Blanca Palumbo, presidenta del Panel de Expertos: “Las empresas deberían autoimponerse cuotas de género”
21 Columna de Opinión
María Paz de la Cruz, directora Latinoamérica de I-REC
Columna de Opinión
Patricia Darez, directora de Acera
• 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.
26 Energía
Aceite mineral es el más usado para los transformadores de alta tensión
32 Informe Técnico
Baterías en Chile buscan dar un paso más en Servicios
Complementarios
37 Energía
El puzle energético de la minería
41 Escenario Energético
43 Informe Técnico
Gestión inteligente de datos es la tendencia en mantención de aerogeneradores
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
Diseño y Producción: Ediarte S.A.
Director de Arte: Alfredo Eloy
Diseño y Producción Gráfica: Andrés Núñez
Impresión: RR Donnelley
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La estrecha relación entre ERNC y los cambios a la distribución
EL DESARROLLO DE LAS ENERGÍAS Renovables No Convencionales (ERNC) en el país está estrechamente relacionado con los futuros cambios que se buscan realizar en el segmento de la distribución eléctrica, en un proceso de convergencia que ya está dando sus primeros pasos con el avance de la generación distribuida, la electromovilidad y los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD).
Estos temas son estratégicos dentro de la Ruta Energética 2018-2022, pues se pretende que la masificación de las ERNC abarque también la modernización de la distribución, incentivando la generación residencial. La meta está clara: cuadriplicar la generación distribuida de pequeña escala, para lo que se impulsa una modificación en esta materia en el Congreso, con la propuesta de pasar de 100 kW a 300 kW en el tamaño de estos proyectos.
dicen los especialistas, será clave no solamente que el mercado genere nuevos modelos de financiamiento, sino también remunerar adecuadamente lo inyectado, así como acortar tiempos para tramitación de registros y de cambio de instalaciones, y facilitar proyectos de agregación de demanda y compras más masivas.
Se observa que el mercado en Chile se ha ido adaptando a los pequeños proyectos a nivel distribuido. Prueba de ello es que actualmente existen más de 6 MW de capacidad instalada en proyectos de generación distribuida.
Se observa que el mercado en Chile se ha ido adaptando a los pequeños proyectos a nivel distribuido. Prueba de ello es que actualmente existen más de 6 MW de capacidad instalada en proyectos de generación distribuida, según los datos de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC), mientras que a nivel de PMGD hay más de 2.600 iniciativas conectadas a la red, demostrando que esto ya es una realidad que requiere profundizarse.
La iniciativa “Futuro de la Energía” de Escenarios Energéticos contempla que la generación distribuida, con proyectos de energía solar y PMGD, es una tendencia de cambio que llegará sí o sí a nuestro sistema eléctrico local.
Cabe recordar que los proyectos residenciales hoy aún están fuertemente apoyados por subsidios estatales ligados a la reconstrucción post desastres naturales, sin embargo, en el futuro se espera que esto sea reemplazado por una mayor actividad competitiva. Para que esto ocurra,
Es por tal motivo que la modernización que plantea esta administración, donde ahora se inserta el trabajo públicoprivado para reformar el segmento de la distribución, deberá marcar la cancha con nuevas regulaciones que entreguen certeza a los cambios tecnológicos que vive el sector energético en el mundo. El avance de la capacidad instalada en ERNC es una base para impulsar estos cambios a nivel de la pequeña escala, con lo que decididamente se logrará la meta de la modernización con sello ciudadano.
EN LA MATRIZ NACIONAL
Los próximos pasos de las ERNC
El desarrollo de las Energías Renovables No Convencionales prevé la incorporación de nuevas tecnologías, como la Concentración Solar de Potencia, la geotermia y los sistemas de almacenamiento, por lo que los expertos señalan que esto mejorará las condiciones de financiamiento para el avance de futuras iniciativas.
Parque Solar Quilapilún.
A UN 18% DE PARTICIPACIÓN en la matriz energética nacional llegaron las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) durante el año pasado, según indica el Anuario Estadístico 2017 de la Comisión Nacional de Energía (CNE), con lo cual estas tecnologías se acercan cada vez más a la meta de la Ley que establece llegar al 20% de inclusión en 2025, conocida también como Ley 20/25, lo que se podría alcanzar con una anticipación de seis a cinco años, de acuerdo a las estimaciones entregadas a Revista ELECTRICIDAD por la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera A.G.).
Foto:GentilezaAceraAG .
eólica suman 3.396 MW, mientras que en pruebas un total de 306 MW (biomasa, solar fotovoltaica, eólica y mini hidro) y en construcción se anota un total de 945 MW, según el Reporte ERNC de julio, elaborado por la CNE (ver tabla en página 7).
Ello es destacado por Carlos Finat, director ejecutivo de Acera A.G., quien recuerda que las estimaciones del gremio apuntan a que “anualmente podrán entrar entre 800 y 1.000 MW de ERNC por año en el mediano plazo”.
Otros especialistas señalan que este es el terreno sobre el cual se cimentará el porvenir de la generación eléctrica en los próximos años, donde tomará mayor fuerza la incorporación de nuevas tecnologías, como la Concentración Solar de Potencia (CSP) y los sistemas de almacenamiento para enfrentar la variabilidad de las fuentes solares y eólicas.
A ello se suman los retos del financiamiento de estos proyectos, donde los expertos advierten un escenario más exigente debido a la baja en el precio de la energía. Además, sostienen que la finalización de los proyectos eólicos y solares no deberían encontrar mayores dificultades para cumplir los compromisos adquiridos en las últimas dos licitaciones de suministro para clientes regulados.
Avances
Un dato que explica el avance de la participación de las ERNC en la matriz local es el número de proyectos ingresados en los últimos años. Según el Anuario Estadístico 2017 de la CNE, los proyectos ERNC en construcción han superado el 50% del total de la cartera de generación eléctrica entre 2015 y el año anterior.
IDAD
Esta proyección es compartida por Nicola Borregaard, gerenta general de BPD Chile, sobre la base de los datos que se consignan en el documento el Futuro de la Energía en Chile, elaborado por Escenarios Energéticos 2030: “Por un lado seguirá la clara tendencia hacia un aumento significativo de las ERNC en la matriz. De acuerdo a las proyecciones de la Planificación de Largo Plazo del Ministerio de Energía, se visualiza que el rango de integración de ERNC podría ser muy amplio, variando desde 26% hasta 48% a 2035 y entre 35% y 68% a 2046, dependiendo en buena parte de los costos proyectados de ERNC y de combustibles fósiles”.
Es así como, a junio de este año, la capacidad instalada de proyectos ERNC en operación llega a 4.376 MW, de los cuales la energía solar fotovoltaica y la
IDAD
A Juicio de Ramón Galaz, gerente general de Valgesta Energía, las tecnologías ERNC “seguirán desarrollándose y debiéramos esperar de aquí a los próximos diez años la incorporación de una gran cantidad de proyectos, principalmente eólicos y solares, a la oferta de la matriz energética y no veo que haya limitaciones desde el punto de vista de la cantidad de ERNC que pudiera entrar, sino que en la medida que se vayan requiriendo, esos proyectos se van a seguir haciendo”.
Esta mayor presencia ERNC también ha cambiado el mercado de contratos, explica Luis Enrique López, director ejecutivo de Plataforma Energía. “Las ERNC han demostrado ser la base para el desarrollo de los nuevos contratos de clientes regulados y, actualmente, las tecnología eólicas y fotovoltaicas son las que están marcando el costo de desarrollo de largo plazo y eso influye en el precio de cierre de los contratos”, precisa el ejecutivo.
Foto: ArchivoRevistaELECTRIC
Foto: ArchivoRevistaELECTRIC
Nicola Borregaard, gerenta general de EBP Chile.
Ramón Galaz, gerente general de Valgesta Energía.
Carlos Finat, director ejecutivo de Acera A.G.
Financiamiento
El financiamiento de los proyectos ERNC sigue siendo un tema esencial para el futuro. Ramón Galaz sostiene que actualmente el escenario es más complejo, pues “todas las instituciones financieras están revisando sus modelos de negocios y de evaluación de riesgos, trayendo como impacto que sean más exigentes, producto de las condiciones del mercado, donde el precio de la energía ha bajado bastante y eso se traduce en que el acceso al financiamiento se ha dificultado”.
“Esto se subsana con la firma de contratos de suministro eléctrico de largo plazo y eso es lo que hoy debieran estar buscando este tipo de proyectos, lo que no es tan fácil, porque depende de la tecnología que tenga la iniciativa, así como el tamaño y el sponsor que haya detrás”, afirma el especialista.
Según Carlos Finat, las empresas del sector y la banca “han ido convergiendo en determinados puntos intermedios y hoy financiar un proyecto sin un PPA (acuerdo de venta de energía) es
Izaje de aspas del proyecto eólico Sarco.
difícil, aunque no imposible, pero depende de quién sea el sponsor del proyecto y del banco. Con un PPA esto cambia totalmente y se tiene una oferta mucho mayor”.
Ante esta situación Luis Enrique López menciona que una alternativa para enfrentar este escenario es que los proyectos “se financien con contratos entre privados, pues el mercado
(Sigue en página 8)
Monitoreo de los proyectos ERNC ganadores de las licitaciones de suministro
El avance en la construcción de proyectos solares y eólicos que comprometieron su generación eléctrica en las últimas licitaciones de suministro para clientes regulados es un tema que sigue de cerca el sector.
Carlos Finat, director ejecutivo de Acera, afirma que “no tenemos duda en cuanto a la capacidad de cumplimiento de las empresas socias de la Asociación”.
Por su lado, Carolina Zelaya, secretaria ejecutiva (s) de la CNE, sostiene que hasta el momento “no se ha constatado la ejecución de ninguna multa o garantía asociada al avance de dichos proyectos”.
La autoridad recuerda que se realiza un monitoreo periódico del avance de los proyectos adjudicados en las últimas licitaciones de suministro eléctrico, aunque aclara que “son las empresas distribuidoras las que deben velar para que sus suministradores cumplan con todas las obligaciones que emanan del contrato firmado, y comunicar a la CNE en caso de incumplimiento del avance de los proyectos”.
Foto: Gentileza
Aela Energía.
Proyectos en operación y en construcción ganadores en las últimas licitaciones
Estas son algunas de las iniciativas desarrolladas y que se están construyendo por parte de empresas ERNC, las cuales han comprometido la inyección de energía, luego de adjudicarse parte de los bloques de suministro en las licitaciones para clientes regulados de 2016 y 2017.
1 ACCIONA ENERGÍA CHILE
Nombre Proyecto: El Romero Solar
Propietario: Acciona
Capacidad Instalada: 246 MW
Ubicación: Región de Atacama
Generación anual estimada: 500 GWh
Inversión: US$350 millones
Proveedores: JA Solar, Hareon, ABB, Krinner, STI, HEC
Fecha de entrada de operación: 2017
2 PARQUE EÓLICO AURORA
Proveedores: CJR, Senvion y ABB
Nombre: Parque eólico Aurora
Propietario: Aela Eólica Llanquihue SpA
Capacidad Instalada: 129 MW
Ubicación: Región de Los Lagos
Generación anual estimada: 350 GWh
Inversión: Información reservada
Fecha estimada de operaciones: Cuarto trimestre de 2018
3 CERRO DOMINADOR
Nombre: Complejo Solar Cerro Dominador
Propietario: Cerro Dominador, compañía local de EIG Gobal
Energy Partners
Capacidad Instalada: 210 MW (planta fotovoltaica 100 MW en operación comercial y planta termosolar 110 MW en construcción)
Ubicación: Región de Antofagasta
Generación anual estimada: 1.000 GWh
Inversión: US$1.300 millones
Proveedores: Consorcio formado por Acciona y Abengoa (construcción)
Fecha estimada de operaciones: La central fotovoltaica ya está en operación comercial; la planta termosolar inicia su conexión en el segundo semestre de 2019
4 CERRO PABELLÓN
Nombre Proyecto: Cerro Pabellón
Propietario: Geotérmica del Norte S.A. (Enel Green Power/ Enap)
Capacidad Instalada: 48 MW
Ubicación: Región de Antofagasta
Generación anual estimada: 340 GWh
Inversión: US$320 millones
Proveedores: Puma Ingeniería y Construcción (construcción y montaje)
Fecha de entrada de operación: 2017
5 PARQUE EÓLICO MALLECO
Nombre: Parque eólico Malleco
Propietario: wpd Malleco Spa
Capacidad Instalada: 273 MW
Ubicación: Región de La Araucanía
Generación anual estimada: 787 GWh
Inversión: US$500 millones
Proveedores: De momento no publicable
Fecha estimada de operaciones: 2021
6 SAN JUAN S.A.
Nombre: San Juan S.A.
