Revista Electricidad 226

2019: Año crucial para los Servicios Complementarios

Entrevista a Valter Moro, gerente general de Enel Generación y EGP Chile

Mujer y Energía: María Paz de la Cruz, directora para Latinoamérica de I-REC Standard

Mínimos técnicos de termoeléctricas se redujeron en 1.411 MW

2019: Año crucial para los Servicios Complementarios

Mujer y Energía

María Paz de la Cruz, directora para Latinoamérica de I-REC Standard

Opinión

Fernando González, presidente de la Asociación de Energía Termosolar (ACSP)

34 Energía

Los data center hacen realidad el concepto de ciudades inteligentes

36 Energía

US$10 millones se han invertido en relacionamiento comunitario en Cardones-Polpaico

38 Mercado Eléctrico

EDITEC

Presidente: Ricardo Cortés

Gerente general: Cristián Solís

Editor general: Pablo Bravo

Consejo Editorial:

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

• Axel Levêque, gerente general de Engie Energía Chile.

• Rodrigo López, vicepresidente de Operaciones de Transelec

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

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

• Daniel Salazar, director ejecutivo del Coordinador Eléctrico Nacional.

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

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

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

• Karla Zapata, gerente de Enel X Chile

Director: Roly Solís

Editora: Daniela Maldonado

Periodista: Roberto Valencia

Fotografía: Rayen Luna y archivo Editec

Diseño y Producción: Ediarte S.A.

Director de Arte: Alfredo Eloy Diseñador gráfico: Andrés Núñez

Foto: Archivo ELECTRICIDAD.

Fotos: Rayen Luna-ELECTRICIDAD.

N Ú M E R O

UNO

El rol de la flexibilidad en el debate eléctrico de 2019

EL LLAMADO PROYECTO DE LEY DE FLEXIBILIDAD, que abordará el perfeccionamiento de la actual normativa de Transmisión, vigente desde 2016, además de otras regulaciones importantes, como las de Servicios Complementarios y el cálculo de la potencia en el mercado eléctrico, será uno de los temas más relevantes a discutir en el sector durante este año, pues las expectativas de los actores de la industria en este tema son altas, especialmente para despejar lo que consideran como algunas barreras en la operación del sistema eléctrico, que podrían afectar el desarrollo de futuras inversiones.

Tanto la ministra de Energía, Susana Jiménez, como el subsecretario Ricardo Irarrázabal, han declarado la intención de enviar antes del primer semestre de 2019 un Proyecto de Ley al Congreso, donde se incorporarían cambios para avanzar hacia la flexibilidad en la operación del sistema, en varios aspectos: planificación de la transmisión, acceso abierto, servicios complementarios y en el cálculo de la potencia, entre otros.

nocerá el aporte a la confiabilidad del sistema eléctrico y de las diversas tecnologías, además de las señales adecuadas de inversión y en la reducción de costos.

Disminuir los tiempos de conexión de los proyectos de transmisión es el otro punto importante para los actores del sector, especialmente con el actual escenario de la entrada en operaciones de centrales de energías renovables, junto a los proyectos de transmisión que se están adjudicando en las licitaciones que lleva a cabo el Coordinador Eléctrico Nacional. Esto ha sido reconocido por las actuales autoridades, desde donde se ha aclarado que las futuras modificaciones deben ser abordadas sin afectar el abastecimiento de la demanda eléctrica.

Tanto la ministra de Energía, Susana Jiménez, como el subsecretario Ricardo Irarrázabal, han declarado la intención de enviar antes del primer semestre de 2019 un Proyecto de Ley al Congreso, donde se incorporarían cambios para avanzar hacia la flexibilidad en la operación del sistema, en varios aspectos.

Estos temas fueron discutidos en los eventos del sector energético realizados en la segunda mitad de 2018, como −por ejemplo− en el XVI ForoNor y en la II ExpoERNC, donde se concordó en la necesidad de avanzar en materia de flexibilidad, desde el punto de vista operativo y regulatorio.

El secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía, José Venegas, en esos eventos explicó que la idea de los cambios apunta también a revisar la forma en que se reco-

A esto se suman las iniciativas que se realizan en el sector privado para avanzar en flexibilidad, como el convenio firmado entre Guacolda y 27 empresas renovables para optimizar transmisión en la zona centro norte, lo cual fue realizado con la presencia del subsecretario de Energía, Ricardo Irarrázabal y de Juan Carlos Olmedo, presidente del Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico Nacional.

Es sobre este terreno que las expectativas de la industria se concentran en las instancias de participación con las autoridades para poder entregar sus observaciones técnicas y legales en estas materias, lo que va en sintonía con las declaraciones de las autoridades en cuanto a que las puertas del Ministerio de Energía están abiertas para seguir avanzando.

AD PORTAS DE UNA NUEVA REGULACIÓN

2019: Año crucial para los Servicios Complementarios

En enero de 2020 entrará en vigencia un marco legal en esta materia, donde los actores del sistema eléctrico tienen varias expectativas, en lo que concierne a competencia, remuneración, asignación de costos y en la inversión de nuevas tecnologías.

Foto: Gentileza

Banco de baterías BESS de Engie Energía Chile en Arica.

ESTE AÑO SERÁ DECISIVO en la transición que realiza el sector eléctrico nacional en torno a los Servicios Complementarios (SSCC), cuyas modificaciones entrarán en vigencia en enero de 2020, donde la competencia, la remuneración y asignación de pagos por sus operaciones, son ejes centrales dentro de la discusión sobre este tema, según lo que señalan a ELECTRICIDAD los actores del mercado local.

Y es que, a juicio de los especialistas, los SSCC son una variable relevante en el funcionamiento del mercado, considerando que –de acuerdo a los datos de la consultora Systep− en 2017 totalizaron cerca de US$37 millones en transferencias económicas, en una dinámica que se prevé en aumento, debido a los requerimientos que plantea el mayor ingreso de las energías renovables variables (solar fotovoltaica y eólica) para la operación del sistema eléctrico, por lo que aseguran que esto planteará nuevas tareas para el Coordinador Eléctrico Nacional.

Competencia

Los actores del sector coinciden en señalar que los Servicios Complementarios son los requerimientos técnicos que necesita el sistema eléctrico para mantener la seguridad en sus operaciones y que actualmente se enfocan en tres áreas: control de frecuencia, control de tensión y recuperación del servicio (ver recuadro en página 9).

Actualmente estos servicios están regulados por la Ley Corta I de 2004, con un reglamento vigente desde 2016, donde se estipula que el Coordinador Eléctrico Nacional es el encargado de determinar qué instalaciones eléctricas pueden aportar Servicios Complementarios, “recibiendo una remuneración por parte de las empresas generadoras, en base a estudios de costos”, explica Carlos Barría, director ejecutivo de GPM A.G., gremio que agrupa a los pequeños y medianos generadores.

Pero, a partir del 1 de enero de 2020, este régimen se modificará y las reglas específicas serán

aquellas que contemple el nuevo reglamento de SSCC, el cual todavía debe ingresar a la Contraloría General de la República, siendo este un paso clave en la discusión de este tema en la industria.

“La Ley Nº 20.936 modificó las reglas económicas y definió que, en principio, son las empresas las que a través de subastas o licitaciones competitivas resolverán participar o no en la entrega de SSCC o de invertir en nuevas instalaciones para aportar con estos servicios. Además, la nueva ley definió que son solo las empresas con retiros (empresas generadoras con contratos) las que deberán pagar por los SSCC, y en caso de nuevas inversiones serán los clientes finales libres y regulados quienes deberán pagarlas”, sostiene Carlos Barría.

Foto:ArchivoELECTRICIDAD

Hugh Rudnick, director de Systep y académico PUC.

Foto:ArchivoELECTRICIDAD

Enzo Sauma, director del Centro de Energía UC, destaca la importancia del reglamento en lo que se refiere a la competencia en el mercado eléctrico, pues “lo que dice es que, si se garantiza que el mercado de Servicios Complementarios es suficientemente competitivo, se pueda hacer una subasta de esos servicios”.

El factor tecnológico

Carlos Barría, director ejecutivo de GPM A.G.

Las tecnologías que se relacionan con la provisión de Servicios Complementarios son variadas, según señalan los especialistas. Hugh Rudnick, director de Systep y académico de la PUC, en este contexto prevé que “puedan ayudar mucho las baterías de almacenamiento y la respuesta de la demanda (este último punto se refiere a ciertos cambios en el uso de la electricidad por parte de recursos de demanda desde sus patrones normales de consumo, en respuesta a cambios en el precio de la electricidad en el tiempo, o por pago de incentivos para inducir reducciones de consumo)”.

Los bancos de baterías son otra opción tecnológica viable. Waleska Moyano destaca que esta tecnología la tiene Engie en Arica con el objetivo de liberar reserva en giro de las unidades de generación de la empresa, “por lo que tenemos certeza de que esta tecnología puede ofrecer Servicios Complementarios”.

“Para dimensionar el real potencial de esta tecnología para prestar otros SSCC, serán necesarias pruebas a estos equipamientos para identificar qué servicios se pueden entregar cumpliendo los estándares que definirá la autoridad”, aclara

En su opinión, esta es una buena señal “porque las subastas introducen señales de precio al mejor postor de los servicios complementarios. Eso sí, hay que tener las precauciones necesarias para asegurar que estas sean competitivas, lo cual es un desafío no menor para Chile, dado que, a diferencia de la mayoría de los sistemas de potencia del mundo, acá se combina subastas competitivas con costos auditados”.

Esto también es comentado por José Venegas, secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE): “La Ley tiene señales competitivas, donde hay libre acceso a estos servicios, pero estamos conscientes también de quién lo paga. En el caso de las subastas, los pagan los comercializadores al efectuar retiros, o sea lo está pagando en primera instancia el suministrador. Mientras que, en el caso de las licitaciones, va a cargo de la demanda completamente, como va en la transmisión”.

Este proceso de cambio es resaltado por Waleska Moyano, gerenta de Regulación de Engie Energía Chile: “El sistema eléctrico tiene el desafío de prepararse durante 2019 para transitar desde un mercado de costos, materializado mediante asig-

la gerenta de Regulación de Engie Energía Chile. Los sistemas de almacenamiento son los que menciona Claudia Rahmann, académica del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Chile: “La respuesta rápida de frecuencia durante grandes desbalances de potencia puede ser provista por diferentes sistemas de almacenamiento, preferiblemente orientados a aplicaciones de potencia, como los volantes de inercia o supercondensadores, centrales fotovoltaicas operando con cierto margen de reserva, ya sea mediante operación fuera del MPP (punto máximo de potencia) o mediante equipos de almacenamiento, y centrales eólicas operando con o sin un margen de reserva”.

Esto es compartido por Carlos Barría, director ejecutivo de GPM A.G.: “Las centrales hidroeléctricas de embalse han sido históricamente las instalaciones más eficientes para aportar al control de frecuencia”.

