidad del sector.
Cristián Espinosa, gerente general de Fenacopel, dijo que las inversiones que plantea la
HIGHLIGHTS
PARTICIPACIÓN DE ASISTENTES EN SU PEAK
HORAS DE SESIÓN RELATORES EMPRESAS
¡Nos vemos en!
nueva norma se estiman en US$57 millones, “lo que dará una rentabilidad en el sector del 4,2% a 2020, mientras que para el resto de la industria eléctrica será del orden del 6,5%, por lo que estamos lejos de la rentabilidad promedio de la industria”.
Según Arnoldo Toledo, presidente de Fenacopel, “la gran inversión que tenemos que hacer las siete cooperativas debe tener como contrapartida un estudio de la forma de tarificación y hemos solicitado que esto no se haga en base a una empresa modelo, sino que se realice empresa a empresa, porque tienen características distintas, pues el ánimo es cumplir con la nueva norma, pero para eso necesitamos tener las tarifas adecuadas para invertir y poder mejorar nuestros servicios”.
VI Foro Eléctrico del Sur analizará el impacto del yacimiento de gas de Vaca Muerta para la zona
La masiva incorporación de energía eólica, la mini hidro y la biomasa, junto al impacto en la zona sur del país que tiene el yacimiento de gas natural de Vaca Muerta en Argentina serán los principales temas que se abordarán en la VI versión del Foro Eléctrico del Sur, ForoSur 2018, que se realizará el 11 de julio en el Hotel Sonesta de Concepción. El evento es organizado por Technopress, una empresa del Grupo Editorial Editec, y busca revisar los principales temas de interés energético en la zona sur del país, considerando el aporte de la Región del Biobío en la generación eléctrica de la matriz nacional.
Debido a la consecución en 2017 de la interconexión de los dos más grandes sistemas eléctricos de Chile, este evento se presenta entonces como una oportunidad para debatir temáticas de orden general en los desafíos energéticos más importantes del país, pero sin perder el foco de que se trata de un evento para la zona del Biobío y sus alrededores.
Documento “Futuro de la Energía en Chile” identifica cinco megatendencias
La Descarbonización, Descontaminación, Descentralización, Generación Distribuida y la Digitalización son las cinco mega tendencias identificadas para el sector energético que marcarán el quehacer de la industria, de acuerdo al documento “Futuro de la Energía en Chile”.
La idea de este trabajo, elaborado por Escenarios Energéticos, es “generar un diálogo social” en torno a estos temas, además de revisar “cuál es el grado de incertidumbre, cuán importantes son los diferentes factores de cambio y tendencias, y cómo se interrelacionan”.
“El reto es para todos, actores públicos y privados. Cuando en el pasado el foco de atención ha estado en la generación de energía, mirando hacia el futuro, este énfasis se ampliará hacia el sector de la distribución”, se indica en el informe.
Cada mega tendencia identificada considera factores de cambio que se relacionan con políticas públicas. Es así como, por ejemplo, en Descarbonización y Descontaminación se menciona a los costos de las diferentes fuentes energéticas, planes de descontaminación, integración de precio de carbono y un marco regulatorio de emisiones.
Comité Solar de Corfo destacó avance del sector en primer diálogo SunRISE 2018
El director ejecutivo del Comité Solar de Corfo, Rodrigo Mancilla, destacó la posición de “privilegio” que tiene Chile para masificar la energía solar para desarrollar nuevas tecnologías e innovaciones en este tema, “que nos permitan no solamente poder dar solución a nuestros propios desafíos, sino que además ser una propuesta interesante para el resto del planeta”.
Mancilla encabezó el primer Diálogo SunRISE 2018 que organizó el Comité Solar, donde cuatro especialistas del sector analizaron el futuro de la energía solar en el país. El ejecutivo sostuvo que el potencial ERNC para instalar en el norte de Chile es de 2.000 GW, de los cuales 1.800 GW son solares, añadiendo que a marzo de este año se alcanzó un total de 2,4 GW de potencia instalada, y hay otros 310 MW que próximamente van a entrar en operación, por lo que cerca del 40% de las ERNC provienen de tecnología solar.