Propietario: Latin America Power
Capacidad instalada: 193,2 MW
Ubicación: Región de Atacama
Generación anual estimada: 600 GWh
Inversión: US$400 millones
Proveedores: Elecnor (construcción) y Vestas (aerogeneradores)
Año de entrada en operación: 2017
7 PARQUE EÓLICO TCHAMMA
Nombre: Proyecto Eólico Tchamma
Propietario: Mainstream Renewable Power
Capacidad Instalada: 150 MW
Ubicación: Región de Antofagasta
Generación anual estimada: 476 GWh
Inversión: US$324 millones
Proveedores: Todavía no están definidos. Fecha estimada de operaciones: 2021
8 QUILAPILÚN
Nombre: Parque fotovoltaico Quilapilún
Propietario: Atlas Renewable Energy
(Chungungo S.A. es la sociedad propietaria directa de Quilapilún)
Capacidad instalada: 110 MW
Ubicación: Región Metropolitana
Generación anual: 239 GWh
Inversión: US$240 millones
Proveedores: PV modules: 50% Sunedison Chile Construction y 50% Chint; EPC: Sunedison Chile Construction; Tracker: Nextracker
PROYECTOS
Fuente: Estado de proyectos ERNC a mayo de 2018 fuente CNE.
La incorporación de ERNC por parte de las empresas tradicionales
Los cuatro principales generadores del sistema (AES Gener, Colbún, Engie Chile y Enel Generación Chile) han incorporado en su portafolio proyectos ERNC, ofreciendo este suministro a clientes libres del sistema eléctrico. Javier Dib, gerente general (s) de AES Gener, señala que cuentan “con un sistema de certificación que le permite ofrecer energía 100% renovable a los clientes que así lo quieran. El sistema certificador ya implementado es I-REC y nuestros clientes que lo han solicitado ya cuentan con un suministro sustentable garantizado”.
Los proyectos de este tipo que tiene la empresa son Andes Solar, de 21 MW, “que actualmente se encuentra en etapa final de desarrollo para completar los 220 MW totales”.
“En esta nueva fase la compañía tiene 1.657 MW entre energía eólica y solar en etapa de desarrollo. Nuestra estrategia se basa en flexibilizar al máximo la operación técnica de nuestras centrales actuales con el pronto uso de sistemas de almacenamiento, lo que permitirá una operación segura y con gran penetración de renovables”, afirma el ejecutivo.
Por su parte, Valter Moro, gerente general de Enel Generación y de Enel Green Power Chile, indica que “la generación inyectada de nuestras plantas ERNC en Chile durante 2017 fue de 1.042 GWh correspondiente al parque solar, 1.697 GWh correspondiente al parque eólico y 62 GWh correspondiente al parque geotérmico”.
se está desarrollando bastante con clientes libres que han aumentado en 15% y ahí hay una oportunidad para el financiamiento de proyectos ERNC”.
“Hay que superar detalles, como el poco tiempo de anticipación de las licitaciones para clientes libres, por lo que no están sirviendo para financiar estos proyectos. Lo otro es que los contratos se están firmando a un plazo de cuatro años y eso tampoco es bueno para financiarlos. Entonces, si pudiéramos generar licitaciones para clientes libres con dos a tres años de anticipación y que además sean de un plazo mayor a los ochos años, eso permitirá que se financien proyectos ERNC a través de contratos entre privados”, plantea el ejecutivo.
“En 2016 y 2017, el grupo logró resultados significativos en las licitaciones de suministro para distribuidoras, adjudicándose respectivamente el 48% y el 54%, en tres tecnologías distintas: solar, eólica y geotérmica, reafirmando su posición como líder de mercado en las ERNC. En efecto, Enel Green Power construirá más de 500 MW en dichas tecnologías, con nuevas centrales fotovoltaicas y eólicas, y la ampliación de la central geotérmica de Cerro Pabellón”, sostiene Moro.
Según Juan Eduardo Vásquez, gerente de la División Negocios y Gestión de Energía de Colbún, la empresa cuenta con la planta solar fotovoltaica Ovejería (9 MW) en la Región Metropolitana, “y en nuestra cartera de proyectos futuros están considerados el proyecto Sol de Tarapacá (150 MW) en la Región de Tarapacá, y el parque eólico Horizonte (607 MW), siendo nuestro objetivo contar con 1.000 MW en proyectos ejecutables (con permisos ambientales, listos para ejecutar) durante este año”. Engie Energía Chile, por su parte, también contempla un plan de desarrollo ERNC, como señaló a este medio su gerente general, Axel Levêque, el cual considera un total de 1.000 MW, “con iniciativas en distintas etapas de desarrollo y que se activarán en la medida que se vayan requiriendo. Para este año esperamos ingresar a evaluación ambiental algunos proyectos eólicos y solares en el norte del país”.
ArchivoRevistaELECTRICIDAD
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De todos modos, Carlos Finat afirma que se han realizado “importantes avances regulatorios, enfocados a facilitar la ‘bancabilidad’ de los proyectos ERNC”, lo que también es compartido por
ant i a go
Nicola Borregaard, quien señala que estos cambios han sido clave en la tendencia al aumento de uso de estas tecnologías, además de la “facilidad de acceso a la red de transmisión”.
En este último punto Finat asegura que es necesario terminar la totalidad de la interconexión SIC-SING para mejorar las condiciones de financiamiento de futuras iniciativas: “Mientras no se resuelva el tema de la línea Cardones-Polpaico se tendrá un efecto negativo para obtener financiamiento de futuros proyectos y por eso estamos preocupados por el tema, porque muchos proyectos ERNC están en esa zona, especialmente en Atacama y Coquimbo”.
Nuevas tecnologías
Ante la hegemonía de la tecnología solar fotovoltaica y eólica, los actores del sector plantean el punto de inflexión que significará el ingreso de la Concentración Solar de Potencia (CSP) y de los sistemas de almacenamiento a gran escala, lo que también sería un aliciente para el financiamiento de nuevas iniciativas.
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Luis Enrique López, director ejecutivo de Plataforma Energía.
Humberto Verdejo, director del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Santiago.
Carlos Finat destaca el potencial de CSP y de la geotermia en el mediano plazo, toda vez que “se trata de tecnologías que disponen de una importante flexibilidad y que complementan adecuadamente a la eólica y a la solar, así que desde el momento en que una planta esté construida y operando comercialmente, evidentemente eso dará una evaluación más positiva por parte de la comunidad financiera”.
Para Luis Enrique López cuando las tecnologías ERNC “incrementen su presencia, se van a necesitar otras soluciones para poder regular ese tipo de generación, ya sea a través de la CSP o las baterías de almacenamiento”.
El almacenamiento es la otra tecnología que, según los especialistas, permitirá pasar a una nueva etapa en el desarrollo ERNC. Humberto Verdejo, director del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Santiago, dice que la inclusión del almacenamiento aumentará la integración de estas fuentes energéticas, por lo que se deben “introducir modificaciones a la regulación a fin de poder responder a los cuestionamientos asociados a la intermitencia del recurso y los sistemas de almacenamiento deben ser incluidos en los planes de obra futuros”.
Al respecto, Carlos Finat indica que el mayor efecto en este tema “será el resultado de la discrepancia en el Panel de Expertos que podría reponer el tema de almacenamiento que había puesto la CNE en el informe de expansión preliminar de la transmisión. Eso sería un gran paso porque en definitiva sería un sistema que queda sujeto a una remuneración similar a la transmisión, por lo que tiene buenas condiciones para presentarse a un financiamiento”.
CristianOchoa-RevistaELECTRIC I
DAD
En la CNE se está abordando este punto, comenta Carolina Zelaya, secretaria ejecutiva (s) del organismo, precisando que junto al Ministerio de Energía se coordina el trabajo reglamentario relativo al proceso de planificación de la transmisión, donde uno de los puntos a tratar con la industria corresponde a la integración de sistemas de almacenamiento como soluciones de transmisión, a través de mesas de trabajo. Lo anterior, buscará llegar a los consensos conceptuales con vías al diseño regulatorio apropiado para la incorporación de estas nuevas tecnologías”.
Con todo, el futuro de este sector seguirá adelante –concluye Carlos Finat− quien también descarta la posibilidad de hacer un cambio legal para distinguir las ERNC de las ERV (Energías Renovables Variables), por cuanto los mecanismos de complementación de estas tecnologías “pueden ser tratados como parte de la normativa de servicios complementarios, extendiéndolos, por ejemplo, a los casos de rampas de subida y de bajada de generación”.
Conclusiones
• La capacidad instalada de las ERNC, sobre todo eólica y solar, superó los 4.100 MW, y en los próximos años Acera estima una incorporación de 800 a 1.000 MW por año.
• Si bien el financiamiento de estos proyectos se ha complejizado, en el sector se prevé continuar con la construcción de proyectos y el ingreso de nuevas tecnologías como la CSP y la geotermia.
• La Comisión Nacional de Energía sigue monitoreando que los proyectos ERNC comprometidos en las últimas licitaciones de suministro sigan adelante.
Fuente: CNE.
Mini Hidráulica de Pasada Biomasa
Total 18% de participación en la matriz
Eólica Solar fotovoltaico
Foto:
Carolina Zelaya, secretaria ejecutiva (s) de la CNE.
LA EMPRESA GARANTIZA, A TRAVÉS DE SU CENTRO DE CONTROL, AHORRO EN COSTOS DE OPERACIÓN, Y LA SUPERVISIÓN DIARIA DE TODO TIPO DE INSTALACIONES ELÉCTRICAS DE MANERA ÓPTIMA Y CON ALTO NIVEL DE SEGURIDAD Y CUMPLIMIENTO DE LAS EXIGENCIAS DEL COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL.
EnorChile espera finalizar 2018 con más 1.500 MW en operación de centrales eólicas y solares.
EnorChile se posiciona con su modelo pionero de operación remota de centrales de generación
Mientras se desarrollaba la entrada masiva de generadoras ERNC al país, la empresa
EnorChile fue pionera en crear un modelo de servicio para la coordinación y operación remota de centrales de generación, el cual se adaptó a las necesidades de las alternativas eólicas y fotovoltaicas integradas al sistema interconectado.
Así lo afirma Pablo Caerols, Gerente General de la compañía, quien agrega que el mencionado escenario motivó a su firma a ofrecer, en un breve plazo, un centro de control que cumpliera con todas las exigencias impuestas por la normativa.
EnorChile, cuya trayectoria supera los 17 años, es una empresa especializada en la coordinación, telecontrol, asset management y gestión comercial de activos de generación eléctrica.
VALOR AGREGADO
Caerols recuerda que tradicionalmente los centros de control eran requeridos para la operación de activos propios de generación y trasmisión, por lo que si una empresa pensaba instalar una central debía considerar un recinto de este tipo para la planta.
“Nosotros fuimos los primeros en ofrecer un servicio de centro de control especializado para centrales ERNC”, agrega.
¿Qué valor agregado tiene el centro de control de EnorChile?
Ocasionar importantes ahorros en costos de operación, y permitir la supervisión diaria de todo tipo de instalaciones eléctricas, de manera óptima y con alto nivel de seguridad y cumplimiento de las exigencias del Coordinador Eléctrico Nacional. Para lograr dicho objetivo, disponemos de un grupo de profesionales altamente especializados en red 24/7.
¿Cómo describe el costo-beneficio?
Hoy somos líder porque hemos sabido atender las necesidades de nuestros clientes caso a caso, otorgando no solo precios competitivos, sino además alta calidad de servicio. Cuando se tiene una responsabilidad como la de velar por el buen funcionamiento de los activos de nuestros clientes, el factor precio es marginal, siendo cuantiosamente más relevante la seguridad, experiencia y la calidad con la cual se realizan las actividades del centro de control.
¿Qué feedback han obtenido de sus clientes?
El feedback ha sido fundamental para ir generando más innovaciones en nuestros servicios. Esta actitud ha dado frutos. Hemos obtenido tres reconocimientos como aporte a las ERNC.
¿De qué manera aporta EnorChile al Coordinador Eléctrico Nacional?
Esencialmente disminuimos la carga comunicacional, pues no es lo mismo coordinar varias centrales de forma separada que hacerlo por medio de un único canal de comunicación hacia nuestro centro de control. También, aportamos homogeneidad y un mejor estándar en la coordinación.
CRECIMIENTO Y PROYECCIONES
¿Qué grafica la evolución que ha tenido EnorChile?
Nuestro crecimiento da cuenta de ello. Mientras en 2015 finalizamos con 560 MW en operación de centrales ERNC, a fines de 2017 alcanzamos los 1.140 MW.
¿Qué perspectivas tiene la empresa para 2018?
Finalizar con más 1.500 MW en operación de centrales eólicas y solares. Si bien nuestro desarrollo como centro de control ha estado estrechamente ligado a la coordinación y operación de centrales renovables de gran tamaño, como es el caso de la reciente licitación que nos adjudicamos para la operación de 320 MW -distribuidos en tres proyectos eólicos de AELA Energía (Negrete, Aurora y Sarco)-, en 2018 dimos un gran paso, al consolidar nuestra participación mediante la inclusión de nuevos clientes en los segmentos PMGD y Transmisión. Ya operamos dos proyectos de generación de 3 MW y dos instalaciones de transmisión.
Pablo Caerols
Conmemoración de 40 años de la CNE
La Comisión Nacional de Energía (CNE) realizó el acto de conmemoración de sus 40 años de existencia, donde se reunieron siete de los 11 ex secretarios ejecutivos que ha tenido el organismo regulador desde 1978: Bruno Philippi (1978-1984); Sebastián Bernstein (1984-1990); María Isabel González (1994-1999); Christian Nicolai (1999-2000); Rodrigo Iglesias (2006-2010); Juan Manuel Contreras (2010-2014), y Andrés Romero (2014-2018), quienes abordaron los principales hitos y desafíos del organismo regulador.