Rodrigo Solís, director de Estudios y Contenidos de Generadoras de Chile, complementa que otras soluciones son el “pumped storage y las plantas de concentración solar de potencia”.

nación directa del Coordinador, hacia un mercado competitivo”.

Foto:GentilezaCentroEnergíaUC

“Este mercado competitivo de Servicios Complementarios se dividirá en subastas para los recursos de corto plazo, como puede ser la asignación de reserva para el control de frecuencia, y licitaciones para recursos de largo plazo, como es el caso de nuevas inversiones. Solo en el caso que no exista competencia en algún SSCC, el Coordinador deberá asignar de forma directa dicho SSCC”, precisa la ejecutiva.

“Para una adecuada implementación del nuevo régimen, además de ser necesaria la publicación del reglamento de Servicios Complementarios que prontamente será reingresado a Contraloría, la autoridad se encuentra desarrollando las Normas Técnicas que permitan al Coordina dor adecuar sus procesos a la nueva regulación”, añade Waleska Moyano.

Claudia Rahmann, académica del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Chile, coincide con este diagnóstico, por cuanto señala que al avanzar hacia un sistema de licitaciones y subastas para la implementación de los SSCC, “se establece un mercado competitivo en el cual cualquier actor puede ofrecer el servicio en la medida que este resulte atractivo económicamente. Lo anterior favorece la entrada de nuevos actores al mercado de SSCC como por ejemplo baterías o incluso centrales ERNC”.

Eso sí, los especialistas también advierten poner atención en algunos puntos de esta discusión. Por ejemplo, Hugh Rudnick, director de Systep y académico de la Universidad Católica, indica que si bien en la regulación “se dio un marco bastante abierto en el que se supuso que había ciertos requerimientos que podían ser respondidos en un ambiente competitivo, está por verse cuáles son los servicios que realmente se pueden llevar a subastas o a licitaciones, además de cuáles van a tener que ser por instrucción directa, pero creo

Foto:RayenLuna-ELECTRICIDAD

Enzo Sauma, director del Centro de Energía UC.

Banco de baterías de AES Gener que ofrecen Servicios Complementarios en Angamos.

José Venegas, secretario ejecutivo de la CNE.

Foto: Archivo ELECTRICIDAD.

que es un tema que hay que investigarlo un poco más para ver si habrá competencia en el suministro de los servicios”.

Foto:ArchivoELECTRICIDAD .

Lo mismo es compartido por Enzo Sauma, para quien adicionalmente es necesario esclarecer algunos aspectos relacionados con subastas, “porque se indica que estas se pueden realizar cuando se verifique suficientemente la competencia en el mercado, pero no dice qué se va a hacer si no hay suficiente competencia y tendría que hacerse sobre la base de los costos”.

Carlos Barría complementa este punto, señalando que en el mundo de los pequeños y medianos generadores la duda “es cómo se podrá implementar una subasta que permita ampliar la competencia y que todas las empresas puedan tener la opción de competir en igualdad de condiciones, por lo que en este punto el Coordinador tendrá un rol fundamental para garantizar plena competencia en cada uno de los procesos de subastas”.

Foto:GentilezaUdeCh

Otro aspecto que menciona el ejecutivo es que el organismo coordinador a futuro también debería resolver la asignación del control de frecuencia, “cuya programación de la operación trae consigo una complejidad importante dado que debe interactuar un sistema de despacho por costos con procesos de subastas que se rigen por precios de mercado”.

Para Waleska Moyano, el real potencial de este mercado “dependerá de la forma en la cual la CNE y el Coordinador Eléctrico Nacional materialicen las subastas y licitaciones de SSCC y, en caso de que se cree un ambiente favorable para la competencia, existirá mucho interés de los actores por participar, permitiendo alcanzar un sistema robusto, eficiente y preparado para un mayor ingreso de centrales ERNC”.

Remuneración

La asignación de los costos es un eje central de la discusión en torno a los Servicios Complementarios. Carlos Barría destaca como positiva “la modificación que el Ministerio de Energía

Waleska Moyano, gerenta de Regulación de Engie Energía.

Claudia Rahmann, académica del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Chile.

Central hidroeléctrica de embalse de Colbún. Esta tecnología es una opción para ofrecer servicios complementarios.

incorporó en mayo de 2018 al reglamento que todavía se encuentra en trámite, señalando que la Ley determinará la forma de asignación de costos de SSCC”.

“En este sentido, creemos que la asignación de costos debe incentivar a que todos los agentes del mercado utilicen las mejores herramientas y tengan la mejor información para pronosticar los recursos energéticos renovables y también los clientes logren la mejor forma para proyectar sus demandas”, afirma el representante de GPM A.G.

“Esta motivación se logra asignando los costos de SSCC a las instalaciones cuyo comportamiento en la operación obliga a asumir mayores recursos técnicos, es decir, mayores costos de SSCC. En este sentido, esperamos que el proyecto de ley de flexibilidad anunciado por el Ministerio traiga cambios legales en esta dirección”, agrega Barría.

Por su lado, Rodrigo Solís, director de Estudios y Contenidos de Generadoras de Chile, asevera que la remuneración “debiera ser tal que quien provee dichos servicios cubra completamente sus costos y que obtenga el correspondiente beneficio. Respecto a esto último es esencial que una eventual asignación directa por parte del Coordinador se efectúe a un precio que permita cubrir los costos reales”.

El ejecutivo indica que en materia de asignación de pagos por los Servicios Complementarios, la Asociación de Generadoras se inclina por el “principio de causalidad, el que consiste en quien causa el desvío

Tabla 1: Tipos de Servicios Complementarios

Servicio Complementario

Control de frecuencia

Control de Tensión

Recuperación del Servicio

Fuente: Systep.

Planta solar logró servicio de control de frecuencia en menos de 1 segundo

En octubre de 2017 se realizó la primera prueba para la participación activa en servicios complementarios de una central fotovoltaica, la cual fue impulsada por First Solar y Engie Laborelec Chile, siendo la primera desarrollada en Latinoamérica y la segunda hecha a nivel mundial. El ensayo probó en tiempo real las capacidades de la Central Luz del Norte, de 141 MW, para brindar servicios complementarios como el control rápido de frecuencia y el control rápido de tensión.

Gabriel Ortiz, Asset manager de First Solar, destaca los positivos resultados de esta prueba, los cuales fueron publicados a fines del año pasado: “Tanto para el caso de los servicios de control primario como de control secundario de frecuencia, la respuesta es dinámicamente superior al desempeño de centrales convencionales sometidas a una exigencia similar. Los tiempos de respuesta involucrados son menores a un segundo para la entrega de la reserva comprometida (estimados entre 250 - 500 [ms] – excluyendo el tiempo de la detección del evento)”, precisa el ejecutivo.

En el caso de los servicios de control de tensión, Ortiz indica que se observó que la central es capaz de adaptar su aporte de potencia reactiva de manera rápida, para compensar variaciones de tensión en el sistema dentro de la banda de operación normal.

Según Ortiz, el resultado del tiempo de respuesta en menos de un segundo responde a las características constructivas de la planta solar: es un sistema totalmente eléctrico y estático, con un sistema de control avanzado que hace que todos los inversores se comporten como una única fuente de generación en el punto de interconexión”.

Waleska Moyano, gerenta de Regulación de Engie Energía Chile, sostiene que los resultados obtenidos “evidencian la capacidad de las plantas fotovoltaicas de modificar su producción de potencia activa y reactiva de tal forma de proveer servicios complementarios en forma eficiente”.

Gabriel Ortiz estima que en el primer trimestre de este año se pueda entrar en una etapa de pruebas para que la planta solar ofrezca este servicio.

paga, ya sea que el requerimiento de activación de SSCC provenga por parte de la oferta o la demanda, por lo que hemos destacado dicha propuesta aplicada a los costos de operación que conlleva el uso efectivo de los SSCC. La implementación de tal propuesta conlleva también a establecer, a nivel de programación, reprogramación y despacho real, lo que se denomina el “despacho vinculante”.

Propósito

Responder adecuadamente a variaciones de demanda y generación

Responder adecuadamente a variaciones de tensión que ocurran en los distintos nodos del sistema

Responder adecuadamente a contingencias mayores, como por ejemplo grandes unidades de generación

Para Claudia Rahmann, si los costos son asignados a la demanda y a los desarrolladores de energías renovables variables, sería una medida que “podría resultar contradictoria cuando se consideran las metas de ERNC existentes a nivel nacional. Por otra parte, un esquema en esa línea me parece “incompleto” pues solo sanciona el impacto negativo de la incertidumbre asociada a las ERNC sin reconocer sus beneficios socio-ambientales”.

Sobre la remuneración por los SSCC, la académica asegura que su pago “debiese ser asumido por todos los actores que hacen uso del sistema”, agregando que a su juicio es “poco intuitivo establecer que los SSCC deben ser pagados por las empresas de generación que realizan retiros del sistema, pues se podría llevar a que existan centrales de generación ERNC que aumenten las necesidades de SSCC (por ejemplo en términos de montos reservas) y que no participen en los pagos de estos servicios”.

En su opinión, esto “no solo resulta contradictorio, sino que además podría dar señales a nivel de mercado que lleven a una ineficiencia económica del sistema, por lo que es de suma importancia que el regulador dimensione el efecto que este concepto de pago podría tener a nivel de mercado considerando todos los posibles escenarios que se pueden enfrentar a futuro. Dicho dimensionamiento es un pro blema complejo, en el cual intervienen una gran cantidad de variables que pueden afectar significativamente los resultados obtenidos, por lo cual se deben hacer con cautela”.

En la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera A.G.) también plantean la necesidad de que los Servicios Complementarios “sean pagados por los retiros, tal como lo contempla la regulación existente a la fecha y como

Foto:GentilezaGabrielOrti z

lo considera la Ley General de Servicios Eléctricos, pues en definitiva son quienes se benefician de la estabilidad, calidad y continuidad del suministro que prestan estos servicios. En definitiva, a pesar de que su variabilidad implique un costo adicional por SSCC, la participación de ERNC variable en el despacho siempre resultará en un costo global de operación menor que las opciones convencionales”, asegura Carlos Finat, director ejecutivo del gremio.

De acuerdo a Carlos Barría, la discusión en torno a los procesos de subastas y a la asignación de costos para los SSCC son materias que “deberían ser abordadas en el proyecto de Ley de flexibilidad”, que el Ministerio de Energía pretende enviar este año al Congreso, donde se contempla el perfeccionamiento de la Ley de Transmisión (N° 20.936).

Perspectivas

Los actores del sector eléctrico también comparten la idea de la creciente relevancia estratégica que adquirirán los Servicios Complementarios en la operación del sistema eléctrico. Hugh Rudnick plantea que “si bien hoy son de un monto relativamente menores en el mercado, estos servicios van a ir haciéndose cada vez más importantes, por lo que el monto de transferencias económicas irá aumentando”.