Otros expositores de la jornada fueron José Ignacio Escobar, presidente de la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera); Tania Correa, Project manager de la iniciativa Ayllu Solar; Emilio Bunel, gerente de Innovación de SQM y Anais Scapini, gerenta general de Central, empresa de energía solar fotovoltaica. El ejecutivo dijo que en el futuro se realizará otro diálogo latinoamericano, en que se muestren experiencias e innovaciones en materia de tecnologías de energía solar.
También se incluyen tendencias. En Descentralización y Energía Distribuida se hace referencia al desarrollo de pequeños generadores residenciales, micro-redes y smart grids, almacenamiento y energía distrital. AGENDA
CAROLINA ZELAYA RÍOS, SECRETARIA EJECUTIVA (S) DE LA COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA
No me gustan las cuotas de género, pero creo que son necesarias”
La abogada de la Universidad de Concepción, quien trabaja en la CNE desde hace 13 años, está convencida de que los cambios relacionados con la inclusión de la mujer en altos cargos no se dan solos y por lo tanto se deben establecer espacios de participación que superen un tema arraigado desde el punto de vista social y cultural.
Desde abril de 2018 Carolina Zelaya Ríos es la secretaria ejecutiva subrogante de la Comisión Nacional de Energía. La abogada de la Universidad de Concepción y Magíster en Derecho LLM (máster en leyes) de la Pontificia Universidad Católica de Chile cuenta con una vasta experiencia laboral y dominio en materias jurídicas del sector energía, desempeñándose desde hace 13 años en la Comisión Nacional de Energía (CNE). Especializada en las áreas de Derecho Administrativo y Regulación, Carolina cuenta con una trayectoria profesional de 25 años de experiencia en el sector público, 16 de ellos en gestión directiva.
“Yo vengo de una familia donde el matriarcado predominó. Mi abuela, una mujer muy progresista para su época, profesora normalista, que me enseñó a leer y escribir, me transmitió desde niña la importancia de ser independiente como mujer, para poder tener siempre libertad para elegir y decidir sobre mi vida”, detalla Carolina, quien participó recientemente en la XXII Reunión Anual de la Asociación Iberoamericana de Entidades Reguladoras de la Energía (Ariae), efectuada en Brasilia (Brasil), donde la autoridad realizó presentaciones sobre las licitaciones eléctricas en Chile y sobre benchmarking regulatorio y de desempeño de los mercados de gas.
¿A qué desafíos como mujer se ha enfrentado en su vida profesional?
He enfrentado muchos desafíos en mi vida, los que sin duda me han enriquecido como persona en los distintos ámbitos en que me he desarrollado. Debo reconocer que no me he sentido discriminada de forma alguna por el hecho de ser mujer. He tenido el privilegio de contar con una muy grata experiencia con mis compañeros de universidad, y en el ámbito laboral, muy por el contrario, mis colegas y jefaturas me han tratado siempre con mucho respeto. Un reto importante fue asumir la jefatura de la División de Administración y Finanzas del Ministerio de Educación en el año 2000, cuando ninguna mujer la había asumido con anterioridad y posteriormente tomar la decisión de cambiar absolutamente de giro, incorporándome a la Comisión Nacional de Energía.