CNE.
Thomas Keller, gerente general de Colbún; Blanca Palumbo, presidenta del Panel de Expertos; María Isabel González, gerenta general de Energética; Pilar Bravo, integrante del Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico Nacional, y Germán Henríquez, presidente del Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico Nacional.
Patricia Miranda, integrante del Panel de Expertos; Fernando Fuentes, integrante del Panel de Expertos; Mónica Cortés, secretaria abogada Panel de Expertos.
Rodrigo Iglesias, ex secretario ejecutivo de la CNE; Christian Nicolai, ex secretario ejecutivo de la CNE.
Sebastián Herrera, seremi de Energía de la Región Metropolitana; Ricardo Irarrázabal, subsecretario de Energía; Susana Jiménez, ministra de Energía; Carolina Zelaya, secretaria ejecutiva (s) de la CNE; Luis Ávila, superintendente de Electricidad y Combustibles, y Patricio Aguilera, director ejecutivo de la Cchen.
Carlos Finat, director ejecutivo del Acera A.G.; Rodrigo Castillo, director ejecutivo de Empresas Eléctricas A.G.; Claudio Seebach, presidente ejecutivo de Generadoras de Chile; Carlos Cortés, director ejecutivo de la Asociación de Gas Natural (AGN), y Carlos Barría, director ejecutivo de GPM-A.G
Andrés Romero, ex secretario ejecutivo de la CNE; Sebastián Bernstein, ex secretario ejecutivo de la CNE; Carolina Zelaya, actual secretaria ejecutiva (s) de la CNE, y Bruno Philippi, ex secretario ejecutivo de la CNE.
Fotos: Gentileza
RICARDO EBERLE, DIRECTOR JURÍDICO DE EMPRESAS ELÉCTRICAS A.G.
Tarificación en distribución debe tener señales de precios simples y estables”
El
ejecutivo señala a Revista
ELECTRICIDAD
que en el nuevo esquema se deben incluir elementos que reflejen adecuadamente aquellas características del consumo (energía y potencia) que son realmente responsables de los costos de la red.
LA COCINA ES UNO DE LOS PASATIEMPOS favoritos de Ricardo Eberle, director jurídico de Empresas Eléctricas A.G. Tanto así que acaba de terminar un huerto urbano en su casa “para poder tener verduras frescas y de calidad”. A nivel profesional, el ejecutivo espera que se coseche la reforma al segmento de la distribución que el Ministerio de Energía trabaja con el sector privado.
En entrevista con Revista ELECTRICIDAD, Eberle señala que en el futuro la tarificación debería permitir establecer señales de precio más simples y estables.
¿Cuáles son los principios regulatorios que se podrían considerar para la reforma a la distribución?
La actual regulación de la distribución fue novedosa y exitosa en su momento, pero no necesariamente permite reflejar adecuadamente los costos de cada empresa, así como tampoco satisface aquellos requerimientos relacionados con la transición energética que impone nuevos y mayores desafíos. La revisión de dichas materias y el establecimiento de incentivos adecuados, que incrementen los niveles actuales de calidad de servicio, son temas que deberían ser considerados.
Ricardo Eberle, director jurídico de Empresas
Eléctricas A.G.
¿Qué elementos servirían para avanzar hacia un nuevo esquema tarifario?
La incorporación de nuevas tecnologías, la mayor penetración de generación distribuida, almacenamiento y electromovilidad, entre otros, hará que la distribución se enfrente a una realidad completamente distinta a la actual. Frente a este escenario la tarificación, además de permitir la recaudación adecuada de los ingresos necesarios para remunerar la distribución, debería establecer señales de precio que sean simples, estables y que permitan enfrentar este cambio de paradigma, junto con incluir elementos que reflejen adecuadamente aquellas características del consumo (energía y potencia) que son realmente responsables de los costos de la red, además de tener incentivos a la innovación y la calidad de servicio.
¿Qué se debe incorporar para avanzar hacia nuevos modelos de negocio en la distribución?
La incorporación de inteligencia a las redes propone cambios en la gestión de la energía, la comunicación y control de las redes, permitiendo un incremento en la seguridad, fiabilidad, resistencia, estabilidad del sistema y una mayor interacción entre los actores del sistema eléctrico. Las redes inteligentes permitirían avanzar hacia nuevos modelos de negocios, productos y/o servicios que podrían ser provistos por terceros, conectados a la red de distribución o por la misma distribuidora.
¿Cuál es la experiencia internacional en modelos de negocio del sector?
Actualmente varios países se han embarcado en un proceso de revisión y modificación de sus respectivas regulaciones, siendo una de las experiencias más renombradas la llevada a cabo en Inglaterra, a través del modelo regulatorio llamado RIIO, el cual introduce conceptos muy interesantes como incentivos por innovación y outputs. Sin embargo ese modelo aún se encuentra en proceso de implementación.
Generación distribuida
¿Qué resultados destacan en el gremio en materia de generación distribuida?
A fines de abril de este año se encontraban conec-
Intervención de Ricardo Eberle en el Foro Eléctrico del Sur.
tados 2.605 proyectos de generación residencial, con un total de 16 MW. Si bien la cantidad de proyectos conectados ha aumentado significativamente en el último tiempo, aún es necesario realizar adecuaciones a la normativa para agilizar el proceso de conexión. Respecto de los proyectos de Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD), su conexión tiene una serie de complejidades asociadas a la gran cantidad de proyectos que inicia el proceso, pero que no lo finalizan (tasa de conexión es del 2%), es por esto que las modificaciones que se están analizando relacionadas con la Norma Técnica de Conexión de PMGD (NTCO) son muy relevantes.
¿Qué evaluación hace de la regulación respecto a los avances que han mostrado las distribuidoras en materia de resiliencia en caso de emergencias por eventos naturales?
Los eventos naturales han sido cada vez más frecuentes y graves, amenazando en ocasiones, el funcionamiento adecuado de la infraestructura eléctrica. Si bien las empresas han ido mejorando sus respuestas para recuperar lo antes posible el servicio y tolerar mejor las perturbaciones, hay espacios de mejora en la normativa que permitirían contar con mayores recursos tendientes a la mejoría en la calidad de servicio.
Foto: José Luis Saavedra –Revista ELECTRICIDAD.
Representantes y Distribuidores
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Casa Matriz: Carretera General San Martín, paradero 16 12, Calle José Miguel Carrera #13, Loteo Industrial Los Libertadores, Colina - Santiago de Chile
Sucursal Norte: Los Almendros # 8964, Sector El Trocadero, Antofagasta - Chile
Teléfono: (+56) 55 2299384
Sucursal Sur: Lincoyán # 444, O cina 213, Concepción - Chile
Teléfonos: (+56) 41 2253631 (+56) 41 2255728
LEY MISCELÁNEA
CNE estima perfeccionar pago de peajes en transmisión zonal
LA COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA (CNE) investiga lo que ocurre con los peajes de la transmisión zonal, vigentes desde el nuevo marco regulatorio de 2016, donde en la Región del Biobío se registra un aumento en el pago por este concepto que realizan algunos clientes libres, según afirmó la secretaria ejecutiva (s) del organismo, Carolina Zelaya, durante el VI Foro Eléctrico del Sur realizado en Concepción.
El evento fue organizado por Technopress −una empresa del Grupo Editorial Editec− en el Hotel Sonesta, donde además de la situación actual y desafíos en la transmisión, también se abordaron las posibilidades y desafíos de la Región del Biobío en el marco de la Ruta Energética 2018-2022, que impulsa el Ministerio de Energía, además de la reforma que se prepara para el segmento de la distribución, especialmente en lo que concierne a generación distribuida, electromovilidad y Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD).
Transmisión
Según Carolina Zelaya, “efectivamente estamos analizando en particular lo que ha afectado a algunos clientes
Este fue uno de los temas que se plantearon en el VI Foro Eléctrico del Sur, realizado en Concepción, donde también se analizó la reforma a la distribución y los alcances de la Ruta Energética 2018-2022.
de la Región del Biobío en lo que se refiere a peajes de transmisión zonal y en este cambio de la remuneración de la transmisión se contempló que los clientes libres y regulados iban a pagar en forma más transparente un cargo, pero en materia de transmisión zonal estamos viendo que la fórmula hace que en algunas zonas se pague un peaje altísimo”.
Por este motivo la autoridad sostuvo que la CNE está contemplando “el perfeccionamiento en ese aspecto en lo que se refiere a la ley miscelánea, donde se van a identificar algunos perfeccionamientos puntuales a la Ley de Transmisión”.
El avance en infraestructura de transmisión también fue analizado en el último módulo de la conferencia,
La charla inaugural de la conferencia estuvo a cargo de Hugh Rudnick, director de Systep y académico de la PUC.
Foto: José Luis Saavedra –Revista ELECTRICIDAD.
donde Juan Carlos Araneda, gerente de Planificación de Transmisión del Coordinador Eléctrico Nacional, indicó que el actual plan de expansión de la transmisión, al considerar una planificación de largo plazo y velar por la mayor seguridad del sistema eléctrico, posibilitaría la inclusión de tecnologías “que pueden permitir un desarrollo flexible de la expansión del sistema, utilizando conductores de alta capacidad y la capacidad dinámica de línea”.
De acuerdo al ejecutivo, el otro aspecto tecnológico ligado a la flexibilidad operativa del sistema son los Servicios Complementarios, pues plantean una mayor competencia entre diversas tecnologías como baterías, bombeo hidráulico y plantas ERNC que pueden ofrecer este tipo de servicios, por lo que “se tienen que tratar de forma nueva”.
Iván Cabrera, gerente de Mercado de Colbún, señaló que los desafíos de la transmisión apuntan a la optimización que se debe realizar en la planificación respecto al pago que debe hacer la demanda por el transporte de energía, mientras que para la generación el reto se relaciona con la mayor seguridad del sistema y el aporte que tendrán los Servicios Complementarios para cubrir las rampas de fuentes variables, “que deben ser indiferentes para el consumidor final y ahí la generación debe tener los recursos suficientes y necesarios para poder mantener el equilibrio en la oferta”.
A su juicio, este escenario supone identificar debidamente los costos operacionales para que sean tratados “con una planificación de largo plazo adecuada, con costos reales directos, de manera que de forma natural
Primer módulo “Institucionalidad del sector eléctrico y Ruta Energética 2018-2022: Posibilidades y desafíos para la Región del Biobío”: Claudio Roa, académico de la Universidad de Concepción; Carola Venegas, gerente de Asuntos Corporativos y Comunidades del Consorcio Eólico; Carolina Zelaya, secretaria ejecutiva (s) de la CNE; Pilar Bravo, consejera del Coordinador Eléctrico Nacional; Darío Morales, director de Estudios de Acera A.G., y Daniel Gutiérrez, abogado de BGS Energy Law.
Segundo módulo “Plan Energético Regional: Alcances, desafíos y oportunidades”: Rodrigo López, CEO de Wolfson Solutions; Álvaro Boehmwald, académico y director de Ingeniería en Energía y Sustentabilidad de la Universidad San Sebastián de Concepción; Claudia Ulloa, investigadora del Centro de Ciencias Ambientales Eula-Chile de la Universidad de Concepción, y Claudio Roa, académico de la Facultad de Ingeniería de la Universidad de Concepción.
y competitiva van a aparecer mercados especiales que van a participar en estas prestaciones de servicios, con los cambios que van a hacer estas centrales de energía variable. Creemos que hay espacios para un desarrollo en todos los ámbitos en la transmisión y generación para participar en este tipo de desafío”.
Distribución
La situación actual y las perspectivas en el segmento de la distribución fue otro eje central que tuvo el Foro Eléctrico del Sur. Carola Venegas, gerente de Asuntos Corporativos y Comunidades del Consorcio Eólico,
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.
propuso revisar la restricción o señal económica de la “hora punta”, ejemplificando que esta medida podría servir para disminuir la emisión de gases de efecto invernadero.
“Con la posibilidad de seguir operando en hora punta, no utilizando los grupos electrógenos, la eliminación del material particulado es inmediata, y permite incluso que nuevos proyectos de energía renovable se materialicen, aumentando aún más el impacto positivo de la medida a través de la inversión, por el aumento de la demanda energética (estimada en un 15-20% en el caso del parque industrial de Biobío)”, explicó la ex seremi de Energía del Biobío.
Por su parte, la tarificación de la distribución fue abordada por Carolina Zelaya, quien planteó la necesidad de mejorar el proceso tarifario de la distribución eléctrica, pues señaló que actualmente se identifican “incentivos perversos” en este sistema.
“Es impresentable que sigamos con un segmento de la distribución como está hoy y no podemos permitir que en los próximos tres años podamos tener el mismo proceso tarifario que no logramos modernizar desde 2005”, acotó.
Agregó que el proceso tarifario de la distribución “tiene incentivos perversos y efectivamente nosotros estamos tratando de llegar a cálculos de conocimiento de inversiones lo más eficientemente posibles”.
módulo “Desarrollo de Infraestructura en Transmisión: Flexibilidad sistémica y almacenamiento de energía”: Eduardo Calderón, gerente de Desarrollo Sistemas Eléctricos de Transelec; Marcelo Matus, subdirector del Centro de Energía de la Facultad de Ciencias Físicas y Matemáticas de la Universidad de Chile; Ana Lía Rojas, gerente de Negocios del Grupo Imelsa; Iván Cabrera, gerente de Mercado de Colbún, y Juan Carlos Araneda, gerente de Planificación de Transmisión del Coordinador Eléctrico Nacional.