Carbón Carbón Carbón Carbón

GNL GNL GNL GNL

Hidro (CHAP)

Carbón (Guacolda)

CENTRO SUR

Fuente: Systep.

Carbón Carbón Carbón

GNL GNL GNL GNL

Hidro Hidro Hidro Hidro

Diésel (Antilhué) Diesel

A su juicio, una correcta planificación de los Servicios Complementarios “pasa por el Coordinador Eléctrico Nacional, para que identifique la dinámica de mayor ingreso de energías variables que va exigiendo al sistema y así poder ir programando cómo se requiere el control de frecuencia, el control de tensión, la desconexión de carga y la recuperación de servicio. La gran responsabilidad será la del Coordinador de ir anticipando cómo se van a ir requiriendo esos servicios”.

Por su parte, Carlos Finat sostiene que el desafío técnico a futuro apunta a la forma “en cómo se verificará que los Servicios Complementarios, que han sido comprometidos por determinados agentes del mercado eléctrico, efectivamente sean prestados con la calidad y la oportunidad con que fueron

Foto:

Foto:RayenLuna-ELECTRICIDAD .

Rodrigo Solís, director de Estudios y Contenidos de Generadoras de Chile.

Carlos Finat, director ejecutivo de Acera.

Gabriel Ortiz, Asset manager de First Solar.

Tabla 2: Tecnologías que actualmente prestan SSCC

Historia de los Servicios Complementarios

Ley Corta I

Introducción del concepto de Servicios

Complementarios

Promulgación del Reglamento de Servicios

Complementarios

comprometidos, lo cual puede ser verificado mediante auditorias, que son herramientas en las que el Coordinador ya tiene una importante experiencia”.

Otro tema mencionado por el ejecutivo será revisar la manera de “evitar el doble pago de un mismo

Ley de Transmisión

Paso de un sistema de remuneración a un mercado de Servicios

Complementarios. Se agregan nuevos servicios.

Inicio 2020

servicio prestado por parte de un titular de una instalación que proporciona varios Servicios Complementarios”.

También señala que es necesario que la regulación “asegure que los sistemas de almacenamiento puedan competir en el mercado de SSCC sin ningún tipo de barreras”.

Finalmente, para Rodrigo Solís, seguir incorporando tecnologías eficientes para la provisión de SSCC es otro reto para los actores del sistema eléctrico, argumentando que estas deben ir en sintonía con los “nuevos usos de electricidad, como el transporte o la electrificación de consumos industriales”.

Conclusiones

• En 2020 entrará a regir una nueva regulación para los Servicios Complementarios, donde se contemplan subastas para ofrecer estos servicios, por lo que los actores del sistema eléctrico esperan que se inyecte más competencia en este mercado.

• La remuneración de costos y la asignación de costos son aspectos claves que preocupan a los actores del sector eléctrico.

• A futuro se espera que los mayores requerimientos de SSCC ante el ingreso de energía renovable variable implique nuevas tareas para el Coordinador Eléctrico Nacional.

Planta solar Luz del Norte de First Solar, donde se hizo la prueba del control de frecuencia.

Foto: Gentileza

Fuente: Systep.

VALTER MORO

Enel espera tener un “rol activo” en perfeccionamiento de la transmisión

En entrevista con ELECTRICIDAD, el gerente general del brazo generador del grupo señala la necesidad de avanzar en la flexibilidad de la operación en el sistema eléctrico, destacando el rol que cumplirán los Servicios Complementarios.

VALTER MORO, gerente general de Enel Generación Chile y EGP Chile, ha sido un ejecutivo clave en el trayecto del grupo italiano en el mercado eléctrico local, donde llegó en octubre de 2014. Por lo mismo ha conocido los recientes cambios regulatorios en el sector, específicamente en lo que ha sido la adaptación de ambas empresas debido a la mayor inserción de energías renovables en el país.

¿Cómo fue la participación de Enel Generación Chile y EGP en la operación del sistema en 2018?

A noviembre de 2018, el grupo Enel en Chile (a través de sus filiales Enel Generación Chile y Enel Green Power Chile) cuenta con una capacidad instalada de 7,5 GW, lo que equivale a cerca de 30% de la capacidad instalada del país, y la contribución de ambas empresas en 2018 ha sido de 19,3 TWh, es decir, 27% de la producción nacional, de los cuales casi el 70% de la energía generada proviene de fuentes libres de emisiones.

¿Cuáles son las perspectivas que tienen para este año respecto a la operación del sistema?

Para 2019 vemos varios desafíos desde el punto de vista regulatorio y que están marcados, principalmente, por la transición energética con un fuerte

Valter Moro, gerente general de Enel Generación Chile y de EGP Chile.

Foto: Gentileza

Enel Chile.

crecimiento de energías renovables, especialmente en los avances que se darán en materia de flexibilidad del sistema y perfeccionamientos de la Ley de Transmisión, donde esperamos desempeñar un rol activo y poder aportar en las distintas instancias.

Flexibilidad

¿Cómo ha sido el proceso de adaptación de Enel Generación con la Ley de Transmisión?

Nos hemos preparado para ajustarnos a los nuevos requerimientos, tanto desde el punto de vista de la operación de nuestras instalaciones, como de la adaptación de nuestros modelos de comercialización. En la práctica, pretendemos acogernos en todos nuestros contratos al mecanismo de cargo único de transmisión (CET), que permite el adelanto de la aplicación plena de las modificaciones, en la medida que esto haga sentido a Enel y sus clientes.

A su juicio, ¿qué aspectos se pueden considerar para perfeccionar esta normativa?

Creemos que deben reforzarse las atribuciones entregadas a la CNE y al Coordinador Eléctrico Nacional para planificar en forma oportuna y con holguras el sistema de transmisión, tal como se persigue en la modificación legal ya implementada. Todos los esfuerzos que permitan facilitar ampliaciones mayores debieran ser realizados. Los efectos de la ley de trasmisión recién comienzan a sentirse y hay algunos perfeccionamientos que esperamos se puedan realizar como, por ejemplo, facilitar y hacer más flexible el proceso de conexión de proyectos en la planificación de la transmisión, así como definir con mayor claridad aspectos asociados con el acceso abierto.

¿Cómo evalúa la inserción de las ERNC en la operación del sistema eléctrico y hacia dónde debería apuntar la flexibilidad en este ámbito? La flexibilidad se logrará con un adecuado mercado para los servicios complementarios, sin la necesidad de innovaciones regulatorias o subsidios particulares a tecnologías que pueden ser distorsionadoras. La experiencia internacional nos enseña que las instalaciones existentes pueden aportar con mucha mayor flexibilidad, realizando adecuaciones e inversiones motivadas por la adecuada remuneración de los servicios complementarios. Si estos servicios dejan de pagarse

a costo y se permite un mercado adecuado, sin duda se realizarán las inversiones y adecuaciones más eficientes para entregar los servicios o flexibilidad que el sistema requiera. Asimismo, es importante habilitar y dar mayores certezas respecto de nuevas fuentes de flexibilidad, como el almacenamiento de energía.

¿Qué cambios ha debido realizar Enel Generación para avanzar en flexibilidad operacional ante la mayor presencia de ERNC?

Conseguimos ajustar la gestión de las máquinas a rangos de operación ambiental más amplios. En términos de eficiencia, esta variable también se adecuó a esta nueva realidad operacional de niveles más amplios, consiguiendo la flexibilización esperada. Un punto relevante fue la nueva estrategia de mantenimiento, que tiene como propósito preparar las unidades a un escenario de mayor desgaste, pero sin arriesgar la condición de eficiencia y control ambiental.

¿Cuál será la inversión de Enel Generación y EGP en nuevos proyectos a futuro?

La inversión programada prevista para el periodo 20192021, contempla un monto aproximado de US$1.400 millones para proyectos de energías renovables, con el objetivo de incorporar cerca de 1,1 GW de capacidad renovable instalada adicional al sistema. Durante 2019, estarán en construcción plantas en cada una de las cuatro tecnologías renovables: Los Cóndores (aproximadamente 150 MW) de tecnología hidroeléctrica, y cuyo avance a la fecha es de más de un 70%.

También iniciaremos la construcción de tres nuevas plantas, una solar, una eólica y una geotérmica, que es la extensión de Cerro Pabellón, que está pensada para fines de 2020.

Valter Moro encabezó la inauguración del centro de control de Enel en Santiago, realizada en 2018.

Fotos: Rayen Luna-ELECTRICIDAD.

Público asistente al Tutorial del Cigré “Requisitos sísmicos para instalaciones eléctricas de alta tensión”.

Cigré Chile presentó a la CNE propuesta para norma

sísmica de instalaciones eléctricas

EL CAPÍTULO CHILENO del Consejo Internacional de Grandes Redes Eléctricas (Cigré) presentó a la Comisión Nacional de Energía (CNE) el documento “Requisitos sísmicos para instalaciones eléctricas de alta tensión”, para que sus recomendaciones para la industria eléctrica sean consideradas como un insumo clave en la creación de una norma nacional en esta materia con la finalidad de que sea considerado en el plan normativo 2019 del organismo regulador.

El documento fue elaborado por un Comité Técnico Especial convocado por Cigré Chile, el cual contó con la participación −permanente y parcial− de 39 profesionales provenientes de empresas, consultoras de ingeniería y universidades.

El Comité Técnico especial estuvo conformado por dos subcomités: Uno dedicado a equipos, orientado para el desarrollo de las secciones relacionadas con el diseño sísmico de equipos eléctricos, además

Documento elaborado por un grupo técnico organizado por este organismo fue presentado en un tutorial, donde se incluyeron los requisitos y recomendaciones para que sean consideradas por los actores de la industria eléctrica, en lo que se refiere a la implementación de equipamiento, así como en fundaciones y en las estructuras de soporte.

de un subcomité civil estructural, que se enfocó en el desarrollo de las secciones relacionadas con las estructuras, fundaciones y en general todas las otras obras civiles que forman parte de las instalaciones eléctricas de alta tensión.

Entre los objetivos que tuvo este trabajo estuvo el de unificar en un solo documento los requisitos sísmicos que se deben cumplir en el país a la hora de realizar instalaciones de equipos eléctricos, estructuras y obras

INSUMO CLAVE EN LA CREACIÓN DE UNA NORMA NACIONAL

civiles, “haciéndolos coherentes y armónicos entre sí”, explicó Hernán Casar, director de Cigré Chile, quien fue uno de los relatores del tutorial sobre esta tema que realizó el organismo en diciembre pasado.

El especialista explicó que los requisitos definidos en el documento “están relacionados no solo con la resistencia a las solicitaciones sísmicas a las que estarán sometidos los distintos elementos que conforman las instalaciones eléctricas de alta tensión, sino que también a las condiciones de disponibilidad de operación que deberán tener este tipo de instalaciones, situación que lleva a la necesidad de imponer requisitos de comportamiento sísmico que tienden a ser más exigentes que los aplicables a otras instalaciones industriales”.