Pilar Bravo, miembro del Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico Nacional, dijo en esta sección que a ella le ha tocado dar más pruebas de eficiencia por ser mujer ¿Comparte esa aseveración? Comparto lo dicho por Pilar. Vivimos en una sociedad llena de estereotipos, donde hasta hace unos años la mujer solo estaba a cargo de las labores del hogar, de ahí que con el ingreso de esta al mundo laboral hemos debido demostrar cualidades como la eficiencia, la meticulosidad en su quehacer, y confianza en nosotras mismas, lo que muchas veces se confunde con dureza o intensidad. Siento que las mujeres somos claras y más directas en decir las cosas que los hombres, no nos andamos con tantos rodeos, ya que estamos acostumbradas a ser más eficientes con nuestros tiempos. Esto porque, históricamente, en mi opinión, el tiempo de las mujeres es finito y el del hombre absolutamente infinito. Nuestros espacios siempre tienen tiempos acotados, tiempo para trabajar, tiempo para el hogar, los hijos, la familia, etc. Sin embargo, siento que esto ha ido cambiando con el tiempo y los hombres han ido tomando conciencia de que debemos compartir más ambos mundos, el laboral y el familiar. Me gusta ver a las nuevas generaciones donde el concepto de “compartir” por sobre el de “ayudar” en las tareas del hogar y en la educación de los niños se hace cada vez más habitual.
¿Está a favor o en contra de las cuotas de género para aumentar la incorporación de la mujer, especialmente en cargos altos?
Creo que los cambios no se dan solos y por ello debemos establecer espacios de participación de la mujer en el mundo laboral, ya que temas tan arraigados social y culturalmente como este, debemos tratarlos en forma integral. Ello, debe empezar por la educación tanto formal como informal y la entrega de valores en el seno de la familia. No me gustan las cuotas, pero creo que son necesarias hasta que la inclusión se convierta en algo habitual.
¿Cómo cree usted que se debe abordar la brecha de género en el sector y en la CNE en particular?
La Agenda de Energía y Género establecida por el Ministerio de Energía constituye una herramienta para abordar esta temática en el sector, en la que la Comisión Nacional de Energía cree y por tanto adhiere. Queremos y debemos trabajar con los distintos actores del sector y estamos en la mejor disposición para ello.
Participación femenina en el sector público
Las encuestas realizadas en el marco de la Agenda de Energía y Género lanzada en marzo por el Ministerio de Energía, muestran que en 2018 la mayor parte de los integrantes de las instituciones públicas vinculadas al sector energético son hombres:
A nivel país el 74% de los cargos de alta dirección está ocupado por hombres, mientras que el 26% por mujeres.
En cargos regionales las jefaturas la componen 84,4% hombres y 15,6% mujeres.
Los funcionarios públicos de las entidades relacionadas (excluyendo altos cargos) están compuestos en un 66% por hombres y en un 34% por mujeres.
Columna de Opinión
Por Diego Lizana, director ejecutivo de la Agencia Chilena de Eficiencia Energética (AChEE).
La mayoría de las empresas desconoce dónde están sus mayores consumos
POR
DEFINICIÓN, UN SISTEMA DE GESTIÓN DE ENERGÍA (SGE) es el conjunto de elementos de una organización que interactúan entre sí, con el objetivo de asegurar una mejora continua en el uso de la energía, a través de procedimientos y métodos establecidos.
En Chile 27 empresas cuentan con SGE certificados ISO 50001, las que, según información del Ministerio de Energía, han obtenido ahorros energéticos promedio de un 4,5% anual. Dichos ahorros acumulados alcanzan los 6.270 GWh, equivalentes a US$$87.000.000.
Claramente los SGE facilitan el ahorro energético, pues permiten conocer la cantidad de energía que consume cada proceso para, de manera informada, tomar mejores decisiones. Del total de proyectos identificados anteriormente, más del 24% corresponde a mejoras de control operacional, los cuales no requieren de mayor inversión.
producir más y a un mayor estándar. Los SGE también contribuyen a reducir el impacto ambiental de las organizaciones.
La Agencia de Eficiencia Energética cuenta con instrumentos de apoyo para que todos los actores energointensivos del país cuenten con SGE para mejorar la productividad, la competitividad y la sustentabilidad en el país.