Generación distribuida
Hugh Rudnick, director de Systep y académico de la Universidad Católica, abordó los impactos y alcances en la zona centro sur a partir de la Ruta Energética 2018-2002, asegurando que es necesario profundizar el desarrollo de la generación distribuida.
El especialista dijo que la reforma a la distribución además debe contemplar un nuevo marco legal “que separe la remuneración de las redes, del mercado competitivo de servicios de distribución”.
Este tema también fue abordado en el tercer módulo de la conferencia, donde se trató la reforma a la distribución en generación distribuida, Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) y Net Billing, donde Carlos Barría, director ejecutivo de GPM A.G., planteó que se debe contemplar la dinámica del mercado, porque “hoy las empresas se tienen que adaptar, y la competencia se tiene que incorporar en muchas áreas de los servicios eléctricos, y es claro en eso la separación entre las redes e instalaciones de distribución y lo que es la oferta de los servicios eléctricos”.
“Hay una serie de servicios eléctricos que pueden ser definidos o enfocados en competencia, lo que permitiría que el servicio eléctrico de distribución se transforme en una fuente gigantesca para muchas empresas, no solamente para generadoras, sino que para muchas entidades que podrían llegar a comercializar estos servicios eléctricos de distribución”, concluyó el ejecutivo.
Tercer módulo “Futura reforma al segmento de Distribución: Generación distribuida, PMGD y Net Billing”: Javier Mozó, Managing partner de DG Energy Capital; Carlos Cabrera, socio director de Sphera Energy; Ricardo Eberle, director jurídico de Empresas Eléctricas A.G.; Ana Lía Rojas, gerente de Negocios del Grupo Imelsa; Anais Scapini, gerente general de Central, y Carlos Barría, director ejecutivo de GPM-A.G.
Cuarto
VI Foro Eléctrico del Sur 2018
Cerca de 120 personas asistieron al VI Foro Eléctrico del Sur 2018 realizado en el Hotel Sonesta de Concepción, donde participaron autoridades y ejecutivos de las empresas vinculadas a la energía en la Región del Biobío, además de consultores y académicos de la zona.
César Torrealba, gerente comercial de E-Energy; Luis Silva, gerente comercial de Dominion, y Juan Carlos Araneda, gerente de Planificación de Transmisión del Coordinador Eléctrico Nacional.
Ricardo Eberle, director Jurídico de Empresas Eléctricas A.G.; Anais Scapini, gerenta general de Central, y Carlos Barría, director ejecutivo de GPM-A.G.
Iván Cabrera, gerente de Mercado de Colbún; Eduardo Calderón, gerente de Desarrollo de Sistemas Eléctricos de Transelec, y Christian Weishaupt, ingeniero de Planificación de Transelec.
Jorge Gutiérrez y Martín Díaz, coordinadores del Centro de Administración de Energía de CMPC Celulosa.
Elías Salazar, encargado de la Unidad de Ingeniería del Grupo Saesa, y Gonzalo Medrano, director de Proyectos del Grupo Saesa.
Daniela Quiroz, periodista de la Gerencia de Generador Metropolitano; Illia Stifel, sales manager de Enercon Chile, y Carla Tapia, senior sales manager de Enercon Chile.
Daniel Gutiérrez, director de BGS Energy Law; Pilar Bravo, miembro del Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico Nacional; Carolina Zelaya, secretaria ejecutiva (s) de la Comisión Nacional de Energía, y Cristián Solís, gerente general de Editec.
Ana Lía Rojas, gerenta de Negocios del Grupo Imelsa y Jorge Goth, director de Comunicaciones y Asuntos Públicos de GPM-A.G.
Fotos: José Luis Saavedra –Revista ELECTRICIDAD.
Carola Venegas, gerenta de Asuntos Corporativos y Comunidades del Consorcio Eólico; Cristián Fuentes, periodista del Consorcio Eólico y Claudia Ulloa, académica de la Universidad de Concepción.
Hernán Cortéz, gerente de Negocios de Enersa; Daniela Urrutia, gerenta comercial de Enersa, y Carlos Matus, gerente de Estudios de SDI.
Álvaro Boehmwald, director de Ingeniería en Energía y Sustentabilidad Ambiental de la Universidad San Sebastián de Concepción, y Artemio Huenuqueo, CEO de Arte Electronic
Javier Mozó, Managing Partner de DG Energy Capital y Carlos Cabrera, socio director de Sphera Energy.
Víctor Suazo, anfitriona, y Augusto Wiegand, de Tusan.
Antonio del Río, de Pesco; Iván Lerdo de Tejada, de Pesco; Dick Creekmore, de Altec EE.UU., y Franco Modiger, de Pesco.
Álvaro Jara y anfitriona, de Engie.
Thomas Aldunate de la División Power Grids de ABB en Chile.
Columna de Opinión
Por María Paz de la Cruz, directora Latinoamérica de I-REC Standard.
Empoderando a los consumidores de electricidad
CUANDO
HABLAMOS DE MERCADO ELÉCTRICO en Chile generalmente pensamos en la generación y en los desafíos que esta tiene, olvidándonos muchas veces del lado del consumo. La ley de fomento a las energías renovables establece una obligación sobre los generadores y no sobre los consumidores, como sucede en países como Argentina y México.
Desviar la atención hacia el consumo de energía renovable nos demanda resaltar un principio fundamental: El tener un contrato de compraventa de energía con un generador renovable no asegura tener un suministro renovable. Por ejemplo, si existe un contrato con un parque eólico y este entra en mantenimiento, el usuario de electricidad será abastecido por el sistema eléctrico que contiene una mezcla de todos los tipos de energía generada en ese periodo, por lo que tener un contrato no es suficiente.
ciativa RE100 (Renewable 100) que reúne cerca de 130 empresas que han comprometido abastecerse 100% de energía renovable representando una demanda agregada de 160 TWh.
La forma de acreditar un suministro renovable es a través de la incorporación de sistemas de emisión y seguimiento de atributos que asocien un MWh generado con el consumido.
El I-REC Standard y la Bolsa Climática de Santiago (SCX) se han asociado para emitir IRECs (International Renewable Energy Certificates) en Chile. Con esto, los generadores de energía renovable podrán registrar directamente sus plantas con un actor local para luego comenzar a vender IRECs a sus clientes finales, a traders internacionales o a otros consumidores de electricidad. De esta forma, los tenedores de IRECs tendrán un instrumento creíble y validado internacionalmente para reportar cero emisiones de carbono provenientes de su suministro eléctrico, declarar que sus productos o servicios han sido producidos con energía renovable, o bien declarar que están apoyando la promoción de energía renovable.
La forma de acreditar un suministro renovable es a través de la incorporación de sistemas de emisión y seguimiento de atributos que asocien un MWh generado con el consumido. Estos sistemas cuentan con un único registro y un emisor de certificados de atributos de energía llamados RECs (Renewable Energy Certificates). Los RECs contienen toda la información ambiental del origen de la energía generada y han sido oficialmente aceptados por el Protocolo de Gases de Efecto Invernadero (GHG Protocol), por corporaciones adheridas al Carbon Disclosure Project (CDP) y por la ini-
La implementación de sistemas como el I-REC Standard contribuye a la creación de un mercado voluntario de consumo eléctrico donde los consumidores, empresas o ciudadanía en general, tienen la opción de elegir el tipo de electricidad con la que quieren ser abastecidos sin necesidad de realizar cambios en la reglamentación.
El empoderamiento de los consumidores de electricidad es un factor clave para asegurar una exitosa transición energética.
BLANCA PALUMBO OSSA, PRESIDENTA DEL PANEL DE EXPERTOS
” Las empresas deberían autoimponerse cuotas de género”
La abogada plantea que el mundo privado debería avanzar en este tema sin tener una ley que lo obligue y en este contexto los gremios tienen un rol fundamental.
La abogada de la Pontificia Universidad Católica de Chile, Blanca Palumbo Ossa, es la actual presidenta del Panel de Expertos, organismo autónomo cuya función es pronunciarse, mediante dictámenes de efecto vinculante, sobre aquellas discrepancias y conflictos que se susciten en el sector energético (gas y electricidad).
Blanca Palumbo se desempeñó previamente como gerenta de Asuntos Legales de AES Gener S.A., además de impartir clases de derecho económico, de regulación y de libre competencia en las Facultades de Derecho de la Universidad Andrés Bello y de la Universidad Mayor. La Fiscalía Nacional Económica, Vergara y Compañía y el Tribunal de la Defensa de la Libre Competencia también forman parte de su amplia trayectoria laboral.
¿Cuál ha sido su experiencia de trabajo como mujer en cargos de responsabilidad?
Mi experiencia de trabajo, en general, ha sido muy buena. No he sentido, en lo personal, limitaciones o discriminaciones por el hecho de ser mujer. Por otra parte, creo que en el ámbito de la abogacía las características femeninas son muy valiosas: las mujeres son acuciosas, tienden a facilitar la obtención de acuerdos entre partes y saben escudriñar en las razones que se ocultan tras los conflictos y problemas, de modo de encontrar vías de solución a los mismos.
¿Y usted considera que estas características le han aportado en su vida laboral?
Estoy segura que sí. En todo caso, cada cargo requiere características distintas o, dicho de otra manera, en cada cargo se requiere potenciar más unas facetas por sobre otras. Cuando los abogados defendemos a nuestros clientes solemos ser más duros o confrontacionales, cuando negociamos con terceros debemos buscar puntos de contacto con la contraparte. En el Panel de Expertos tenemos que aunar criterios y buscar consensos. Creo que las mujeres podemos desempeñarnos adecuadamente en cualquiera de esas áreas.
¿Cómo fue su experiencia como gerenta de Asuntos Legales de AES Gener?
Esa experiencia fue estupenda. El mundo de las empresas eléctricas era un mundo muy masculino, sin embargo nunca sentí un problema ejerciendo el cargo por el hecho de ser mujer. Por el contrario, siempre trabajé muy integradamente con los hombres y me sentí muy apoyada por mi jefatura.
En la inauguración de la mesa Mujer+Energía usted mencionó que ha observado la evolución que ha tenido la inclusión de la mujer en el sector ¿Cuál es su opinión al respecto?
Es evidente que el porcentaje de mujeres en cargos de responsabilidad es, todavía, menor que el de hombres y en el sector energético esta diferencia es aún más notoria. Por cierto, hoy es muy distinto de cómo era hace 25 años, pero de todas formas, la integración de la mujer en esta industria es un tema pendiente que las empresas deben abordar responsable y decididamente.
En este sentido, soy partidaria del establecimiento de cuotas de género o, más bien, de metas de género, de porcentajes mínimos de mujeres en diferentes áreas y cargos. Creo que las cuotas o metas tienen la virtud de promover una evolución en la integración femenina. No se trata –como algunos sostienen− de ventajas injustificadas a favor de las mujeres, sino de avanzar para que en la selección no existan distingos relacionados con el género. Si se consideran las cifras de participación de las mujeres en la educación superior es evidente que para casi cualquier cargo existe una mujer calificada para desempeñarlo. Las cuotas permiten avanzar en ese sentido y, por otro lado, permiten asegurar a las mujeres que el esfuerzo que hagan en el desempeño de sus trabajos no se va a ver coartado por la imposibilidad de ascender a puestos de mayor responsabilidad en la empresa.
¿Estas cuotas deberían imponerse a través de leyes?
No creo que sea necesario. El mundo privado lo puede hacer autónomamente sin que una ley lo imponga. Las empresas, las asociaciones gremiales deben saber percibir –y estoy convencida de que lo hacen− los movimiento sociales como este. Creo que los organismos empresariales y gremiales pueden ayudar a crear conciencia de la materia entre sus asociados y deben ayudarlos a avanzar en este sentido transmitiendo la convicción de que la incorporación de mujeres es desde todo punto de vista conveniente y justa.
¿Qué consejo daría a otras mujeres, de acuerdo a su experiencia, para llegar a cargos altos?
Es imprescindible el compromiso con las cosas que uno hace, la sensación de responsabilidad y deber, porque eso se percibe en quien contrata, que el empleador sepa que las mujeres no van a abandonar un proyecto porque tengan problemas domésticos. Hay que demostrar que somos responsables y que vamos a cumplir de la mejor forma que se pueda. Además, y muy importante, hay que quererlo y disfrutarlo.
De acuerdo a cifras entregadas por ONU Mujeres, a nivel mundial, la igualdad de género es un buen negocio:
Las mujeres representan menos del 5% de los CEOs.
La productividad por trabajador podría aumentar hasta un 40% si se eliminaran todas las formas de discriminación contra las mujeres trabajadoras y en cargos de dirección.
Al actual ritmo, la igualdad salarial entre mujeres y hombres no se alcanzará antes de 2086.
QUANTA SERVICES CHILE:
CALIDAD Y SEGURIDAD EN LA EJECUCIÓN DE PROYECTOS DE INFRAESTRUCTURA ELECTRICA
Procedimientos altamente innovadores, seguros y competitivos en la construcción y mantenimiento de infraestructura eléctrica es uno de los fundamentos con que Quanta Services ha obtenido una significativa cuota del mercado energético chileno, incluyendo proyectos para el desarrollo estratégico del Sistema Nacional Eléctrico, la minería y el segmento distribución.