Contenidos

Otro de los expositores del tutorial fue Marcela Aravena, directora de Cigré Chile, quien detalló los principales puntos de este trabajo, “donde se definen los requisitos sísmicos de todos los elementos que conforman las instalaciones eléctricas de alta tensión, evitando duplicidades e inconsistencias entre ‘criterios sísmicos eléctricos’ y ‘criterios sísmicos civiles’, además de definir las responsabilidades de los distintos actores”.

“El documento del Cigré incorpora conceptos que son propios del diseño sísmico, pero que hasta ahora no han sido explícitos para los equipos eléctricos y, por ende, no son conocidos por los profesionales eléctricos”, precisó la especialista.

Aravena afirmó que la recomendación de Cigré Chile es que “mientras no exista una norma sísmica oficial para el sistema eléctrico, el presente documento sirva como guía para los proyectos en desarrollo”.

Otro elemento destacado por la especialista es el concepto de “análisis dinámico” que se incorpora en el documento respecto al diseño de las estructuras y fundaciones de los equipos que se instalan en las subestaciones.

“Lo que se busca es, por una parte, romper este mito de que algunas cosas son eléctricas y otras son civi-

les, como si fueran dos proyectos completamente distintos, puesto que tenemos un equipos eléctrico sobre una estructura y una fundación civil y eso tiene que funcionar en su conjunto”, mencionó Aravena.

Responsabilidades

De acuerdo a Marcela Aravena, el documento también define los requisitos técnicos de todos los elementos que conforman las instalaciones, evitando duplicidades e inconsistencias, entre criterios sísmico-eléctricos y criterios sísmicos civiles, y se definen responsabilidades también, agregó.

En esta línea, Hernán Casar indicó que en el documento se definen a los actores que participan en los proyectos de instalaciones eléctricas de alta tensión, entre los cuales están:

• Diseñador: profesional responsable del diseño sísmico del elemento (equipos, estructuras, fundaciones, obras civiles), quien debe contar con cinco años de experiencia en el diseño de estas instalaciones.

• Revisor: es el encargado de la revisión del diseño sísmico realizado por el diseñador, quien debe contar con una experiencia de diez años en el diseño o revisión de diseños sísmicos de estos elementos, por lo que debe ser independiente del diseñador.

Directores del Cigré entregaron reconocimiento a Hernán Casar y Marcela Aravena por su contribución al organismo.

• Dueño: es el propietario de la instalación y, según el documento, además es el responsable final ante la autoridad para que la instalación cumpla los requisitos sísmicos establecidos.

Foto: Gentileza Cigré Chile.

• Fabricante: en el caso de los equipos eléctricos, es el responsable del diseño sísmico de este y, por ende, está también a cargo de toda la documentación que respalda el diseño sísmico de equipos.

• Proveedor del equipo: es el responsable del suministro del equipo eléctrico y, por lo tanto, está encargado también de toda la documentación necesaria que respalda el diseño sísmico. Cuando el proveedor es diferente del fabricante, el proveedor es responsable subsidiariamente del diseño sísmico del equipo al cual provee.

• Contratista: es el responsable del desarrollo de la ingeniería y/o construcción del proyecto de instalación y, por ende, responsable de la entrega de toda la documentación necesaria que respalda el equipo eléctrico. Cuando el contratista también es el responsable del suministro de los equipos eléctricos, entonces también le corresponden las responsabilidades del proveedor.

El documento también especifica las responsabilidades de los diseñadores de equipos, de las estructuras de soporte, de la fundación y de otras obras civiles.

Tipos de equipos

Otro punto que incluye el documento es la ampliación de la clasificación de los equipos eléctricos:

• Semi-rígidos: conformados por un elemento principal de gran masa y rigidez, normalmente anclado directamente a la fundación, con componentes flexibles, como son los transformadores de potencia y los reactores de poder.

• Flexibles con simetría respecto de su eje

vertical: interruptores, transformadores de potencia y de corriente, pararrayos, aisladores de soporte y otros similares.

• Flexibles sin simetría respecto de su eje

vertical: interruptores con cámaras en T, desconectadores y otros similares.

• Otros equipos no rígidos: aquellos que no se pueden clasificar en alguna de las categorías anteriores, como equipos GIS y bancos de condensadores.

Otros puntos

El documento también establece los requisitos que se recomiendan para los equipos eléctricos de alta tensión, mencionando las solicitaciones a considerar, así como los métodos de cálculo analíticos, estáticos y dinámicos, junto a métodos experimentales de verificación del diseño sísmico de estos. “También se establecen claramente los requisitos de resistencia y factores de seguridad que deben cumplir los materiales dúctiles, materiales no dúctiles (frágiles) y materiales poliméricos”, se indicó en la presentación de los especialistas del Cigré.

“Adicionalmente, se incorporan los criterios de diseño de las conexiones eléctricas entre equipos y las barras de la subestación, de modo de dimensionar las holguras de las conexiones para permitir los desplazamientos relativos de las partes que se conectan eléctricamente y que se condicen con las fuerzas de ‘tirón’ definidas en las solicitaciones simultáneas con el sismo”, se indicó en la exposición.

Posteriormente, en cuanto a la estructura de soporte de los equipos eléctricos, en el Tutorial se destacó que su función es albergar a equipos eléctricos flexibles, como interruptores, pararrayos, desconectadores, aisladores de pedestal y otros, los cuales también son conocidos como “estructuras bajas”.

Debido a que los equipos flexibles son de poca masa con respecto a su fundación, el comportamiento sísmico del sistema “equipo + estructura de soporte” está influenciado por el comportamiento sísmico de la fundación, razón por la cual el análisis debe ser para el sistema “equipo + estructura de soporte + fundación”, se indicó en la presentación del trabajo.

Durante el Tutorial se aclaró que el documento elaborado “no pretende en ningún caso aumentar las exigencias, pero sí establecerlas claramente, dejando menor espacio a las interpretaciones personales”.

Hernán Casar, director de Cigré Chile.

Marcela Aravena, directora de Cigré Chile.

Tutorial de Cigré Chile

En el Hotel Intercontinental de Santiago se realizó el Tutorial “Requisitos sísmicos para instalaciones eléctricas de alta tensión”, organizado por el capítulo chileno del Consejo Internacional de Grandes Redes Eléctrica (Cigré), donde asistieron consultores de firmas de ingeniería, académicos y ejecutivos de las empresas vinculadas al segmento de la generación y de la transmisión, además de otros organismos especializados del sector eléctrico.

Fotos: Rayen Luna-ELECTRICIDAD.

Raimundo Garcés, ingeniero de Proyectos; Nicolás Gorriño, coordinador de Operaciones y Mantenimiento, y David Sierra, ingeniero de Proyectos, todos de Celeo Redes.

Miguel Lafuente, gerente de Ingeniería de Isotron Chile; Sonia Álvarez, ingeniera de Isotron Chile, y Hugo Gálvez, ingeniero de Transelec.

Marcelo Saavedra, ingeniero especialista Senior de Colbún; Jennifer Pammer, jefe funcional de Obras Civiles de Dessau Ingeniería, y Daniel Hernández, jefe funcional de Estudios de Dessau Ingeniería.

Andrés González, ingeniero de Proyectos de Rhona; Etiel Romero, gerente de Proyectos de Chilquinta Energía, y Guillermo Lazcano, proyectista de Chilquinta Energía.

Nelson Cortés, consultor; Marta Laya, Design manager de Ferrovial, y Marcelo Torres, administrador de Obras de Ferrovial.

Cristián Díaz, ingeniero Senior; Sergio Arriagada, jefe de Área de Obras Civiles, y Rodrigo Castro, ingeniero, todos de Transelec.

Catherine Acevedo, Bid manager de Siemens Chile, y Javier Araya, jefe eléctrico de Inprolec.

Bladimir Díaz, gerente de Ingeniería de Transelec; Renato Valdivia, director de Cigré Chile; Patricio Pavez, Market manager de ABB en Chile, y Gonzalo Calvo, consultor de HCC Ltda.

Víctor Grimblatt, presidente de la Asociación de la Industria EléctricaElectrónica; Gerardo León, gerente de I+D de Synopsys, y Agustín González, académico del Departamento de Electrónica de la Universidad Técnica Federico Santa María.

Amadori, gerente de Ecoleed; Máximo Pacheco, exministro de Energía y consejero de Duoc UC; Santiago Marín, director del Área de Escuelas de Ingeniería, Construcción y Recursos Naturales de Duoc UC, y Eduardo Cordero, gerente general de Kolff.

Pía Correa, gerenta de Recursos Humanos de Kolff, y Marcela Correa, del Área Comercial de Kolff.

Encuentro de la Industria Eléctrica-Electrónica y Automatización

En el centro de eventos de Casapiedra se realizó el encuentro anual de la Asociación de la Industria Eléctrica-Electrónica, donde asistieron representantes de empresas del sector, de universidades y centros de formación técnica, quienes estuvieron presentes en la entrega del premio al ingeniero sobresaliente del año y a la mejor innovación o desarrollo tecnológico.

Fotos: Rayen Luna-ELECTRICIDAD.

Conn,

de Eecol

asesor de pedagogía del Centro de Formación Técnica (CFT) Enac; Julio Carreño, director de Tecnología y Administración de CFT Enac, y Jorge Espinoza, vicerrector académico

del

asesor del

de Electricidad y Electrónica de Inacap, y Fabrizio Andrades, director de carrera del Área Eléctrica y Electrónica de Inacap Concepción.

Cerón,

de Ventas;

Aldo

Cristián

ingeniero

Francisco Torres, ventas, y Luis Torrealba, coordinador de Servicios, todos de Danfoss.

Sandra Toledo, Plataforma Comerciales y Ventas; Andrés Molina, gerente general, y María Paz Molina, socia, todos de Indumol.

Cristián Muñoz, asesor

Área de Electricidad y Electrónica de Inacap; Luis Ramírez,

Área

Erwin

gerente

Electric; Rodrigo Pinto,

de CFT Enac.

Javier Zamora, director de carrera de IP Chile sede San Joaquín; Paolo Fajardo, coordinadora nacional Escuela de Ingeniería de IP Chile; Cristián Urra, director de Carrera de IP Chile sede Rancagua, y Hernán Cortés, director de Carrera de IP Chile sede República.

UN COMPLETO ANÁLISIS DE LA SITUACIÓN HÍDRICA DEL PAÍS Y EL MUNDO

El catastro expone la problemática de la escasez sobre los recursos hídricos en Chile y analiza el mercado actual del uso de agua de mar y la desalinización con un enfoque en la minería.