No obstante sus beneficios, mencionábamos que solo 27 empresas en Chile mantienen su SGE certificado, otras tantas tienen un sistema de gestión a la medida de sus necesidades y nivel de desarrollo, lo cual es muy válido, y otras están implementando medidas de eficiencia energética de manera seria y comprometida. Pero en la mayoría de las empresas del país se desconoce dónde están sus mayores consumos de energía y esta se usa en procesos que no requieren toda la energía que gastan porque en definitiva, carecen de una planificación energética.
Las empresas que implementan SGE pueden ordenar su consumo de energía, y mejorar sus costos de operación de manera directa, pero además mejoran la seguridad operacional al estar más conscientes de la mantención del sistema. Cuando un equipo falla, generalmente tiende a aumentar su consumo energético, pero si el sistema productivo no se detiene o se detiene menos, se puede
Productividad, calidad de vida y competitividad son beneficios que están directamente relacionados con los SGE, pero los tomadores de decisión no los están observando con atención, ya que no basta con negociar buenos contratos o determinadas condiciones de suministro, sino que es preciso considerar a la energía como un activo que hay que gestionar. La Agencia de Eficiencia Energética cuenta con instrumentos de apoyo para que todos los actores energointensivos del país cuenten con SGE para mejorar la productividad, la competitividad y la sustentabilidad en el país e invitamos a las organizaciones a acercarse a nosotros para avanzar juntos en este desafío.
TECNOLOGÍAS ALTERNATIVAS
Analizan opciones para incorporar limpieza de paneles solares sin usar agua
EL USO DEL AGUA en las plantas fotovoltaicas en el país ha sido una preocupación habitual de los proyectos solares que se desarrollan en zonas desérticas con un bajo acceso al agua, especialmente a la hora del mantenimiento de los módulos que componen este tipo de centrales, por lo que el Comité Solar de Corfo está estudiando iniciativas para incorporar sistemas de limpieza que no utilicen el recurso hídrico.
La incorporación de estas tecnologías también es analizada por centros dedicados a la Investigación y Desarrollo (I+D), como Engie Laborelec Chile y
De acuerdo a los especialistas consultados por Revista ELECTRICIDAD los sistemas en seco tienen diversas aplicaciones para la mantención de los módulos y así evitar que pierdan potencia en la generación eléctrica.
Fraunhofer Chile Research, cuyos especialistas indican a Revista ELECTRICIDAD que existen alternativas para la limpieza sin agua, recurriendo a la robótica y a otras soluciones.
Sistema de limpieza en seco en planta solar.
Tecnología
Rodrigo Mancilla, director ejecutivo del Comité Solar de Corfo señala que los sistemas de limpieza de paneles que no usan agua se reconocen como “soluciones que pasan por el desarrollo de equipos robotizados que hacen limpieza programada, usando rodillos, pasando también por sistemas lineales, donde además pasan cepillos”.
El ejecutivo sostiene que también hay opciones más avanzadas utilizadas en otros países. “Se puede recurrir al uso de drones, que hacen la limpieza con sus aspas, mientras que existen otras técnicas que usan la química para poder quitar el polvo, que son nano polímeros que se le aplican al panel, para repeler este elemento de la superficie de los paneles fotovoltaicos”.
“Este es un tema emergente que ya tiene varias soluciones en el mercado nacional y en el Comité Solar estamos apoyando iniciativas de sistemas de limpieza sin agua para que las plantas puedan ocupar al máximo su energía”, asegura Mancilla.
Según Gonzalo Ramírez, especialista de Mercados Eléctricos de Fraunhofer Chile Research, “los sistemas de limpieza de paneles fotovoltaicos que no utilizan agua, actualmente en funcionamiento
comercial, operan con rodillos y con microfibras, pues la idea es que no disminuyan el rendimiento de los módulos al rayar la superficie, por lo que en Chile se está buscando cuál es la combinación perfecta y poco a poco se está empezando a migrar a tecnologías que limpian con un menor uso de agua y también de horas hombre. Esta combinación busca balancear el precio de la tecnología en cuestión y el beneficio de mayor disponibilidad del campo solar, todo esto considerando que la producción eléctrica se vende en el mercado mayorista”.