Muestra de ello es que a inicios de julio el Coordinador Eléctrico Nacional informó la adjudicación a esta empresa de origen estadounidense de un conjunto de obras de Transmisión Zonal por aproximadamente US$12 millones para la ampliación de cinco subestaciones y el aumento de capacidad del tendido 2x66 kV Maule-Talca, todas de CGE.
Un logro que se suma a proyectos emblemáticos como la habilitación del Parque FV Solar Pelícano (100 MW), de SunPower, que abastece las operaciones de Metro de Santiago. Al concluir las obras electromecánicas de esta planta ERNC ubicada en Región de Coquimbo –que incluyó la instalación de 255.000 paneles fotovoltaicos– Quanta Services dio prueba de su capacidad de ejecución de grandes obras eléctricas así como también con el cumplimiento de exigentes niveles de seguridad con cero accidentes.
Héctor Méndez, country manager de la empresa en Chile, subraya: “Quanta Services ha ido demostrando con el tiempo, un alto nivel técnico tanto en sus profesionales como en las metodologías y pro-
CON TECNOLOGÍA EFICIENTE, CAPACITACIÓN EN LAS MEJORES PRÁCTICAS Y ESTRICTAS NORMAS DE SEGURIDAD, LA CONTRATISTA ESTADOUNIDENSE QUANTA SERVICES –ESPECIALISTA EN EJECUCIÓN DE PROYECTOS Y SERVICIOS PARA LA INDUSTRIA ELÉCTRICA Y TELECOMUNICACIONES–MUESTRA UN IMPORTANTE
CRECIMIENTO EN CHILE AL BRINDAR ESTÁNDARES QUE LA HAN CONVERTIDO EN LÍDER
INDISCUTIDO EN SU RUBRO.
cedimientos empleados, amparado a su vez, en la trayectoria y posicionamiento de liderazgo por décadas en Norte América como empresa de servicios utilitarios”. Al respecto el ejecutivo precisa que la firma ha obtenido sucesivamente el Primer Lugar en la Encuesta Anual de Engineering News Rankings (ENR), categoría “Specialty Contractors”.
Durante 2017 Quanta Services diversificó su portafolio de proyectos hacia el segmento de distribución, especialmente a través de la obtención de un contrato de Mantenimiento y Servicios de Emergencias con Enel Distribución, en la Región Metropolitana, orientado a cumplir con los niveles de calidad de servicio exigidos por la nueva normativa eléctrica.
Víctor Gálvez, gerente de operaciones de Quanta Services, destaca los nuevos equipos para atención de emergencias que son utilizados para este contrato: “Se trata de unidades más rápidas, seguras y eficientes,
lo que ha permitido mejorar los tiempos de respuesta en la recuperación de fallas”.
Gálvez enfatiza que una de las fortalezas principales y más diferenciadoras de la compañía es su experiencia en la ejecución de proyectos con líneas energizadas.
“Resulta clave para el negocio de nuestros clientes reducir al mínimo posible los períodos de desconexión, ya que la autoridad ha puesto un especial foco en mantener la continuidad del suministro. Por eso somos líderes en metodologías y sistemas que permiten renovar los componentes obsoletos o desgastados de líneas de alta o media tensión sin necesidad de interrumpir el servicio”, señala.
“No queremos ser un actor más en Chile. Quanta Services trabaja para transformarse en socio estratégico para las grandes obras de infraestructura energética. Con este objetivo robustecemos nuestra oferta con lo mejor de los recursos profesionales y técnicos locales, potenciada con un riguroso programa de capacitación local que es fortalecido además con un programa de entrenamiento en instalaciones propias de Quanta Services en Le Grange, Texas, conocida como Lazy Q. De esta manera, aseguramos servicios locales con los mismos estrictos estándares de seguridad y calidad que nos diferencian en Estados Unidos”, sentencia Méndez.
ESTE AÑO QUANTA SERVICES CHILE DIVERSIFICÓ SU PORTAFOLIO DE PROYECTOS HACIA EL SEGMENTO DE DISTRIBUCIÓN. UN CASO ES EL CONTRATO DE MANTENIMIENTO, OBRAS Y EMERGENCIAS CON ENEL DISTRIBUCIÓN, EN LA REGIÓN METROPOLITANA.
Columna de Opinión
Por Patricia Darez, country manager Southern Cone and Andean Countries de DNV GL Energy y directora de Acera.
Cómo se vive la transición energética
EN LOS ÚLTIMOS AÑOS hemos podido ser testigos de una transición energética monumental, que sigue avanzando vertiginosamente. A nivel global, en energía eólica hemos pasado de tener 93 GW en 2007 a 467 GW en 2016 (en nueve años cinco veces más). En solar hemos pasado de 9 GW en 2007 a 296 GW en el 2016 (32 veces más).
En Chile, las ERNC cubren aproximadamente entre el 15 y 20% de la generación. Hace tan solo diez años, eran algo futurista.
Si nos basamos en el estudio de transición energética de DNV GL, que muestra un escenario energético hasta 2050, a nivel global, las ERNC van a seguir creciendo exponencialmente. El consumo de carbón ya se está reduciendo, el petróleo debería empezar a reducirse en los siguientes 15 años y el único combustible fósil que aumentará es el gas natural.
a este ritmo agotaremos el presupuesto de carbono alrededor del 2040 y aun no tendremos un sistema descarbonizado. Esto nos lleva a un aumento de la temperatura media por encima de los 2,5°C hacia finales de siglo.
La libre competencia es un principio importante, pero la regulación debe fomentar una descarbonización lo más rápida y efectiva posible. Hay que encontrar formas para que los impuestos verdes nos ayuden a cambiar cómo generamos y qué energías utilizamos; una matriz cada vez más renovable debe incluir almacenamiento; se deben fomentar soluciones tecnológicas, como los autos o los buses eléctricos. Pero tampoco se deben olvidar esas soluciones que cambian nuestros paradigmas comportamentales.
La libre competencia es un principio importante, pero la regulación debe fomentar una descarbonización lo más rápida y efectiva posible.
Por primera vez en la historia el crecimiento del PIB se ha desacoplado de nuestras emisiones de CO2. Es decir, que, aunque en el mundo se produjo más riqueza que en años anteriores y siguió aumentando la población, nuestras emisiones no aumentaron proporcionalmente.
Si bien estos datos son esperanzadores, es necesario ponerlos en contexto. La transición energética es un requisito para cumplir las metas de descarbonización fijadas en el acuerdo de París. Estas se apoyan en el consenso científico que considera que limitar el calentamiento global por debajo de los 2°C (e idealmente, 1,5°C) es necesario para evitar consecuencias catastróficas. Las proyecciones de transición energética de DNV GL nos indican que
En Europa se ha trabajado mucho en planificar ciudades con mejoras integrales en transporte público, carriles exclusivos para bicicletas, reducción de las velocidades máximas, impuestos de congestión, aislación térmica de las viviendas, y reciclaje de todo tipo. Se trata de que nos empecemos a cuestionar cómo funcionamos en sociedad. ¿Es necesario quemar un combustible dañino para la salud de las personas que mueve un auto de 3.000 kg para llevar a una persona de 80 kg a 5 km de su casa? ¿Sería más eficiente que esa persona estuviera cómoda realizando ese viaje en bicicleta o scooter eléctrico? ¿Cuáles son las barreras para hacer este cambio?
Parece que finalmente hemos pasado de tener una posición de rechazo a una aceptación de que ese status quo no era sostenible. El futuro ya está aquí.
A NIVEL LOCAL
Aceite mineral es el más usado para los transformadores de alta tensión
LOS ACEITES SON componentes clave para el funcionamiento de los transformadores de alta tensión en el sistema eléctrico nacional, especialmente desde el punto de vista de la seguridad, donde el mantenimiento de los líquidos de estos equipos es fundamental para evitar posibles fallas que podrían hacer peligrar el suministro eléctrico.
De acuerdo a lo planteado por distintos especialistas a Revista ELECTRICIDAD, los líquidos aislantes eléctricos que se utilizan en los transformadores son de varios tipos, siendo los más usados lo de origen mineral, aunque también se utilizan los componentes de origen vegetal, los cuales tienen un menor impacto ambiental en caso de derrames fuera de estos equipos.
Entre los líquidos aislantes se puede encontrar también el aceite vegetal (extraído de semillas oleaginosas) y los fluidos sintéticos, como la silicona (polímero inorgánico sintético: polisiloxano), Midel y Alpha fluid (estos dos últimos, hidrocarburos sintéticos).
Operadora de laboratorio en análisis de aceite de transformadores.
Funciones
Robinson Cornejo, ingeniero de Estudios de Colbún S.A., explica que “el aceite en transformadores tiene la función de ser aislante y refrigerante. Su mecanismo de trabajo es impregnar el papel que envuelve el cobre de las bobinas en el transformador y transportar el calor generado en este punto al exterior. Adicionalmente, el aceite protege el equipo frente a descargas eléctricas en su interior, las que pueden dañar la aislación, sus partes, o en el peor de los casos, provocar una pérdida total del transformador, traduciéndose así en un incendio”.
Tipos de líquidos
Entre los líquidos aislantes eléctricos que se utilizan en los transformadores de alta tensión, los especialistas destacan varios tipos, como el aceite mineral derivado del petróleo, el aceite vegetal extraído de semillas oleaginosas como la maravilla y la soya, entre otras, además de los fluidos sintéticos, como la silicona (polímero inorgánico llamado polisiloxano y que está constituido por una serie de átomos de silicio y oxígeno alternados), Midel y Alpha fluid (estos dos últimos, hidrocarburos sintéticos).
Janet Méndez, gerenta de Excelencia Técnica de Jorpa Ingeniería, explica que el aceite mineral, “siendo un excelente aislante eléctrico tiene una temperatura de encendido de 145°C, lo que lo hace potencialmente peligroso en caso de falla en el transformador, ya que se puede incendiar”.
En el caso del aceite vegetal, Méndez comenta que aporta una gran ventaja a los proyectos en el aspecto de cumplimiento medioambiental porque es biodegradable, lo que implica que un derrame en el suelo o agua se degrada en alrededor de dos semanas. “Su punto de encendido es de 330°C y además es auto extinguible, lo que otorga ventajas frente al aspecto de seguridad industrial. Por último, los fluidos sintéticos, en general, presentan un punto de encendido superior a 300°C. Con respecto al Alpha Fluid, este es un hidrocarburo sintético que cumple con todos los requerimientos de un líquido aislante eléctrico. Tiene un punto de encendido que está alrededor de los 300°C, y su baja viscosidad lo hace un excelente refrigerante, siendo compatible
Transformador del Complejo Nehuenco I, ubicado en Quillota en la Región de Valparaíso. Junto al transformador se ubica el sistema de tratamiento de aceite, el cual mejora las condiciones de óleo al retirar contaminantes y humedad.
con el aceite mineral pero no con la silicona”, agrega la especialista.
Si bien la tendencia a nivel mundial apunta a la utilización de líquidos vegetales, los especialistas indican que en Chile lo más usado es el aceite mineral debido a su gran capacidad aislante y a un precio más conveniente.
Respecto al uso de los aceites vegetales, los expertos aseguran que en el país se avanza en forma moderada, ya que si bien su uso es una ventaja para cumplir con las normativas medioambientales y requisitos de seguridad, este componente eleva los presupuestos de los proyectos al inicio.
Se coincide, además, que en la actualidad no hay precisión para los especialistas mantenedores sobre cómo se comportará el aceite durante toda la vida útil de un transformador y que en promedio se espera que sea mayor a 30 años.
En la misma línea, los expertos señalan a Revista ELECTRICIDAD que se requiere de laboratorios acondicionados para analizar estos aceites y empresas con experiencia que tomen el riesgo de tener que enfrentarse a nuevas interacciones que podrían producirse entre el líquido y los materiales al interior del transformador.
Foto: Gentileza Colbún.
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!
En cuanto a su composición, Cristhian Becker, académico del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Santiago, comenta que los aceites de origen mineral corresponden a “una mezcla de componentes de aceites derivados de hidrocarburos, como son los aromáticos, parafínicos y nafténico. La combinación de estos aceites y sus proporciones proveen los atributos particulares que requiere cada transformador, según sus características y contexto de operación”.
A esto Becker añade que también existen aceites sintéticos que están limitados a usos particulares por su costo y características, los cuales están hechos en base a silicona y ésteres de ftalatos y son usados en instalaciones donde se requiere un alto grado de seguridad. Una característica de estos aceites es que no se oxidan, a diferencia de los aceites minerales.
“Se pueden encontrar algunas sustancias químicas, llamadas aditivos, que potencian o inhiben algunas características del aceite y son recomendadas en gran parte de los casos”, agrega el académico.
Seguridad
Los especialistas señalan que para garantizar el óptimo estado de los líquidos aislantes eléctricos es recomendable monitorear una vez al año, tomando
muestras del líquido y midiendo gases disueltos, rigidez dieléctrica, humedad, acidez, tensión interfacial, factor de potencia y contenido de furanos, como mínimo.