SECTORES:

Minero

Sanitario

Industrial

ANÁLISIS Y ESTADÍSTICAS DATOS TÉCNICOS DE OPERACIONES Y PROYECTOS

PRINCIPALES TECNOLOGÍAS DE DESALINIZACIÓN EXISTENTES

Más información: imercados@editec.cl / +56 2 2757 4284

Columna de Opinión

Loreto Rivera, gerenta de Asuntos Corporativos de CGE. Por

Las empresas ante el dilema de las redes sociales

EN

UNA SOCIEDAD MODERNA, cada vez más consciente de sus derechos y exigente de respuestas inmediatas, las redes sociales están jugando un rol decisivo. En muchos casos, la relación entre las empresas, sus clientes y la comunidad viene dada por cómo nos comunicamos a través de estos canales.

El punto es particularmente importante para las empresas de servicio público, como son las eléctricas, en especial en situaciones de contingencia cuando se exige información oportuna y veraz.

Es por esto que las compañías enfrentamos el desafío de comprender correctamente este fenómeno y actuar en consecuencia, definiendo claramente nuestras estrategias para comunicarnos con nuestros “clientes y ciudadanos” en todo momento, más aún en contingencias.

Esos fueron los tópicos centrales del seminario sobre nuevas tendencias en redes sociales que organizó CGE con el apoyo de Sofofa y la Universidad Católica.

Especialmente interesante fue la exposición de Antoni GutiérrezRubí, asesor político y consultor en estrategias digitales, quien afirmó que las empresas se juegan “su éxito, rentabilidad y sustentabilidad no solo por la posición que ocupan en el mercado, sino que también por la posición que ocupan en la sociedad”.

Agregó que ese hecho se refleja en que “los clientes están evolucionando hacia su posición de ciudadanos”, juzgando las posturas de la empresa desde esa dimensión. Así, las compañías son vistas en función de sus compromisos, sus valores, su moral y su ética, y no solo por el producto que venden o servicio que prestan.

Es por esto que las compañías enfrentamos el desafío de comprender correctamente este fenómeno y actuar en consecuencia, definiendo claramente nuestras estrategias para comunicarnos con nuestros “clientes y ciudadanos” en todo momento, más aún en contingencias. Lo anterior muchas veces es frustrante porque, por más que nos esforcemos, el resultado nunca es 100% satisfactorio.

Esas claves abordó también el académico de la Universidad Católica, Daniel Halpern, quien apuntó que las compañías no solo deben estar en las redes sociales, sino que prepararse para enfrentar críticas o acusaciones.

Para ello, explicó, se deben buscar indicadores para identificar problemas y vías para lograr apoyos, además de contar con estrategias que permitan comprender la dimensión ciudadana de los clientes y definir posturas claras ante temas que afectan a la comunidad.

En CGE hemos aprendido −y es un desafío permanente porque muchas veces nos agobia la inmediatez de estos medios− que no podemos quedarnos sentados a mirar este fenómeno, sino que es una obligación incorporar estas nuevas prácticas a nuestro trabajo, entendiendo lo que tienen de bueno y lo que tienen de malo. Solo así seremos capaces de acercarnos a nuestros clientes y cumplir nuestro compromiso con ellos, con la comunidad y con el país.

MARÍA PAZ DE LA CRUZ, DIRECTORA PARA LATINOAMÉRICA DE I-REC STANDARD

” A las mujeres nos da más pudor resaltar las cualidades de liderazgo”

La ingeniera industrial de la Universidad de Concepción considera que las tecnologías asociadas a la sustentabilidad están más ligadas al ámbito femenino y es en esta esfera que se va a dar de manera natural una mayor inserción. Con experiencia en Chile y Reino Unido reconoce que las mujeres deberían reforzar el networking.

Veinte años de experiencia laboral en distintos roles estratégicos tiene María Paz de la Cruz. La ingeniera industrial de la Universidad de Concepción y máster en Ciencias en Carbon Management de la Universidad de Edimburgo (Escocia) fue directora ejecutiva del ex Centro Nacional de Innovación y Fomento para las Energías Sustentables (CIFES).

María Paz trabajó en Inglaterra para Drax Power Limited apoyando su estrategia de desplazamiento de emisiones de carbono. Anteriormente fue asesora del gerente general de Eléctrica Guacolda S.A., donde desarrolló una red de suministro internacional de commodities energéticos. Previamente trabajó como analista en el Grupo Gener S.A., elaborando reportes de gestión para los socios de la compañía y evaluando la compra de activos de generación.

Actualmente es directora para Latinoamérica de I-REC Standard (International Renewable Energy Certificate) desde donde promueve la creación de un mercado de electricidad renovable en la región. Además, es consultora de Energeia, organización internacional que está formulando una Estrategia Nacional Financiera frente al Cambio Climático para el Ministerio de Hacienda, y asesora al Banco de Desarrollo Alemán KfW en la implementación de programas que apoyen proyectos de energías renovables y eficiencia energética en Chile. María Paz también es directora del Consejo Latinoamericano y del Caribe de Energía Renovable (LAC-CORE) una organización dedicada a promover el uso de las energías renovables en la región.

¿Qué es lo que más destaca de su carrera y cómo han influido los liderazgos femeninos? Considero que soy la parte viviente de la transición energética. Fui formada en el tema de los combustibles fósiles y hoy promuevo las renovables. Yo empecé como trader de carbón en centrales termoeléctricas. En 2006 me fui a trabajar a Drax Power, una empresa británica de 4.000 MW, cuya gerenta del grupo era una mujer. Ella fue un referente importante para mí porque lideró la estrategia de descarbonización de la compañía, quienes hoy tienen el 60% de sus plantas a biomasa y el resto las están convirtiendo a gas.

¿Cómo cree que se debería avanzar para aumentar la inserción de la mujer en el ámbito laboral? Yo creo que las mujeres tenemos un rol potente en innovación. Tenemos un trato más horizontal con los trabajadores, los hacemos sentir más cómodos y por ese motivo trabajan mejor y proponen más ideas. En mi opinión las tecnologías asociadas a la sustentabilidad están más ligadas al ámbito femenino por lo que la mayor inserción va a empezar a suceder de manera natural. En este contexto ayuda, por supuesto, que algunas empresas ya se hayan dado cuenta de estas características. Me tocó personalmente participar en procesos de selección donde las empresas relacionadas con el rubro de la energía andaban buscando solo a mujeres. También creo que es labor de los headhunters darse cuenta de cuáles son los atributos de las mujeres y que vean tanto sus fortalezas como debilidades. No digo que las mujeres tengan preferencia solo por ser mujeres si no que se equiparen las posibilidades para llegar a los procesos de selección.

¿Cuáles cree usted que han sido sus fortalezas para llegar a puestos relevantes?

Mi experiencia laboral internacional me ha servido bastante. No puedo desconocer en todo caso que muchas veces las mujeres no nos vendemos tan bien como los hombres, en el sentido de no hacer tanto networking. Lo digo como experiencia propia porque creo que da más pudor o somos más retraídas que los hombres para resaltar las cualidades de liderazgo. Creo que es por la propia idiosincrasia chilena. A mí por lo general no me gusta hablar mucho de lo que hago o he logrado.

¿Qué recomendación daría a otras mujeres que están pensando en postular a algún cargo en el sector energético?

Yo llegué a trabajar a Inglaterra porque vi en una revista internacional que estaban buscando el puesto y postulé porque quería practicar inglés, aunque sinceramente no pensé que iba a quedar. Son pequeñas acciones que cambian la vida y para hacerlas hay que atreverse a probar.

En I-REC Standard de un total de 8 directores, dos son mujeres.

son tres directoras de nueve en total. En LAC-CORE,

AVANCE EN FLEXIBILIDAD

Mínimos técnicos de termoeléctricas se redujeron en 1.411 MW

UNA MAYOR HOLGURA para recibir los aportes de las energías renovables variables, provenientes de centrales solares y eólicas, registró el Coordinador Eléctrico Nacional en su último informe sobre el estado de avance en la determinación de los mínimos técnicos en unidades generadoras del sistema local, donde se destacó la reducción que tuvieron en este parámetro las centrales a carbón y a gas natural, lo cual fue detallado a ELECTRICIDAD por consultores del sector.

Informe del Coordinador Eléctrico Nacional sobre determinación de estos parámetros destaca que actualmente en el sistema se registra una mayor holgura para recibir la generación producida por centrales solares y eólicas.

Sala de Operaciones del Coordinador Eléctrico Nacional.

La determinación de los mínimos técnicos ha sido una tarea relevante para el organismo coordinador en los últimos años, dentro de la operación del sistema eléctrico, como indica el Informe “Estado de Avance Determinación de Mínimos Técnicos en Unidades Generadoras SEN 2017-2018”.

En este documento se indica que la determinación de la operación segura y económica “conlleva re solver un programa de producción y transporte de la electricidad óptimo y que además satisface todas las restricciones técnicas y de seguridad del sistema eléctrico”.

Según el director ejecutivo (I) del Coordinador, Ernesto Huber, “en este documento se indica que la determinación de la operación segura y económica conlleva resolver un programa de producción y transporte de la electricidad óptimo y que además satisface todas las restricciones técnicas y de seguridad del sistema eléctrico”.

Y, entre las limitaciones técnicas y de seguridad del sistema se encuentran “los límites mínimos para producir electricidad, que pueden alcanzar las unidades sujetas a la coordinación, en adelante mínimo técnico, y que la normativa define como la potencia activa bruta mínima con la cual una unidad generadora puede operar en forma permanente, segura y estable, inyectando energía al sistema eléctrico en forma continua”.

Es así como el informe destaca una disminución de los mínimos técnicos por parte de centrales termoeléctricas, que totalizaron 1.411 MW de potencia entre 2017 y 2018, de las cuales 39% correspondió a las centrales a carbón (544 MW) y 31% a las unidades a gas natural (443 MW).

Resultados

Según Huber, en el informe del Coordinador Eléctrico se estudió un total de 128 centrales generadoras del sistema, “lo que equivale a determinar 545 valores de parámetros de mínimos técnicos para las distintas configuraciones de unidades generadoras y tipos de combustibles”.

“Es así como los resultados del estudio indican que el parque generador cuenta con valores de mínimos técnicos más bajos que los previstos a comienzos de 2017, por lo que esta holgura proporciona al sistema eléctrico más flexibilidad frente a las variaciones que experimentan la oferta y demanda eléctrica a lo largo del día, y permite obtener una operación más económica”, detalla el gerente de operación del organismo coordinador.

Estos resultados fueron destacados por los especialistas, por cuanto reflejan un avance en la flexibilidad de la operación del sistema eléctrico ante la mayor presencia de generación de energías renovables variables, principalmente eólicas y solares.

Andrés Salgado, socio fundador de ENC Energy Consultants, además de destacar la disminución de 39% de los mínimos técnicos de unidades a carbón y de 31% en las centrales a gas natural, valora la baja que presentaron las unidades que utilizan diésel en la generación, “las que en promedio bajaron 60%”.

A su juicio, las diferencias entre 2017 y 2018, “se deberían a que el número de unidades generadoras que fue sometida al Anexo Técnico en 2018

¿Qué son los mínimos técnicos?