La limpieza seca hecha por robots muestra el potencial de ser la tecnología preferida en el futuro, para los sitios con una tasa de ensuciamiento alta, una vez que la tecnología esté madura y que la producción en masa haya bajado los precios.
“Existen otros conceptos con un grado menor de avance comercial como el uso de aire comprimido, campos electromagnéticos y recubrimientos hidrofóbicos (en base a nano tecnologías). Estos dos últimos buscan mitigar que el polvo se deposite sobre la superficie del campo solar y que se
INFORMACIÓN PRIVILEGIADA PARA DECISIONES CERTERAS EN SU NEGOCIO
requieran menos limpiezas al año”, sostiene el especialista.
“En conjunto con el equipo OCM (Energy Optimization, Control and Markets) de la Pontificia Universidad Católica de Chile, Fraunhofer CSET ha desarrollado un software de optimización de gestión de la limpieza de plantas solares fotovoltaicos que permite seleccionar las opciones (estándar u automatizada) y programación óptimas de limpieza para campos solares ya en operación. La misma herramienta permite también evaluar qué tecnologías de limpieza instalar en los parques solares futuros al verse enfrentados hoy con la decisión de elección tecnológica”, agrega Ramírez.
Perspectivas
La tecnología robótica asoma como una de las principales soluciones de limpieza sin usar agua, comenta Thore Mueller, ingeniero senior en instrumentación solar de Engie Laborelec Chile.
“Estos robots normalmente usan una escobilla rotadora que está dirigida a través del panel sin usar agua, desplazándose encima de los paneles con ruedas o a lo largo de sus bordes. En Chile estamos actualmente trabajando con Inti-Tech, una empresa chilena que ha desarrollado un diseño de un robot auto-sustentable, completamente autónomo, que permite un retro-fit, y que realiza la limpieza en seco, y que además puede adaptarse a varias geometrías de mesa”, afirma Mueller.
“La limpieza seca hecha por robots muestra el potencial de ser la tecnología preferida en el futuro, para los sitios con una tasa de ensuciamiento alta, una vez que la tecnología esté madura y que la producción en masa haya bajado los precios. Los primeros resultados indican que para unos tipos de ensuciamiento, la limpieza seca es capaz de reinstaurar 90% de la potencia perdida. Aunque la limpieza manual (con agua) puede ser más eficiente, el rendimiento total es todavía más bajo, porque no puede ser repetida cada
semana y depende de la eficacia de la mano de obra que nunca limpia de la misma manera, por lo que (en Engie Laborelec Chile) evaluamos el valor de energía perdida y proponemos soluciones adecuadas, por ejemplo robots de limpieza y ciclos de limpieza más apropiados”, añade el especialista.
Certificación
Otro punto importante para la limpieza en seco es la certificación internacional de las soluciones, como sostiene Carlos Beltrán, CEO de Biosun Consultores de España: “La idea de limpiar los paneles sin agua siempre ha estado ahí, pero faltaba la certificación por parte de los fabricantes de paneles, específicamente respecto a si estaban de acuerdo y respetaban la garantía de limpiar con estos equipos”.
El ejecutivo concluye ejemplificando el caso de India y China, donde se usan estos sistemas de lavado en seco: “Se están instalando tecnologías de limpieza sin agua, que son competitivos y fiables. Un equipo para limpiar 500 kW, podría costar US$4.000, a futuro podría costar la mitad o menos”.
“En China tienen estos equipos que en total limpian GW en las plantas solares sin dañar los paneles y el incremento de energía generada es de 7% a 12% superior”, sentencia Beltrán.