“Los resultados nos indican el estado del transformador, del líquido aislante y el estado del papel aislante eléctrico. Cuando se detecta el aceite mineral aislante contaminado con agua, partículas o
Si bien la tendencia a nivel mundial apunta a la utilización de líquidos vegetales, los especialistas indican que en Chile lo más usado es el aceite mineral debido a su gran capacidad aislante y a un precio más conveniente.
compuestos de degradación, se realiza una diálisis con máquinas adecuadas, logrando la recuperación de las características iniciales del aceite mineral”, sostiene Janet Méndez.
Cristhian Becker complementa señalando que “una de las características más importante es la fluidez y estabilidad química del aceite para todo el rango de operación del equipo. No es deseable que el aceite dentro del tanque interactúe con pinturas, papel o metales contenidos dentro del transformador (estabilidad química) ya que esto establece una probabilidad de falla. Es importante asegurar que el aceite no se aproxime a temperaturas de inflamación ni combustión, así como tampoco que se congele o no fluya al interior del equipo, ya que esto haría que pierda la función de disipar el calor contenido en su interior (función refrigerante). De la misma manera es muy importante que la naturaleza química del aceite tenga la capacidad de soportar el estrés del campo eléctrico al interior del equipo, que no se degrade por la presencia de este y sea capaz de mantener sus propiedades de aislación eléctrica”, asegura el académico.
Celda de medición de la capacidad de aislar.
Foto: Gentileza
Jorpa
Ingeniería S.A.
Experiencia y precisión en soluciones integrales
Ingesat abarca todas las etapas para el armado y mantenimiento de transformadores
Los transformadores de poder son indispensables en el funcionamiento de los sistemas eléctricos en el país, pues son los equipos que hacen posible la realización práctica y económica del transporte de energía a grandes distancias.
Entendiendo la relevancia que tiene la disponibilidad de estos equipos la empresa Ingesat presta un servicio integral (tanto en el SING como en el SIC) a través de una serie de trabajos que abarcan todas las etapas de un transformador, señala Carlos Esteban Mendoza, gerente general de Ingesat.
El ejecutivo destaca la experiencia de más de veinte años que tiene la empresa en la construcción y mantenimiento de subestaciones eléctricas, “donde hacemos la ingeniería básica y de detalle de las instalaciones junto con el montaje, la construcción, las pruebas previas a la energización y el mantenimiento”. Mendoza afirma que, como empresa, “tenemos la experiencia y el conocimiento para el montaje y pruebas de la mayoría de las marcas de los grandes transformadores que llegan a Chile”.
En este contexto, Ingesat cuenta con una serie de servicios para la instalación de transformadores, que contempla las siguientes etapas:
• Elaboración de la especificación técnica del equipo.
• Inspección en fábrica: ya sea durante el proceso de fabricación o durante la realización de los ensayos de recepción final del equipo.
• Armado in situ: Ingesat tiene el personal y los equipos necesarios para efectuar las pruebas previas a la puesta en servicio. Entre los que podemos destacar: medida de la respuesta de frecuencia (SFRA), la medición de la capacidad y tangente delta, resistencia de aislación, resistencia de enrollados, medida de la relación de transformación, etc. En esta línea Carlos Esteban Mendoza destaca la inversión realizada en equipamiento especializado, como la Omicron CPC 100y la MDP 600, para la medición de descargas parciales.
EMPRESA CON MÁS DE 23 AÑOS DE SERVICIO
cuenta con un completo programa, destacando las aplicaciones que realiza en la inspección en fábrica, el armado o montaje de los equipos, el tratamiento de aceite y el mantenimiento.
• Tratamiento de aceite: Carlos Esteban Mendoza resalta que para realizar el proceso de tratamiento de aceite para transformadores nuevos o usados, Ingesat dispone de una máquina de tratamiento con termo vacío marca Micafluid montado sobre camión para trasladarla donde se requiera. Esta planta dispone de un equipo de monitoreo en línea del contenido de humedad y gases del aceite aislante. Además cuenta con un flujo variabla entre 3.000 y 9.000 litros por hora. Con una capacidad de succión de 2x250 m3/hora.
• Mantenimiento: Para los transformadores que ya están
en servicio, Ingesat realiza el mantenimiento integral de los equipos, que incluye pruebas eléctricas, y el mantenimiento de los cambiadores de tap bajo carga (marca MR y ABB).
Ingesat cuenta además con un laboratorio de aceite para efectuar los ensayos físico químicos y el análisis de los gases disueltos en el aceite, lo que permite diagnosticar el estado de un transformador. “Este mantenimiento, realizado en forma periódica, permite llevar una hoja de vida del equipo, manteniéndolos en buen estado y disponibles, minimizando las fallas y la renovación no planificada de equipos”, asegura el ejecutivo.
Tenemos la experiencia y el conocimiento para el montaje y pruebas de la mayoría de las marcas de los grandes transformadores que llegan a Chile”
Carlos Esteban Mendoza, Gerente General de Ingesat
Solución integral de Ingesat en transformadores
Dentro de los servicios que presenta en esta área la empresa destaca el equipamiento de última generación para el armado de transformadores in situ y una planta móvil para el tratamiento de aceite de estos equipos en terreno.
INSPECCIÓN EN FÁBRICA
Proceso de fabricación
Armado
Pruebas eléctricas
Informe de diagnóstico del equipo antes de salir de fábrica
ARMADO IN SITU
Armado o montaje de transformadores hasta 525 kV
Medición de tangente delta
Resistencia de enrollados
Relación de transformación
Medición de humedad
Medición de la respuesta de frecuencia
SERVICIO INTEGRAL
TRATAMIENTO DE ACEITE
Monitoreo en línea de contenido de humedad y gases del aceite aislante, tratando entre 3.000 y 9.000 litros por hora.
Planta móvil tiene estanques de trasvasije de aceite y un grupo generador de 200 kV, año 2015
MANTENIMIENTO
Pruebas eléctricas
Análisis aceite aislante
Mantenimiento de cargadores tap bajo carga
Hoja de vida del equipo
Carlos Esteban Mendoza, Gerente General de Ingesat
carlosesteban.mendoza@ingesat.cl
+56 22 5124010 www.ingesat.cl
Reseña de la empresa
Ingesat es una empresa creada en 1995 por un grupo de ingenieros con experiencia en actividades relacionadas con el mantenimiento de equipos e instalaciones eléctricas. Actualmente está participando activamente en el rubro de mantenimiento de subestaciones eléctricas, con un contrato vigente con un gran cliente de la Región de Valparaíso, donde Ingesat es la encargada del mantenimiento de todos los equipos en las subestaciones eléctricas. También tiene presencia desde la Región de Antofagasta a Chiloé, ofreciendo soluciones de transformadores y ensayos, mantenimiento de subestaciones y proyectos y construcción de subestaciones.
TECNOLOGÍAS
Baterías en Chile buscan dar un paso más en Servicios Complementarios
El almacenamiento a través de estos equipos es una de las alternativas para enfrentar la variabilidad de la generación de fuentes solares y eólicas, presentando una mayor flexibilidad y rapidez para dar estabilidad al sistema eléctrico.
LOS SISTEMAS DE ALMACENAMIENTO de Baterías de Energía (Bess, por su sigla en inglés) son la punta de lanza para avanzar en los Servicios Complementarios en el sistema eléctrico local, debido a las características de flexibilidad y rapidez de respuesta que entrega este tipo de tecnología, aseguran los especialistas en el tema a Revista ELECTRICIDAD.
Estos bancos de baterías de ion-litio funcionan por ahora solamente en el norte del país: en Arica con
un proyecto de Engie Chile, de 2 MW de potencia instalada, y en la Región de Antofagasta, donde AES Gener tiene un total de 52 MW.
A nivel internacional ambas empresas cuentan con experiencia en almacenamiento de baterías. Engie posee seis bancos de baterías, la mayoría de ellas de ion-litio, que totalizan cerca de 75 MWh de potencia instalada, principalmente en Europa. Por su lado AES Corp tiene 203,5 MW de capacidad instalada en distintas partes del
Banco de baterías Bess de AES Gener en Angamos.
mundo, y otros 110 MW en etapa de desarrollo final utilizando baterías de ion-litio.
Relevancia
Según los especialistas, los bancos de baterías que operan en el país presentan múltiples aportes. Rodrigo Cuadros, gerente Corporativo de Desarrollo de Soluciones de Engie, destaca el aporte de reserva “para el control primario de frecuencia del sistema eléctrico, liberando capacidad de unidades generadoras de Engie”, además de que sirven para probar “la contribución que puede hacer esta tecnología al sistema eléctrico al aportar diferentes tipos de Servicios Complementarios”.
“En ese sentido, estamos trabajando junto al Coordinador Eléctrico Nacional para realizar en conjunto diferentes pruebas, de manera que la tecnología también sea conocida por ellos y esté alineada con los servicios más atractivos y requeridos por el sistema”, afirma el ejecutivo.
Agrega que las baterías tienen un sistema de control de electrónica de potencia pura, “lo que lo hace tener una capacidad de respuesta muy exacta, rápida y flexible, ideal para prestar Servicios Complementarios”.
Cuadros explica que el sistema Bess de Arica es el primer equipo a nivel nacional de esta tecnología “que contará con la capacidad de prestar otra gama de Servicios Complementarios adicionales al aporte de reserva para el control primario de frecuencia y, sin duda, será un ejemplo para los futuros proyectos”.
“Las capacidades técnicas de las baterías contribuirán a entregar nuevas alternativas de respaldo al sistema y a aumentar la confianza hacia esta tecnología, que será una opción ya conocida por el sector”, añade.
La tecnología Bess también es destacada por Gabriel Ortiz, Asset manager de First Solar, una de las empresas que realizó la primera prueba en Latinoamérica, y la segunda en el mundo, para la participación activa en Servicios Complementarios de una central fotovoltaica.
“La tecnología de las baterías Bess, al igual que las centrales fotovoltaicas, tienen la ventaja de ser sistemas totalmente eléctricos y estáticos. Ambos usan el mismo
esquema: funcionan con inversores (electrónica de potencia) y un sistema de control que permite dar una respuesta rápida. Es decir, en caso de que haya una perturbación en la red, la batería aporta instantáneamente energía sin sistemas mecánicos o termodinámicos que produzcan alguna limitación”. Adicionalmente, es importante destacar que por esta similitud todo lo que se está aprendiendo actualmente en plantas fotovoltaicas servirá para operar las baterías de gran escala en el futuro”, precisa.
Engie Chile cuenta con un sistema Bess, de 2 MW de potencia instalada, ubicado en Arica, y que contará con la capacidad de prestar otra gama de Servicios Complementarios adicionales al aporte de reserva para el control primario de frecuencia.
A su juicio, las baterías Bess tienen un funcionamiento más simple debido a la electrónica de potencia, además de que presentan la particularidad de poder ser instaladas en cualquier parte “ya que vienen en la modalidad de contenedores, siendo distinto al bombeo hidráulico que tiene la limitación de tener que irse a lugares específicos, como la costa o donde hayan embalses, pero la batería tiene la flexibilidad de ponerla donde sea”.
A esta flexibilidad de ubicación geográfica se le suma la flexibilidad de incorporación horaria, es decir, a diferencia de la energía solar que solo está disponible durante el día, la energía de las baterías puede ser utilizada en cualquier ventana de tiempo (a conveniencia)”.
“Hoy hay un tema de costos, pero en el caso de Chile las baterías Bess son el camino a seguir, con las reservas de litio que existen se produce un círculo virtuoso donde a mayor demanda para producir baterías bajan los costos de producción, se hacen más competitivas y podemos incorporar más a la red”, plantea Ortiz.
Impactos
El aporte a la flexibilidad para la operación del sistema eléctrico es uno de los principales impactos que resaltan los especialistas con el funcionamiento de los bancos de baterías de almacenamiento.
“Hoy los Servicios Complementarios definidos por la regulación son prestados principalmente por centrales térmicas o hidráulicas que, al depender de una máquina motriz con inercias, tienen un límite técnico en la velocidad de respuesta y precisión, lo que no ocurre con una batería Bess”, precisa Rodrigo Cuadros.
Esto es compartido por Joaquín Meléndez, director de Soluciones de Almacenamiento de Energía de AES Gener, pues en su opinión la existencia de estos bancos también “le da la posibilidad al Coordinador Eléctrico Nacional de disponer de estas baterías para entregar una respuesta primaria ante contingencias y reducir el despacho de unidades térmicas dedicadas para cumplir con la reserva primaria definida en sus estudios
de seguridad. En hora punta, el Coordinador Eléctrico dispone además de una mayor potencia máxima de despacho en centrales que cuentan con estas baterías (Cochrane y Angamos)”.
A modo de conclusión, el ejecutivo asegura que la experiencia adquirida en la mantención y operación de los bancos de baterías “ha permitido detectar los equipos críticos del sistema y observar su comportamiento en diferentes condiciones tanto sistémicas como geográficas, como por ejemplo, analizar la operación de los dispositivos instalados a nivel del mar, como a gran altura geográfica en un ambiente desértico”.
Por su lado, Rodrigo Cuadros acota que la contribución que entregan estos bancos de baterías Bess hacia el futuro del almacenamiento energético “está en el conocimiento de la tecnología en la práctica por parte de diferentes actores del sector como empresas generadoras, autoridades, y clientes, lo que implica que aumente la confianza en este sistema y comience a penetrar poco a poco en el rubro energético”.