En el informe del Coordinador Eléctrico se define al Mínimo Técnico (MT) de una unidad generadora como un “parámetro que indica el límite mínimo de producción que deben tener las unidades generadoras durante su operación coordinada en el Sistema Eléctrico Nacional”.

La determinación de este parámetro se realiza a través de un proceso normado que es conducido por el Coordinador Eléctrico Nacional, según lo establecido en el “Anexo Técnico: Determinación de MT (Mínimos Técnicos) en Unidades Generadoras”.

“Los valores de los MT son proporcionados por las empresas titulares de las instalaciones, a través de un Informe Técnico. Dicho informe es verificado en cuanto a completitud y observaciones por el Coordinador, quien posteriormente lo somete a un régimen transparente de consultas y observaciones ante las demás empresas coordinadas”, se indicó en el documento.

Asimismo, en el informe del organismo se aclara que, en caso de haber disconformidad del Coordinador con el Informe Técnico, “la normativa formula que será un estudio de un experto técnico independiente quien realiza las pruebas para determinar el valor de MT”.

Foto:GentilezaInodú

Jorge Moreno, co-fundador de Inodú.

fue mayor. En total 52 unidades generadores se les determinó su mínimo técnico conforme al anexo técnico, número que aumentó a 545 unidades el año 2018.

Por su lado, Jorge Moreno, co-fundador de Inodú, menciona la importancia de contar con Mínimos Técnicos más bajos, para “inyectar más generación renovable sin tener que apagar unidades a carbón, además de reducir la probabilidad de vertimiento, disminuir la intensidad de emisiones de CO2 de la matriz de generación durante las horas de sol a nivel de sistema eléctrico, y por consiguiente el costo de impuesto a las emisiones, y la disminución de los costos de operación”.

Salgado, socio fundador de ENC Energy Consultants.

Foto:ArchivoELECTRICIDAD

Un aspecto relevante que explica el especialista es el de rango operacional relativo, el cual “es una de las métricas que se utiliza para medir la flexibilidad de una central y que corresponde al porcentaje que puede disminuir la generación de la central respecto de su potencia máxima”.

El especialista plantea la posibilidad de “considerar como mejor práctica en el sistema eléctrico na-

Ernesto Huber, director ejecutivo (I) del Coordinador Eléctrico Nacional.

cional al promedio del rango operacional relativo de las cinco unidades de mejor desempeño, que es del orden de 72%”.

En este escenario, Jorge Moreno sostiene que surgen preguntas respecto a si es posible “continuar reduciendo el mínimo técnico de aquellas unidades cuyo rango operacional relativo es aún menor que 72%, o si se puede aumentar aún más el rango operacional relativo de aquellas unidades que ya están entre 68% y 76%, además de conocer cuáles son las medidas que podrían tomarse para reducir esa brecha; cuál es el costo de implementarlas, y en cuánto tiempo pueden ser implementadas”.

Según Andrés Salgado, tener valores más bajos en los mínimos técnicos supone otros efectos positivos: “El primero es que las empresas tienen que pagar menos compensaciones por concepto de operación a mínimo técnico al verse reducido su valor. El segundo, es que al poder bajar esta generación permite el ingreso de generación principalmente renovable de menor costo variable como son las centrales eólicas y solares, y sin pérdida de inercia del sistema. Es decir, menores costos de operación y mayor generación renovable”.

Andrés

El especialista sostiene también que la reducción de estos parámetros significa una mejoría “en la flexibilidad operacional para facilitar el ingreso de energía con tecnología intermitente o que concentra su generación en algunas horas del día como es la solar.

A su juicio, esta información “podría tener efectos en el dimensionamiento del sistema de transmisión en los procesos de planificación nacional del sistema de transporte que realiza anualmente la autoridad”.

Perspectivas

A partir de los resultados del informe del organismo coordinador, los especialistas indican la necesidad de considerar la reducción de los mínimos técnicos como un factor relevante de la transición energética, especialmente en el proceso de descarbonización, además de avanzar en algunos aspectos administrativos en torno a este tema.

Andrés Salgado menciona que el informe del Coordinador Eléctrico Nacional destaca como desafío “la integración de las restricciones medioambientales con las restricciones técnicas de operación”.

“En efecto, según el informe, en casi 677 MW aumentan en total los valores mínimos de operación

de las centrales en base a combustible cuando se aplican las restricciones medioambientales. Esta experiencia y otras que ha adquirido el Coordinador en esta materia en los últimos dos años serán muy valiosas para posibles perfeccionamientos del procedimiento que establece el Anexo para la determinación de los mínimos técnicos”, agrega el ejecutivo.

Otro elemento que señala el especialista es “poder flexibilizar el proceso para nuevas instalaciones que se incorporan a la operación pues actualmente, en el artículo 7 del Anexo de “Determinación de Mínimo Técnico en Unidades Generadoras, se estipula que solo estarán habilitadas para entrar en operación, aquellas unidades generadoras para las cuales se haya presentado el Informe Técnico, y que este haya sido publicado en la página web”.

“En la práctica dicho informe se publica por el Coordinador en un plazo entre 15 a 30 días hábiles. A ello se suman los plazos para verificar otros parámetros establecidos en otros anexos de la Norma Técnica, con lo cual, por temas administrativos, una nueva central no puede ser declarada en operación pese a estar en condiciones de hacerlo, lo que perfectamente se podría llevar a un par de días”, agrega.

Por su lado, Jorge Moreno afirma en este sentido que la flexibilidad de las centrales se transformó “en un tema crítico en diversos contextos, como la mayor penetración de energías renovables variables, el retraso de desarrollo de transmisión, mayor costo a emisiones de CO2 y escenarios donde el costo del gas argentino permitan que la generación a gas natural sea más competitiva que la generación a carbón”.

“El sistema eléctrico nacional dispone hoy de una mayor holgura para recibir los aportes de las fuentes renovables variables, como las centrales eólicas y solares, y cuenta con valores de Mínimo Técnico (MT) más bajos que los que se tenían a comienzos del 2017”, concluye el ejecutivo de Inodú.

Central termoeléctrica de Engie Energía Chile en Mejillones.

Foto: Archivo ELECTRICIDAD.

Subestación eléctrica

SEGURIDAD EN SUBESTACIONES ELÉCTRICAS

Cómo el Plan de Expansión de la Transmisión fortalece el criterio N-1

EL PLAN DE EXPANSIÓN de la Transmisión (PET) contempla un mejoramiento en los estándares de seguridad del sistema eléctrico, haciéndose cargo también de la redundancia, establecida en el criterio N-1, que existe en las instalaciones de transmisión en el país, como las subestaciones eléctricas.

Y es que, de acuerdo a lo señalado a ELECTRICIDAD por los actores del sistema, las nuevas obras que se realizarán en el marco del PET permitirán considerar diseños de seguridad que incorporen y amplíen el criterio N-1 en instalaciones como las subestaciones.

Tanto desde la SEC como de Transelec destacan la oportunidad que plantea esta iniciativa para invertir en mayor seguridad y robustez en las instalaciones del sistema nacional.

de Lo Aguirre, de Transelec, en Santiago.

Qué es

Lo primero es entender qué es el criterio N-1 y cómo opera en subestaciones eléctrica. Luis Ávila, superintendente de Electricidad y Combustibles, explica que este es el “principal sistema de respaldo” que existe en este tipo de instalaciones, el cual es utilizado “para evitar o disminuir la probabilidad de ocurrencia de interrupciones de suministro, es la redundancia en instalaciones críticas”.

“Este sistema implica que, ocurrida una falla en una de estas instalaciones, existe otra que asume la función perdida teniendo como resultado la mantención de la continuidad del suministro. Esto es obligación en todas las subestaciones del sistema nacional y en un número importante de subestaciones del sistema zonal”, complementa la autoridad.

La relevancia de este criterio también es destacada por los actores del segmento de transmisión.

Rodrigo López, vicepresidente de Operaciones de Transelec, explica que el objetivo “es preservar la continuidad del suministro frente a fallas de algunos de sus componentes, lo que también se conoce como contingencia simple, dentro de lo contemplado en la tarificación del sistema de transmisión”.

“El criterio N-1 consiste en que, ante la ocurrencia de una falla o desconexión de un elemento del sistema, sus efectos no se propaguen a otras instalaciones del sistema, provocando desconexiones en cascada. De esta forma, al fallar un elemento, todos los demás que quedan en servicio deben ser capaces de tomar la carga del elemento desconectado”, explica el ejecutivo.

En el caso de las subestaciones plantea la necesidad de verificar que, ante cualquier contingencia simple, “no existan elementos que tengan riesgo de desconectarse en cascada”.

“Para ello, las transferencias por el sistema de transmisión se deben mantener en niveles seguros, cuidando que los elementos que quedan en servicio luego de una falla no vayan a tomar cargas superiores a su capacidad máxima, o que no se

Foto:Archivo ELECTRICIDAD

generen inestabilidades en el sistema a causa de la desconexión. Esto es supervisado en tiempo real por el Centro de Despacho del Coordinador Eléctrico Nacional”, asegura López.

“Así, por ejemplo, ante la falla de un transformador, la potencia transmitida por este debe ser redistribuida por otros transformadores en la misma subestación, o en otras que estén destinadas a suministrar a los mismos consumidores. Dado que tras una falla de este tipo el sistema queda en un nivel de seguridad menor, el Coordinador Eléctrico debe modificar la operación del sistema de modo de recuperar el criterio N-1, en la medida que las instalaciones disponibles lo permitan”, añade.

Foto:Archivo ELECTRICIDAD

Alcances

Para Gabriel Olguín, socio director de Power Business Limitada y director de Cigré Chile, el criterio N-1 supone que, ante la falla de un componente, “el sistema restante es capaz de abastecer la carga”.

Foto:Archivo ELECTRICIDAD

Según Rodrigo López, en los últimos años se ha introducido un mayor nivel de seguridad, “al considerar el criterio N-1 en transformadores de poder, o con el diseño de nuevas subestaciones de configuración más robusta ante fallas en barras, en los puntos más importantes del sistema. También se puede considerar como sistemas de respaldo aquellos destinados a recuperar un nivel de seguridad, aunque no estén directamente destinados a mantener continuidad de suministro”.

“En esta categoría caen por ejemplo las unidades de reserva de transformadores, que permiten recuperar prontamente un transformador en el cual una unidad presente problemas, o los interruptores de transferencia, que permiten recuperar una instalación cuyo interruptor ha fallado”, agrega el ejecutivo.

Eso sí, a juicio de Gabriel Olguín, la aplicación del criterio N-1 es discutible en transformación, “pues las fallas de los transformadores no son frecuentes dado que están en espacios resguardados, por lo

Luis Ávila, superintendente de Electricidad y Combustibles.

Rodrigo López, vicepresidente de Operaciones de Transelec.

Gabriel Olguín, socio director de Power Business Limitada y director de Cigré Chile.

que la clave para decidir es un análisis de criticidad que justifique la redundancia de un transformador adicional”.