Prueba de robot para limpieza en seco.
Foto: Gentileza Engie Laborelec Chile.
Conozca
la Historia del
Litio
en Chile desde el año 1962 hasta la actualidad
Autor: Gustavo Lagos Cruz-Coke
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.
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SEGUNDA EDICIÓN: ¡Totalmente Actualizada!
Columna de Opinión
Por Marco Vaccarezza, gerente de Desarrollo de Negocios del Centro de Tecnologías para Energía Solar, Fraunhofer CSET.
Los desafíos tecnológicos de la industria solar
EL AVANCE QUE HA EXPERIMENTADO la energía solar en los últimos años es innegable. Desde unos pocos MW instalados a fines de 2013, hoy existen cerca de 2 GW y este proceso de crecimiento no se detendrá.
El surgimiento de una industria solar en Chile implica una serie de desafíos y oportunidades. Por un lado, las condiciones ambientales de las zonas desérticas hacen necesario el desarrollo de soluciones innovadoras para la operación y mantenimiento de plantas. Es fundamental contar con sistemas eficientes de limpieza de polvo, pues este degrada de manera importante la producción de las plantas fotovoltaicas en operación.
Se espera que en los próximos cinco años esta tecnología se consolide en Chile, pues tiene la gran ventaja de contar con almacenamiento térmico de muy bajo costo, ofreciendo energía despachable. Además, presenta una serie de oportunidades para el desarrollo de tecnologías, servicios, piezas y componentes a nivel local, pudiendo constituir el soporte para una industria que genere alto valor agregado y gran cantidad de empleos bien remunerados.
Tenemos enormes desafíos para aprovechar de manera eficiente el gran potencial solar del país. El trabajo conjunto entre investigadores, empresarios y autoridades, nos permitirá seguir avanzando en la consolidación de una industria solar en Chile.
En otro plano, para que la energía solar fotovoltaica se integre de manera eficiente al sistema eléctrico, se requiere incorporar tecnologías de almacenamiento, tales como baterías, almacenamiento hidráulico, generación de hidrógeno, entre otras. Cada una está destinada a resolver necesidades específicas, entre las que se cuentan el almacenamiento de corto y largo plazo, la estabilización de la red, el arbitraje de precios, y la integración con sistemas de transporte, entre otras.
Otro importante desafío es la incorporación de la tecnología de Concentración Solar de Potencia (CSP), la cual no ha tenido el mismo desarrollo explosivo que la fotovoltaica. Según diversos estudios, la CSP tiene un enorme potencial en el país, con un rendimiento al menos 30% superior al de las plantas que hoy operan en España.
Finalmente, el abastecimiento de agua mediante desalación impulsada por energía solar es una gran oportunidad. Dado que uno de los principales costos en la desalación por osmosis reversa es la electricidad, contar con energía solar fotovoltaica a LCOEs bajo US$30/MWh, permite condiciones favorables para la desalación y bombeo.
La generación de energía solar conectada con grandes polos de desalación de agua de mar, permitiría producir agua para consumo humano, riego y uso industrial. Este tipo de iniciativas se pueden impulsar en la zona centro y norte del país, por ejemplo, mediante el sistema de concesiones.
Sin lugar a dudas, tenemos enormes desafíos para aprovechar de manera eficiente el gran potencial solar del país. El trabajo conjunto entre investigadores, empresarios y autoridades, nos permitirá seguir avanzando en la consolidación de una industria solar en Chile.
ABB lanza la primera solución digital para energía de bajo voltaje
ABB lanzó el primer sistema de distribución de energía digital de bajo voltaje llave en mano, basado en la plataforma en la nube ABB Ability, la que reúne las tecnologías de energía inteligente de la empresa.
Giuseppe Scali, gerente de producto global del negocio de interruptores y envolventes de ABB, dijo que esta solución está integrada y conectada con algoritmos basados en la nube que proporcionan funciones basadas en datos, lo que “ayudará a los clientes a reducir los costos de energía y a aumentar el tiempo de retorno de la inversión”.