Baterías Bess de Engie en Arica.
Foto:
Gentileza Engie Energía Chile.
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El puzle energético de la minería
LA NUEVA LEY DE TRANSMISIÓN, en vigencia desde 2016, produjo un cambio profundo en el sistema de remuneración de este segmento de la industria eléctrica, al traspasar a los clientes finales el pago de los costos del transporte de energía nacional (conocido antes como sistema troncal) y zonal (antes llamada subtransmisión), sobre la base del esquema de estampillado.
Y es que, de acuerdo a representantes de empresas que tienen una alta demanda eléctrica (clientes libres), el futuro escenario se aprecia complejo.
La ley de transmisión promulgada en junio de 2016 permitió el ingreso de nuevos actores al mercado eléctrico y una caída en los precios licitados de la energía, pero para los clientes libres de la industria minera también implicó la responsabilidad de volverse expertos y generar competencias que no estaban del todo presente en el sector.
Foto: Archivo Editec.
Instalaciones de transmisión en minera Sierra Gorda.
Gentileza Minería Chilena, Grupo Editorial Editec SpA
Un ejemplo son los problemas para clientes como las compañías mineras, explica Felipe Castellón, analista de Planificación y Gestión de CAP, pues plantea que, en términos generales, es muy poco probable que este sector logre capturar los precios registrados en las últimas licitaciones de suministro para clientes regulados, lo que también tiene un efecto en el mercado de clientes libres.
Según Castellón, gran parte de la industria minera firmó sus contratos de suministro en épocas en que existía escasez de oferta de energía, por lo que había contratos que superan los US$100 MWh. Sumado a esto, la nueva ley entiende que los cargos por transmisión nacional, zonal y por servicio público, entre otros, siempre fueron un pass through (un traspaso) del suministrador al cliente, por lo que ahora se buscaba trasparentar estos costos a la demanda e individualizar el precio de la energía. Sin embargo, la bajada de la ley en una metodología de trabajo ha traído algunos problemas debido a la complejidad de definir los supuestos utilizados por los generadores hace cinco años para proyectar estos cargos.
Con el nuevo modelo es la demanda, es decir los clientes libres y regulados, quienes deben pagar, por ejemplo, las nuevas instalaciones de transmisión que requiera el sistema o los costos
del tribunal (el Panel de Expertos) que dirime discrepancias en el sector eléctrico.
Francisco Aguirre, socio director de Electroconsultores, que por años ha asesorado a las compañías mineras en la contratación de energía, explica que las facturas de los contratos firmados después de 2016 incluyen costos por transmisión nacional y zonal, costos por servicios complementarios (mínimos técnicos, estabilidad de tensión, etc.), costos por servicio público (como los US$60 millones que cuesta el Coordinador Nacional), el costo de la potencia y el de la energía.
“Este último costo (el de la energía) es el que ha salido en titulares. Si antes la energía representaba el 80% de la factura, debido al traspaso de cargos hoy constituye en torno al 65%”, explica Aguirre.
El tema se torna complejo, explica Castellón, porque la minería, en su mayoría, firmó contratos entre 2015 y 2016 donde el escenario era totalmente distinto. Hoy hay muchas empresas que están intentando renegociar, pero están en una posición poco favorable, pues están amarradas a contratos con precios altos por 10 a 15 años”, explica el analista.
“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
Claudio Alarcón A., Gerente General
Dirección: Miguel Claro
Felval Consulting Group
Algunas mineras, detalla Aguirre, firmaron hace algunos años contratos por hasta 30 años.
Frente a este escenario surgió la necesidad, especialmente desde el Consejo Minero, de incluir en la ley un artículo transitorio para aquellos contratos firmados antes de la entrada en vigencia de la nueva regulación y así impedir dobles pagos por los cargos de transmisión implícitos en los precios de contrato y explícitamente en el estampillado del sistema.
Mayores costos
Durante la última versión de Expo Apemec 2018, Rubén Sánchez, director ejecutivo de la Asociación de Consumidores de Energía No Regulados (Acenor) se refirió al impacto que la nueva ley ya estaba teniendo en los clientes libres.
“Nos permitimos hacer una comparación promedio −en base a fuentes públicas− de la factura típica de un cliente libre entre el primer semestre de 2017 y el primer semestre de 2018, lo que se constató fue diferencias (alzas) en los costos netos de un 9,7%”, comentó el ejecutivo en esa oportunidad.
Foto:GentilezadeCAP
en el futuro y que clientes como los mineros puedan acceder a valores más competitivos, lo que no es tan claro es que bajo el nuevo esquema los clientes puedan lograr el nivel de precios que se vio en la licitación de 2017 (US$32,5 MWh en promedio).
Como explicó Rubén Sánchez, aún hay muchos riesgos que podrían elevar las tarifas eléctricas: “A partir de 2020 los pagos por concepto de servicios complementarios (aquellos necesarios para mantener la calidad y seguridad del suministro, como el almacenamiento) deberían tender a subir, pues la demanda deberá pagar toda una infraestructura nueva y ya se está hablando de posibles asignaciones de costos por la operación de energía renovables variables. Estamos hablando de costos anuales que parten en los US$150 millones”.
El músculo eléctrico
Foto:ArchivoEditec
Según Sánchez, el 58% del aumento de las tarifas provino de los mayores costos de la transmisión zonal, y si bien no impactó a todos por igual, el efecto se sintió. Según señaló el representante de Acenor, todos los socios de este gremio son electro-intensivos y la energía puede llegar a representar hasta el 30% de los costos.
Consumidores como los mineros, indica Aguirre, por su magnitud, normalmente están directamente conectados a grandes sistemas de transporte, pero con la nueva regulación hoy deben asumir costos por cargos zonales, por la prorrata del sistema zonal, “lo que les sube enormemente la cuenta”.
Pese a los incrementos de los costos presentes, se espera que los precios de la generación disminuyan
La primera prueba para los clientes libres en el nuevo escenario normativo llegó en febrero de este año, cuando la Comisión Nacional de Energía (CNE) aprobó el informe técnico que contiene el Plan de Expansión Anual de la Transmisión por una inversión por US$3.170 millones.
Debido a que bajo el nuevo esquema, clientes como las empresas mineras deben pagar el plan de inversión aprobado por la CNE, no extrañó que el Consejo Minero, Acenor y Collahuasi presentaran discrepancias ante el Panel de Expertos.
Más allá de lo que resuelva o no el tribunal –donde aún se está en tramitación– el hecho puso en marcha un nuevo rasgo de la nueva ley de transmisión: la necesidad de los consumidores finales de volverse expertos y empoderarse para la adecuada defensa y ejercicio de sus derechos.
“Esto significa que los clientes libres han debido desarrollar nuevas competencias. La minería históricamente se preocupó de que la energía eléctrica cumpliera con los principios de seguridad y suficiencia, pero no participaba activamente en materias regulatorias o revisión de los planes de expansión de la transmisión. Hoy hemos debido desarrollar competencias internas que nos permitan ser un actor relevante dentro del mercado eléctrico nacional”, concluye Castellón.
Foto:ArchivoEditec
Felipe Castellón, analista de Planificación y Gestión de CAP.
Francisco Aguirre, socio director de Electroconsultores.
Rubén Sánchez, director ejecutivo de Acenor.
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Chile es
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Mesa técnica para fomentar la inclusión de la mujer en energía definió sus primeros objetivos
Bajo la premisa: “Es necesario afrontar la diversidad con la misma rigurosidad que cualquier otro reto de negocio”, se constituyó la primera mesa técnica público-privada, en el marco de la iniciativa Energía+Mujer que lidera el Ministerio de Energía. Encabezada por Marcela Zulantay, encargada de la Unidad de Planificación y Control de Gestión del Ministerio de Energía, el trabajo de la mesa tendrá los siguientes objetivos:
1. Definir la línea base y objetivos claros y medibles.
2. Lanzar la implementación de iniciativas enfocadas en la consecución de los objetivos específicos que se persiguen.
3. Definir un liderazgo claro y con el poder en la organización para
accionar el cambio necesario.
4. Hacer un seguimiento riguroso del avance con KPI’s claros.
La mesa técnica, que se reunirá mensualmente, está conformada por representantes de gremios e instituciones del sector, entre los que se encuentra Revista ELECTRICIDAD. La idea es que cada integrante aporte con la co-creación del instrumento de medición, el levantamiento, el diagnóstico y la propuesta de plan de acción (que está planificada para diciembre).
El próximo paso es la licitación de un estudio de “Identificación de Barreras y Brechas (BB) para Fomentar la Inserción de la Mujer en el Sector Energético”.
Gobiernos de Chile y Argentina reafirmaron compromiso con la integración energética
Los ministros de Energía de Chile y Argentina, Susana Jiménez y Javier Iguacel, respectivamente, reafirmaron la prioridad política de ambos gobiernos con la integración energética, por lo que se concentrarán en implementar el Protocolo de Acuerdo de exportación, importación, comercialización y transporte de energía eléctrica y gas natural firmado en abril pasado por los Presidentes Sebastián Piñera y Mauricio Macri.
En el acuerdo se establece que estas operaciones podrán realizarse siempre que no comprometa el abastecimiento interno, no afecten la seguridad de la operación, ni la calidad y confiabilidad de los servicios de transporte y distribución de gas natural y
de electricidad de cada país, lo que permitirá realizar operaciones internacionales de energía eléctrica y gas natural, sin la necesidad de realizar una compensación o devolución del recurso energético.
“La integración energética con Argentina significará enormes beneficios para ambos países como, por ejemplo, mayor seguridad y flexibilidad a nuestros sistemas, y comenzar una futura integración energética regional en el cono sur”, aseguró la ministra Jiménez.
Por su parte, el ministro Iguacel compartió los avances alcanzados en esta reunión: “Hoy reafirmamos el compromiso argentino de intercambio energético con nuestro país hermano de Chile y con la región. Estamos
avanzando en nuestro objetivo de volver a ser exportadores de gas y petróleo. En octubre vamos a volver a exportar gas a Chile luego de 11 años”.
Este acuerdo ya ve sus primeros resultados. Luego de la reunión de ambas autoridades, se pudo confirmar la importación de gas natural no convencional desde Argentina a partir de octubre de este año, en particular, desde Neuquén por el yacimiento de Vaca Muerta hacia el Biobío.
Las autoridades también analizaron los detalles del estudio iniciado en abril de este año, respecto de los beneficios económicos de cuatro nuevas alternativas para interconexión del sistema eléctrico chileno con el sistema argentino.
Septiembre
AGENDA
6 1
10
Seminario: “Evaluación de los cambios regulatorios de la nueva Ley de Transmisión 20.936 a dos años de su implementación”.
Organiza: Acenor A.G.
Lugar: Hotel Plaza San Francisco Contacto: secretaria@acenor.cl, dir.ejecutiva@acenor.cl
Más Información: www.acenor.cl
Tutorial Norma Técnica PMGD
Organiza: Cigré Chile
Lugar: Hotel Intercontinental Contacto: seminarios@cigre.cl
Más información: www.cigre.cl
Octubre
3
Seminario Cambios en la Regulación Eléctrica de Transmisión y Distribución
Organiza: Cigré Chile
Lugar: Hotel Intercontinental Contacto: seminarios@cigre.cl
Más información: www.cigre.cl
XVI Foro Eléctrico del Norte
Organiza: Technopress
Lugar: Hotel Enjoy de Antofagasta Contacto: bvalenzuela@editec.cl, hcarrasco@editec.cl
Más información: www.foronor.cl
NUEVAS TECNOLOGÍAS
Gestión inteligente de datos es la tendencia en mantención de aerogeneradores
EL USO DE DIFERENTES SISTEMAS de monitoreo es la principal herramienta que se utiliza actualmente en el mantenimiento de los aerogeneradores dispuestos en los parques eólicos que operan en el país, según sostienen a Revista ELECTRICIDAD los representantes de tres de los actores que realizan estas actividades en este sector.
Los especialistas coinciden en destacar la relevancia que tienen los planes de mantenimiento predictivo en base a distintas metodologías, usando tecnologías enfocadas a la gestión inteligente de la información.
Vida útil
Según Henry Pugh, gerente general de Ingeteam en Chile, la mayoría de las turbinas instaladas en
Los representantes de los principales operadores de la industria eólica que están en el país destacan el uso del monitoreo conectado a sistemas Scada, y de plataformas que procesan estadísticas con indicadores de estos equipos.
el país “presentan campañas de mantenimiento planificado cada seis meses, aunque las nuevas turbinas avanzan hacia una única parada anual, lo que se complementa con los correctivos que sean necesarios según las necesidades de los diferentes parques”.
En el sector eólico las tareas preventivas contemplan mantenimientos mayores y menores, explica David Muñoz, responsable del Control de Operaciones de
Mantención de aerogenerador en España.
la Gerencia de Operación y Mantenimiento de Acciona: “los mantenimientos mayores se enfocan en los grandes componentes, como multiplicadoras, generador, eje lento e inspecciones de palas, y se programan en épocas del año en que el recurso eólico es menor”.