Expansión

Tanto Luis Ávila como Rodrigo López coinciden en que el PET plantea la posibilidad de aumentar los niveles de redundancia y, por lo tanto de seguridad, en el sistema eléctrico.

“La política de expansión de los sistemas de transmisión tienen como objetivo dar mayor robustez y seguridad en la continuidad del suministro eléctrico a un mínimo costo. Esto significa que una vez oficializado este plan, las empresas eléctricas deben realizar los diseños y las mejoras necesarias para reforzar los sistemas, sin que ello tenga un efecto relevante sobre las tarifas de este segmento de la industria eléctrica”, afirma el superintendente de Electricidad y Combustibles.

Esto es compartido por el vicepresidente de Operaciones de Transelec, pues explica que el PET debe recomendar obras que permiten cumplir los estándares de seguridad, como “por ejemplo, nuevas líneas para cumplir el criterio N-1, la regularización de conexiones en derivación a subestaciones seccionadoras y obras que permiten que fallas en

transformadores o barras de subestaciones no se propaguen al resto del sistema para instalaciones sobre 200 kV, etc.”.

Dentro de los aspectos pendientes en este tema, el ejecutivo sostiene que “aún falta camino por hacer, ya que todavía hay comunas del país que, por ejemplo, no cuentan con un criterio de seguridad N-1 y en donde el actual plan de expansión aún no da soluciones”.

En esta línea Rodrigo López recuerda que todavía existen puntos de la red, especialmente en niveles de tensión menores del sistema de transmisión zonal, “que no tienen suficiente redundancia y dependen de una única vía de alimentación”.

“En estos casos, ante la falla de algún elemento, resulta más difícil evitar los cortes de suministro, y minimizar el tiempo de interrupción depende de qué tan rápido se puedan reparar las instalaciones y recuperar el servicio”, complementa.

Este punto es importante toda vez que el ejecutivo concluye que la promoción de la redundancia a nivel de transmisión para todos los clientes regulados, “debe ir en línea con las metas de tiempo máximo de interrupción fijadas por el Gobierno y los niveles de seguridad que la sociedad exige”.

Instalaciones de la subestación

Alto Jahuel en Santiago.

Foto:

Archivo ELECTRICIDAD.

Crean la primera Asociación de Energía Termosolar de Chile y Latinoamérica

Las empresas Cerro Dominador, Sener, Solar Reserve, junto al instituto Fraunhofer, dieron vida a la primer Asociación de Energía Termosolar en Chile y en Latinoamérica, cuyo objetivo es posicionar a la tecnología de Concentración Solar de Potencia (CSP) en la matriz energética nacional y de la región, aprovechando el recurso solar disponible en el país, especialmente en el norte grande. Fernando González, CEO de Cerro Dominador y presidente de la asociación, destaca a ELECTRICIDAD que la aparición de la asociación gremial se inscribe en un contexto en que “la tecnología termosolar ha ido adquiriendo cada vez mayor peso en el mundo, donde Marruecos, Emiratos

Arabes Unidos, Sudáfrica, Estados Unidos y España forman parte de los países donde se ha implementado exitosamente”.

“No estamos hablando de algo incipiente sino de una tecnología que ya pasó el periodo de prueba y se muestra como una opción realista para contribuir a la transición energética”, agregó el ejecutivo.

“Otros de los objetivos es el fomento productivo a nivel país, razón por la cual la asociación está interesada en ampliar sus socios vinculados a este tipo de proyectos. Los proveedores de sales es por ejemplo, SQM en nuestro caso, pero hay una industria que se puede desarrollar”, dijo González

Máximo Pacheco plantea que el país debe cerrar todas las termoeléctricas a carbón a

El exministro de Energía, Máximo Pacheco, afirmó que el futuro de la matriz energética nacional pasa por el cumplimiento de la descarbonización del sistema eléctrico, en el marco de la mayor participación de las energías renovables, donde también destacó las oportunidades de inversión que plantea la interconexión eléctrica con los países vecinos.

Pacheco fue el orador invitado al Encuentro Anual 2018 de la Asociación de la Industria Eléctrica-Electrónica, donde abordó los principales temas del sector energético, especialmente desde el punto de vista del crecimiento de la inversión.

“Nosotros tenemos que ser capaces de anunciar el cierre de todas las ter-

moeléctricas a carbón en Chile antes de 2030 y para eso necesitamos de la inversión que la sustituya. Somos un país renovable y con la mayor radiación solar del mundo, con buenos vientos e hidroelectricidad”, precisó.

“Creo que es muy importante que cerremos 2019 con el Gobierno diciendo exactamente lo que piensa respecto a cómo vamos a hacer el cierre de esas termoeléctricas, después de los diálogos que se están teniendo en la mesa de descarbonización”, añadió.

Pacheco dijo que además “a 2025 tenemos que ser capaces de estar en el 1% del gasto en I+D como parte del PIB y eso no es un esfuerzo solamente del sector público, sino que también del sector privado”.

Exponor

refuerza integración de industria energética en sus actividades

Con el objetivo de ir abriendo espacios al sector energético, la próxima versión de Exponor −que se realizará entre el 27 y 30 de mayo próximo− considera una serie de actividades ligadas a esta industria y sus desafíos.

“Exponor es el gran epicentro de las nuevas tecnologías mineras y no puede dejar de lado a la industria energética, el verdadero motor de la minería. Durante cada versión hemos integrado más a esta relevante industria y Exponor 2019 no será la excepción. Estamos desarrollando un programa de actividades enfocadas especialmente en la industria energética”, afirmó Fernando Cortez, gerente general de la Asociación de Industriales de Antofagasta (AIA), organizadores de la muestra.

Por su lado, el seremi de Energía de la Región de Antofagasta, Aldo Erazo, resaltó la importancia que esta exhibición internacional le entrega al sector energético, que está en sintonía con la invitación del Gobierno de trabajar en la modernización de la industria de la energía. “Queremos un ministerio que ponga la energía al servicio de las personas, que lidere la modernización energética con medidas necesarias para adelantar el futuro tecnológico y ponerlo al alcance de todos los chilenos”, señaló la autoridad regional.

2030

Este último tema también fue abordado por el presidente de la AIE, Víctor Grimblatt, quien men cionó la necesidad de no depender de las importaciones de tecnología en la industria, por lo que planteó el fortalecimiento de la capacitación en la educación, incrementando el número de profesionales y técni cos, así como la matrícula en las carreras tecnológicas en el país. Grimblatt planteó que en Chile “hay muy poco capital de riesgo para los que están interesados en la tecnología, para desarrollar proyectos”, agregando que “lo que necesitamos también son políticas estables, porque cambian cada cuatro años”.

En mayo comienzan los eventos energéticos de Technopress

La versión XVIII del Encuentro Energético Elecgas será el primer evento del sector que realizará Technopress –una empresa del Grupo Editec− durante 2019, donde también se contemplan otros cuatro encuentros vinculados a la industria energética, como los foros eléctricos regionales y el litio.

Elecgas 2019 se realizará entre el 14 y 15 de mayo en el Hotel Cumbres de Santiago, para posteriormente pasar a la X Expo Apemec 2019, la feria latinoamericana del sector mini hidro, que se efectuará también en el mismo recinto, el 12 de junio.

Entre el 9 y 10 de julio se realizará el VII Foro Eléctrico del Sur, ForoSur 2019, en el Hotel Sonesta de Concepción, mientras que el 7 de agosto se realizará la tercera versión del Foro del Litio en el Hotel Cumbres de Santiago. Finalmente, entre el 23 y 24 de octubre, está contemplada la realización de XVII Foro Eléctrico del Norte, ForoNor 2019, en el Hotel Enjoy de Antofagasta. AGENDA

Genera 2019

Organiza: Ifema

Lugar: Feria de Madrid, España

Contacto: genera@ifema.es

Más información: www.ifema.es

Ministerio de Energía espera normar interoperabilidad de electrolineras

La ministra de Energía, Susana Jiménez, destacó a ELECTRICIDAD los principales puntos que tiene el proyecto de Ley de eficiencia energética, donde se contempla regular algunos aspectos de la electromovilidad, entre los cuales están las atribuciones para normar la interoperabilidad de los cargadores eléctricos, además de establecer un estándar mínimo para los parques vehiculares y para los comercializadores.

Según la autoridad, la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) también tendrá atribuciones para “fiscalizar y garantizar la seguridad de todo lo que son las electrolineras”, mientras que la Comisión Nacional de Energía “tendrá un rol en todo el análisis de la red de distribución y dónde se requiere

reforzar para hacer de esto una realidad. Sobre todo en buses eléctricos, en lo que van a ser estos ejes de transporte público eléctrico para que puedan operar sin ningún problema”.

Jiménez también resaltó que avanzar en electromovilidad en el proceso de descarbonización, por cuanto parte importante tiene que ver con el transporte y con la generación eléctrica. “Sobre el 70% de las emisiones, casi el 80% proviene del sector energía que incluye no solo la generación, sino que también el transporte, porque representa un tercio del consumo de energía. En la medida que podamos transitar hacia una generación eléctrica más limpia y hacia transporte más limpio, ambos contribuyen al proceso de descarbonización”, precisó.

Organiza: Acera A.G.

Lugar: Casapiedra, Santiago

Contacto: paula.vicens@acera.cl

Más información: www.acera.cl

Por Columna de

Por Fernando González, presidente de la Asociación de Energía Termosolar (ACSP)

Nace una nueva asociación en el sector energético

HACE ALGUNOS MESES , cuando surgió la idea de formar una asociación o gremio para potenciar la tecnología de Concentración Solar de Potencia (CSP) en el país, nos preguntamos si este paso tenía o no sentido en un escenario con un número importante de gremios o agrupaciones relacionados con el ámbito de la energía.

La respuesta de los cuatro socios fundadores: Cerro Dominador, Fraunhofer Chile Research, Sener y SolarReserve fue un sí rotundo. Creemos que esta tecnología en Chile merece tener una instancia donde se la analice seriamente y se le dé la posibilidad en los escenarios energéticos a mediano y largo plazo.

MW en proyectos CSP aprobados ambientalmente y a la espera de iniciar su construcción.

Chile tiene indiscutiblemente un inmenso potencial solar. El más alto nivel de irradiación solar del mundo; una agenda energética consistente y con mirada a largo plazo, y un desierto extremo que permite el desarrollo de proyectos con muy bajo impacto ambiental, les dan la posibilidad a Chile de ser un polo de desarrollo para la tecnología de Concentración Solar de Potencia (CSP).

En el mundo hay casi 6,5 GW en plantas de tecnología CSP en operación y construcción, que representan aproximadamente un 28% de la capacidad instalada en todo Chile.