Según informó la compañía, la solución de distribución de energía de bajo voltaje incorpora sensores integrados en los interruptores automáticos, “comparables con los multímetros y analizadores de
red tradicionales, asegurando que se identifiquen todas las oportunidades de ahorro de energía.
“Las actualizaciones y alertas enviadas directamente a teléfonos inteligentes y PC ayudan a los usuarios a identificar peaks de demanda y menores costos de energía. Con la gestión de carga integrada en la solución, los ahorros típicos pueden ser de hasta un 20%”, informó ABB. El nivel de funcionalidad de la solución es escalable, ya que el sistema en línea de ABB “ofrece más de 50 funcionalidades de software que facilitan la optimización, y como las actualizaciones en el campo son posibles en cualquier momento sin hardware adicional, la solución digital puede evolucionar a medida que cambian los requisitos del cliente”.
GE Renewable Energy obtuvo su primer acuerdo eólico en Chile
GE Renewable Energy anunció su primer proyecto de energía eólica en Chile con Arroyo Energy Compañía de Energías Renovables Limitada, con lo que suministrará seis turbinas de 3,6 MW, con rotores de 137 metros y torres de 110 metros. Las máquinas se instalarán en los sitios de viento El Maitén y El Nogal en el sur del país, lo que representa un total de 21,8 MW.
“La turbina 3.6-137 de GE es capaz de proporcionar hasta un 28% más de producción de energía anual que la generación anterior de turbinas”, informó la empresa.
Julio Friedmann, CEO de GE en Chile, dijo que con esto “Chile demuestra el valor estratégico para la empresa y su visión a largo plazo, demostrándole a América Latina cómo debería ser el sector energético en el futuro”.
Por su lado, Vikas Anand, gerente general de GE para el negocio de Onshore Wind en Américas, indicó que la compañía “considera el sector energético de Chile como un motor para el desarrollo y nosotros estamos decididos a aprovechar nuestra tecnología eólica de vanguardia para impulsar el enorme potencial eólico del país”.
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.
Siemens Chile realizó versión 2018 del Totally Integrated Automation (TIA)
Con la presencia de más de 100 clientes, Siemens realizó una nueva versión del Totally Integrated Automation (TIA) Tour Santiago 2018, donde se presentaron los últimos adelantos tecnológicos en materia de digitalización para la automatización Industrial.
En el evento se mostraron las nuevas versiones del TIA Portal para dar acceso a la automatización, permitiendo desde la planeación digital e ingeniería integrada hasta la operación transparente del proceso.
Eduardo Gorchs, vicepresidente de Divisiones Industriales de Siemens Chile, destacó la relevancia del evento “para liberar todo el potencial de la automatización. Esto, en combinación con la digitalización y la posibilidad de crear productos en el mundo virtual antes de producirlos, conocido como gemelos digitales, da una ventaja competitiva única a las industrias que se atrevan a implementarlo en el corto plazo”.
El encuentro contó con la participación de clientes finales y Solution partners de la compañía en Chile, y la presencia de expositores internacionales que expusieron sobre temáticas como “Integración vertical en la Industria Digital” y “Seguridad Funcional aplicada a la industria de procesos”.
CGE abordó desafíos para enfrentar emergencias en suministro eléctrico
Reflexionar sobre los desafíos de la Región y el país en esta materia, fue el centro de la discusión en el seminario “Acción y Prevención ante Emergencias y Catástrofes”, organizado por CGE, donde el Country manager de la empresa, Luis Zarauza, destacó el análisis que se hizo para “cómo prepararnos, cómo aprender de experiencias pasadas y cómo tener los medios adecuados para entregar la mejor respuesta posible frente a estos eventos, cada uno desde el ámbito que le corresponde y promoviendo una colaboración público-privada”.