Por otra parte, agrega el especialista, los mantenimientos menores se realizan de manera anual, “enfocados en componentes más pequeños, pero que dan soporte al funcionamiento de los elementos más estratégicos para la generación de energía eólica. Por ejemplo, un grupo hidráulico, sistemas de orientación Yaw (que ubica el aerogenerador en dirección perpendicular al viento) y la regulación de pitch (que permite variar el ángulo de ataque de la pala)”.
“Además, contamos con diferentes plataformas tecnológicas para visualizar y comparar estadísticamente los distintos indicadores que afectan la disponibilidad del parque, por ejemplo, el tiempo medio entre fallas (MTBF por sus siglas en inglés), el tiempo medio para la reparación (MTTR por sus siglas en inglés), confiabilidad, consumos de materiales y vida útil de los repuestos, entre otros”, añade Muñoz.
Monitoreo
Los especialistas destacan el rol fundamental del monitoreo en esta actividad. Henry Pugh explica que en este ámbito usan equipos de monitorización de
Mantención de aerogenerador en Centro de Entrenamiento de Siemens en Orlando, Estados Unidos.
vibraciones Controlling Monitoring System, “que nos ayudan a adelantarnos a la ocurrencia de cualquier fallo, para evitar roturas no planificadas y posibles fallos catastróficos, planificando trabajos con anterioridad, acopiando materiales y medios auxiliares, además de hacer trabajos correctivos cuando las condiciones de contorno sean más favorables, evitando las interrupciones en momentos de alta producción.
Pablo Briones, director de Programa Cono Sur de Siemens Gamesa Renewable Energy (Sgre), menciona que otra tecnología que se usa es el sistema de monitoreo de vibraciones (presente en los principales sistemas mecánicos) “que nos permite detectar fallas iniciales antes de que puedan tener un efecto mayor”.
El especialista también destaca el uso de un sistema Scada para “planificar y maximizar los trabajos de
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Foto: Gentileza Siemens Chile.
mantención/reparación en las turbinas”, puesto que “las bases de datos con estadísticas de fallas recurrentes permiten programar trabajos de reparación en paralelo al de mantención, minimizando los tiempos de detención. La conexión web al Scada también permite que un sistema predictivo de fallas (modelaje de la torre en tiempo real) recomiende correcciones menores y mayores”.
David Muñoz señala que en Acciona se utiliza un Centro de Control de Energía Renovable en España, desde donde se “monitorea y opera en tiempo real, y de manera remota, nuestros parques eólicos. En situaciones de mantenimiento correctivo, les proporciona a nuestros profesionales un diagnóstico de las posibles causas que están originando el incidente y, de ser necesario, puede detener el funcionamiento del aerogenerador para brindar un acceso seguro al personal de mantenimiento”.
Perspectivas
El ejecutivo plantea que en materia de Innovación, Desarrollo e Investigación (I+D+i) en Acciona se implementa una metodología de mantenimiento predictivo, “para monitorear e interpretar las condiciones anormales de operación, antes de que estas ocasionen un incidente, de manera de adoptar mecanismos que eviten la falla o que nos permitan planificar su mantenimiento”.
“Además, estamos implementando un sistema de comunicación y de reporte portable, que permite a nuestro personal de mantenimiento estar
Mantenimiento de aerogenerador de Siemens en Estados Unidos.
100% conectados con las oficinas centrales y las plataformas tecnológicas que utilizamos para el mantenimiento, aun cuando estén en terreno”, añade Muñoz.
Pablo Briones, por su lado, menciona las actividades que realiza Siemens Gamesa Renewable Energy (Sgre) en el Centro de Entrenamiento que tiene en Orlando, Estados Unidos, donde “se presentan varias innovaciones que permiten mejorar el desempeño en terreno de los técnicos que se entrenan ahí”.
“Desde el punto de vista técnico, el centro dispone de salas de clases con subsistemas eléctricos, hidráulicos y mecánicos que permiten a los técnicos entrenarse y conocer más en detalle los sistemas que gobiernan un aerogenerador”, subraya el especialista.
Dentro de las futuras tendencias en mantenimiento de aerogeneradores, Henry Pugh menciona que la mayor innovación será dada por la gestión inteligente de la información generada en la explotación de un parque eólico”.
“Bajo nuestra visión, hay una gran cantidad de información que proporcionan las turbinas en las herramientas como el software de gestión del mantenimiento, en los equipos predictivos, y que hoy no es utilizada para mejorar este ámbito”, sentencia el ejecutivo.
A juicio de Pugh, la entrada del Big Data y sistemas de machine learning “sin duda ayudarán a un mejor diagnóstico de las causas de fallo de los aerogeneradores, al tiempo que ayuden a una más certera planificación de los trabajos”.
“Vemos una evolución clara en el sentido de ampliar la información que se maneja, cruzando datos de las turbinas con otra información, como pronósticos meteorológicos, precios de venta de energía, disponibilidad de técnicos y medios auxiliarles, de manera que con toda esta información, el sistema nos ayude a establecer prioridades en la actuación”, concluye el gerente general de Ingeteam en Chile.
Schneider Electric destaca sistema de distribución eléctrica para seguridad ante incendios
Schneider Electric anunció la llegada de los tableros Mini Pragma, el sistema de distribución eléctrica que permite reducir los riesgos generados por las altas temperaturas de los incendios, aumentando la seguridad de las personas y materiales frente a la ocurrencia de estos siniestros.
"Los tableros Mini Pragma son libres de halógenos, disminuyendo la acidez de los humos emanados y los efectos de irritación y asfixia en las personas. Además, reducen el riesgo de daños por corrosión en el equipamiento de alto valor", informó la empresa en un comunicado.
“El objetivo de los tableros Mini Pragma es tener instalaciones más seguras frente a incendios protegiendo la integridad de las personas y reducir el daño del equipamiento del inmueble o infraestructura, pero a la vez son productos ecológicos ya que están libres de materiales halógenos”, afirmó Felipe Oliva, Product manager de Schneider Electric.
Siemens
Chile recibe seis premios del Consejo
Nacional de Seguridad
En una ceremonia realizada en la Universidad Autónoma de Chile, Siemens S.A. fue reconocida con seis premios del Consejo Nacional de Seguridad (CNS) por sus logros en materia de prevención de riesgos y salud ocupacional y su programa "Cultura Cero Daño@Siemens".
"Dentro de los galardones recibidos destacaron logros en millones de horas trabajadas sin accidentes en los proyectos de mantenimiento integral en minería que Siemens tiene en Codelco División Andina y en Minera Doña Inés de Collahuasi", informó la empresa mediante un comunicado.
Siemens también fue distinguida con un galardón por sus cinco millones de horas laborales sin accidentes y la Distinción Nacional Anual "Rosalino Fuentes Silva", premio nacional entregado a empresas que se destacan por su reducción en accidentabilidad y liderazgo en seguridad.
Los premios recibidos fueron por Esfuerzo en la Prevención de Riesgos; Premio Consejo Nacional de Seguridad; Premio un millón de horas sin accidentes en proyecto Collahuasi; Premio dos millones de horas sin accidentes en proyecto Codelco Andina; Premio cinco millones de horas sin accidentes en Siemens, y Distinción Nacional Anual "Rosalino Fuentes Silva" Premio Empresa.
ABB en Chile mostró características de las subestaciones digitales
Reducción de puesta en marcha, disminución de los costos de los materiales de las obras civiles y la seguridad de los operarios son algunos de los beneficios de las subestaciones digitales que ABB en Chile presentó en el Seminario “Subestaciones Digitales y ABB Ability” a través de charlas dictadas por sus expertos, entre ellos Julio Oliveira, gerente de Tecnología de automatización de subestaciones de ABB en Brasil, quién contó los detalles de la primera subestación digital instalada por esta empresa en Latinoamérica.
“Las subestaciones digitales tienen grandes diferencias con las convencionales, principalmente cuando hablamos de los cables de cobre que se utilizan para hacer la conexión entre los equipos primarios de la subestación hasta la sala de control.
Con la subestación digital se reduce hasta en 80% el uso de cables de cobre, pues son reemplazados por una fibra óptica, dijo el ejecutivo.
El Colegio de Ingenieros de Chile entregó el Premio Nacional Colegio de Ingenieros de Chile 2018 a Transelec, galardón que se otorga anualmente a la empresa o institución que más se haya destacado en razón de obras ejecutadas, servicios prestados, estudios o proyectos realizados que contribuyan al desarrollo del país y al nivel de vida de sus habitantes.
De acuerdo a lo informado por el Colegio de la orden, el premio también destaca a Transelec “por su calidad y aporte técnico en materias de diseño; al desarrollo e introducción de nuevos materiales; a los métodos, nuevas técnicas y calidad de la construcción; a su contribución por la transferencia de tecnología hacia el país como desde el país al extranjero”.
Colegio de Ingenieros premió a Transelec por aporte al desarrollo del país
Designaciones
Llegan las primeras aspas al parque eólico
Aurora que construye Aela Energía
Un nuevo hito logró el Parque Eólico Aurora, con la llegada de las primeras aspas para la construcción del proyecto. Los componentes, de una longitud de 61 metros cada uno, fueron transportados desde Puerto Montt a la zona del proyecto, perteneciente a Aela Energía, ubicado en la comuna de Llanquihue, Región de Los Lagos.
Estas aspas, provistas por la empresa alemana Senvion, serán parte de uno de los 43 aerogeneradores que conformarán el parque, el cual tendrá una potencia instalada de 129 MW, equivalentes al consumo aproximado de 195 mil hogares.
“Cada aerogenerador está compuesto por la torre, de 119 metros, el nacelle (caja que se conecta al rotor y que contiene la caja de engranes y generador), el rotor y tres aspas de 61 metros cada una”, informó Aela Energía.
Pesco presentó
grúa podadora remota en VI Foro Eléctrico del Sur
En el marco del VI Foro Eléctrico del Sur, la empresa Pesco presentó la grúa podadora remota Altec-Effer EC 175-5S-FG, que se utiliza para las labores de mantención del tendido eléctrico, mediante la poda de árboles cercano a estas instalaciones, con el objetivo de disminuir riesgos de accidentes que deriven en el corte del suministro.
El equipo realiza la poda de la vegetación arbórea a distancia por medio de una garra hidráulica a control remoto, lo que permite que sus operadores tengan una mayor seguridad, evitando posibles accidentes.
La grúa tiene una altura máxima de 18,2 metros, "permitiendo realizar el corte de un tronco o rama de hasta 23 metros con un peso máximo de 500 kilos". También cuenta con un sistema de protección de vuelco por sobrecarga, limitado a un giro de 190 grados, además de una rotación de 400 grados no continuo y un gancho de izaje para ocho toneladas, entre otras características. Luego de la realización del Foro Eléctrico del Sur, el equipo fue presentado en terreno en la ciudad de Los Ángeles, donde asistieron 25 personas, pertenecientes en su mayoría a contratistas de las principales empresas eléctricas que operan en el sur, quienes pudieron ver la demostración operativa de la grúa podadora.
"Nuestros clientes pudieron ver en vivo y en directo el trabajo de poda que realiza este equipo, lo que sin duda generó mucha expectación en ellos, ya que el concepto de la poda es una preocupación importante para la seguridad de quiénes trabajan en este rubro. Con este equipo disminuirán los riesgos de accidentes y el trabajo de los lineros será más seguro", se destacó desde Pesco.
ABB
ENRIQUE PASCUAL asumió como nuevo Country Service manager de ABB en Chile. El ejecutivo es ingeniero civil eléctrico con mención en Control de Procesos Industriales de la Universidad de Santiago.
AChEE
SEBASTIÁN JURE asumió la dirección ejecutiva interina de la Agencia Chilena de Eficiencia Energética. Es ingeniero forestal de la Universidad de Chile, donde también tiene diplomas de postítulo en Rehabilitación de Ecosistemas Terrestres y en Energías Renovables, además de ser diplomado en Medio Ambiente y Desarrollo Sustentable y en Dirección y Administración de Proyectos de la Universidad Católica.
Enap
ANDRÉS ROCCATAGLIATA fue designado gerente general de Enap en reemplazo de Marcelo Tokman. El ejecutivo es ingeniero comercial de la Universidad de Santiago y tiene un MBA de la Universidad Adolfo Ibáñez. Antes de su nombramiento se desempeñaba como vicepresidente del Banco Ripley en Chile y Perú.
Enel Américas
MAURIZIO BEZZECCHERI asumió la gerencia general de Enel Américas. El ejecutivo es ingeniero químico y se desempeñaba como country manager de Enel Américas en Argentina. Desde 1999 trabaja en Enel, donde ha ocupado diversos cargos hasta asumir en 2015 en Argentina.
Schneider Electric Chile
GUSTAVO JARAMILLO asumió como director de la Unidad de Negocios de Industria en Chile de Schneider Electric. El ejecutivo es ingeniero eléctrico y máster en Ciencias de Electrotecnia de la Universidad Técnica Nacional de Vinnitsa de Ucrania, además de tener un Advanced MBA de la Universidad Adolfo Ibañez.
SEC
ANDRÉS JÁUREGUI asumió como jefe de División de Ingeniería de Electricidad de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC). Es ingeniero de ejecución en Electricidad de la Universidad de Santiago; MBA del Iede Business School, de España, y cuenta con diplomados y la certificación profesional Project Management Professional (PMP), del Project Management Institute, de Estados Unidos.
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