El gerente general del Negocio Eléctrico de CGE, Eduardo Apablaza, también presentó el plan invierno con el que la empresa se preparó para enfrentar
contingencias en estos meses. “Nuestro objetivo es adaptar las mejores prácticas internacionales y aprovechar la experiencia para que cuando existan interrupciones de suministro las superemos en forma rápida y segura, minimizando molestias para nuestros clientes y la comunidad”, dijo el ejecutivo.
Según informó la empresa, “el trabajo preparatorio para el invierno implicó el despeje de 7.800 kilómetros de líneas eléctricas entre Coquimbo y La Araucanía, la incorporación de más tecnología para acelerar la recuperación de suministros que sean afectados en contingencias, el refuerzo de las brigadas de atención de emergencias y un foco especial en los pacientes electrodependientes, todo enmarcado en una mejor coordinación con las autoridades y la comunidad”.
Durante el seminario se lanzó también la guía “Cómo ComunicaRT en casos de #Emergencias”, que es el primer manual práctico de uso de redes sociales en español, que aborda la temática para distintos tipos de públicos, con consejos y tips de acción para generar información y comunicarla a través de redes sociales, plataformas que se han vuelto clave para la contención y gestión de emergencias.
Acenor A.G.
HÉCTOR PALACIOS fue elegido como el nuevo presidente de la Asociación de Consumidores de Energía No Regulados A.G. (Acenor A.G.). El ejecutivo es superintendente de Suministro Eléctrico y Sistemas de Transmisión de Minera Los Pelambres y, además de ser el presidente de la asociación gremial, es uno de los directores delegados de clientes libres del Sistema Eléctrico Centro-Sur (SEN-SIC).
Camchal
ANNIKA SCHÜTTLER fue designada como jefa de Proyectos de Energía de la Cámara Chileno-Alemana de Comercio (Camchal). La ejecutiva se desempeñaba como jefa del Proyecto Smart Energy Concepts de la entidad. Estudió en la Universidad de Maastricht, la Universidad de Buenos Aires y en la Universidad de Northwestern de Estados Unidos.
Grupo Editorial Editec SpA
PABLO BRAVO asumó como coordinador editorial en Editec. El profesional es periodista de la Universidad Católica y MSc en Comunicaciones de la U. Autónoma de Barcelona. Con 25 años de experiencia, previamente se desempeñaba como consultor senior en Atrevia, la principal agencia de comunicaciones en España. En el pasado ya ha trabajado en Editec, siendo primero editor de la revista Minería Chilena y luego gerente Editorial.
Mainstream Renewable Power Chile
MANUEL TAGLE asumió como el nuevo gerente general de Mainstream Renewable Power Chile. El ejecutivo es ingeniero civil industrial y MBA de la Universidad del Desarrollo, con experiencia en el rubro energético y de las ERNC.
Ministerio de Energía
JOSÉ CARRASCO asumió el cargo de jefe de la División de Seguridad y Mercado Energético del Ministerio de Energía. Es ingeniero civil electricista de la Universidad de Chile y magíster en Ciencias de la Ingeniería en mención eléctrica de la misma Casa de Estudios. Trabajó en la Dirección de Peajes del anterior CDEC SIC y fue jefe de la Unidad de Mercados Eléctricos de la CNE.
Siemens Chile
LUIS MEERSOHN asumió como gerente de Energy Management de Siemens, división de la compañía enfocada en el suministro de productos, sistemas, soluciones y servicios digitales para el negocio de la transmisión y distribución de energía inteligente. El ejecutivo es ingeniero comercial de la Universidad Gabriela Mistral con un MBA de la Escuela de Economía y Leyes de la Universidad de Berlín.
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CGE.
Grupo Editorial Editec SpA
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• Gerente General: Cristián Solís A.
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• Subgerente de Marketing y Desarrollo de Nuevos Negocios: Alejandra Cortés L.
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