Si bien la tecnología es nueva en el país y América Latina, no lo es a nivel mundial. En el mundo hay casi 6,5 GW en plantas de tecnología CSP en operación y construcción, que representan aproximadamente un 28% de la capacidad instalada en todo Chile. Además, hay más de 3,6 GW en proyectos en desarrollo, mostrando que la tecnología ha llegado para quedarse. La posibilidad de combinar el uso del recurso solar y su almacenamiento, permiten un despacho estable de energía 24/7, con todas las ventajas de las energías renovables.

En Chile, el primer proyecto de CSP está en construcción y se conectará a la red a fines de 2019, y hay más de 1.200

Finalmente, creemos que es importante que cada país trabaje en la búsqueda de innovación ajustada a sus condiciones para enfrentar el cambio climático. En este sentido tomamos las palabras del escritor Varum Sirvaran en su última visita a Chile.

“La energía solar es la mayor esperanza del planeta para enfrentar el cambio climático. A 2050 si bien no habrá resuelto todos sus desafíos, nos habrá dado una nueva oportunidad”.

Nosotros como ACSP tomamos el desafío, y estamos invitando a toda la potencial industria y a todos los ciudadanos a sumarse. Para nosotros, CSP es futuro sostenible para el país y clave en la transición energética.

GESTIÓN DE SISTEMAS ELÉCTRICOS

Los data center hacen realidad el concepto de ciudades inteligentes

EL MANEJO DE LA DEMANDA ELÉCTRICA en

una red de comunicaciones segura es el principal reto que tienen los data center en lo que respecta a las gestión de redes inteligentes, especialmente para las que se relacionan con el segmento de la distribución eléctrica, según indican los especialistas a ELECTRICIDAD.

Y es que los centros de datos son el activo esencial en el concepto de ciudades inteligentes, ya que −con el paso del tiempo− van a requerir mucha más energía a medida que los sistemas digitales estén más conectados e influyan en todos los aspectos de la vida de los ciudadanos.

Características

Los data center son claves para el funcionamiento de las empresas distribuidoras, explica

Estas instalaciones cuentan con características como la escalabilidad, la eficiencia y seguridad, aspectos clave para enfrentar los retos que supone la implementación de tecnologías de smart grid.

Rosa Serrano, directora de Estudios y Regulación de Empresas Eléctricas A.G.: “Por eso deben cumplir con todas las normas técnicas de seguridad, especialmente en su sistema eléctrico y de respaldo”.

Según la ejecutiva, la tecnología utilizada en los data center “opera en modalidad continua durante todo el año, pues cuenta con las herramientas

Instalaciones de data center.

Ciberseguridad

Rosa Serrano, directora de Estudios y Regulación de la Asociación de Empresas Eléctricas, explica que uno de los retos de los data center apuntan “al desarrollo de redes inteligentes, que sean capaces de manejar las crecientes demandas de una red con una comunicación segura. Para este desafío se debe asegurar el cumplimiento de ciberseguridad y considerar los últimos avances de comunicación y tecnología, como sucede en el resto del mundo”.

necesarias que aseguren la disponibilidad de los servicios”.

Por su lado, Carlos Gil, Energy Management Digital Grid de Siemens Chile, señala que los data center hacen realidad el concepto de ciudades inteligentes ya que sus principales características son:

Carlos Gil, Energy Management Digital Grid de Siemens Chile, por su parte, sostiene que este tema es “el punto fuerte y débil de los data center. Por esta razón se debe mantener una constante vigilancia sobre las amenazas existentes y adecuar los sistemas de seguridad para no permitir que la principal fortaleza se transforme en su principal debilidad”.

1) La escalabilidad: pues poseen la flexibilidad para crecer al ritmo de los requerimientos con el rendimiento esperado.

2) La eficiencia energética: que apunta a las necesidades de enfriamiento de equipos.

3) La seguridad: para prevenir accesos no autorizados con supervisión 24/7.

Relevancia

Carlos Gil sostiene que el sector eléctrico desde hace décadas ha necesitado los beneficios de los data center. “En principio para soportar sus necesidades de TI (tecnologías de la información) y para permitir la implementación de sistemas de control digital de la infraestructura eléctrica”.

A su juicio, el sector eléctrico requiere de mayores capacidades de procesamiento y almacenamiento de datos para los retos que suponen la implementación de tecnologías de redes inteligentes (o smart grid). “El término big data toma relevancia cuando se habla de ciudades inteligentes, ya que todos los datos que se originan −desde sensores remotos, medidores inteligentes, iluminación, calefacción, enfria-

GentilezaprogramaSéSanti a goS mart C i t y d e C o r of

miento, considerando ámbitos industriales, comerciales y residenciales− deben almacenarse y procesarse rápido para permitir el análisis y toma de decisiones oportunas”.

El futuro

La especialista de Empresas Eléctricas A.G. también destaca la relevancia que tiene la implementación de sistemas de medición inteligente. “Para ello, el Gobierno ha establecido como meta llevar a cabo el recambio completo del parque de medidores en siete años. Sin embargo, estos no son los únicos elementos que deben considerarse, ya que, en lo que respecta al segmento de distribución, es imprescindible fomentar el desarrollo de una infraestructura robusta y flexible de las redes eléctricas”.

Al mismo tiempo, Pedro Vidal, gerente de Sé Santiago Ciudad Inteligente de Corfo, señala que las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) son parte del futuro desarrollo de las redes inteligentes. “Cuando se habla de hacer un uso eficiente de la energía, esto no solo debe abordar la distribución, sino también la generación de la energía”, afirma.

“Estamos observando que la autogeneración o cogeneración que pueden hacer las personas desde su casa con paneles solares y generadores eólicos, u otros sistemas que aparezcan en el futuro, plantean desafíos tecnológicos en medición inteligente como también lo plantearán las redes de cargadores públicos y privados que requiere la electromovilidad en nuestras ciudades”, concluye Vidal.

Foto: GentilezaEmpresasEléct ricasAG .

Foto:

GentilezaSiemensChile

Foto:

Rosa Serrano, directora de Estudios y Regulación de la Asociación de Empresas Eléctricas.

Carlos Gil, Energy Management Digital Grid de Siemens Chile.

Pedro Vidal, Gerente del Programa Sé Santiago Smart City de Corfo.

EN CUATRO REGIONES

US$10 millones se han invertido en relacionamiento comunitario en Cardones-Polpaico

EL PROYECTO de la línea de transmisión CardonesPolpaico que desarrolla Interchile espera entrar en operaciones en marzo próximo, de acuerdo a lo informado por la empresa al Coordinador Eléctrico Nacional, siendo uno de los de mayor envergadura por su extensión (753 kilómetros, entre las regiones de Atacama y Metropolitana), abarcando 20 comunas y más de 60 comunidades locales en el área de influencia del proyecto.

Desde antes del ingreso del proyecto a tramitación ambiental, se ha ejecutado un proceso de relacionamiento con las comunidades que se ha adaptado a las diversas realidades presentes del entorno ambiental y social por donde pasa la línea de transmisión, según explica a ELECTRICIDAD, Mauricio Rebolledo, gerente de Relaciones Institucionales de Interchile..

“Ha sido todo un desafío para nosotros desplegar un sistema de relacionamiento que se haga cargo de articular estas distintas realidades en torno a un eje común y que nos permita como compañía hacer un aporte diferenciador y perdurable”, comenta el ejecutivo.

Las obras de la línea de transmisión, que completará la interconexión nacional, recorren 20 comunas y más de 60 comunidades desplegadas en los territorios donde operará el proyecto de la empresa Interchile, por lo que se han realizado iniciativas como una consulta indígena, obras de infraestructura local, capacitaciones y cuidado de la biodiversidad.

Inversiones

Sede cultural para la comunidad Chipasse Ta-Tatara fue una de las iniciativas de relacionamiento desarrolladas en el marco del proyecto de transmisión de Interchile, con una inversión de $300 millones.

De acuerdo a Rebolledo, actualmente se han materializado “más de US$10 millones en iniciativas de relacionamiento con comunidades en las cuatro regiones en donde se emplaza el proyecto, lo que incluye inversiones de infraestructura local, desarrollo de capacidades y talleres de fotografía. El plan considera tanto iniciativas comprometidas en la RCA (Resolución de Calificación Ambiental) del proyecto, como otras que hemos implementado de manera voluntaria”.

Foto: Gentileza Interchile.

Una de las medidas destacadas por el ejecutivo es la primera consulta indígena realizada en el marco del convenio 169 OIT, “que nos permitió establecer un acuerdo con la comunidad diaguita Chipasse Ta-Tatara, y en octubre de este año inauguramos una Sede Cultural, en la comuna de Freirina que consideró una inversión cercana a los $300 millones, la que fue construida con pertinencia cultural, atendiendo las necesidades de la comunidad la que facilita la realización de reuniones, talleres y actividades propias de su identidad como comunidad”.

Programa

Rebolledo también menciona el programa de protección del guanaco, que considera una serie de iniciativas de educación ambiental y de difusión “con el objetivo de generar conciencia sobre la importancia de la conservación de la biodi versidad local y permitir que la comunidad local conozca los aspectos morfológicos y biológicos del guanaco, especie que cumple un importante rol ecológico en las regiones de Atacama y Coquimbo, además de promover conductas asociadas a la protección de la especie”.

“A la vez, Mauricio Rebolledo destaca que recientemente presentamos en el país el programa de sostenibilidad Conexión Jaguar, que busca contribuir a la mitigación del cambio climático y a la conservación de la biodiversidad, especialmente enfocado en la protección del hábitat de grandes felinos, que desempeñan un papel ecológico fundamental para el equilibrio y funcionamiento apropiado de los ecosistemas, y que en Chile apoyará la protección del Puma y otros felinos andinos”, agrega.

En este marco también se convocó a proyectos ambientales orientados a la reforestación que buscan la reducción de emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI), “y actualmente estamos en proceso de selección y priorización de proyectos para desarrollar durante 2019 y brindarles apoyo técnico y financiero”.

Rebolledo sostiene que este programa, a través de la comercialización de bonos de carbono, “permite a las comunidades obtener ingresos que son reinvertidos en iniciativas de reforestación y cuidado del medioambiente que las hacen autosostenibles económicamente a lo largo del tiempo”.

El encargado de relaciones institucionales de Interchile finalmente reconoce que en las zonas donde más conflicto se ha generado con las comunidades, como en las regiones de Coquimbo y Valparaíso, se han establecido diálogos con distintas agrupaciones y comunidades, “buscando el desarrollo de iniciativas acordadas en conjunto, para el beneficio medioambiental y social en el territorio”.

Foto:GentilezaInterchil

Según el ejecutivo, “no se ha realizado un proyecto así en los últimos 50 años en Chile y se ha puesto a prueba toda la institucionalidad, y aunque con las comunidades se presenten controversias, hemos estado dispuestos a entregar toda la información de manera transparente y oportuna, manteniendo todos los canales de comunicación abiertos y disponibles, de manera de aclarar expectativas e inquietudes y completar la construcción de la línea”.

“Otra iniciativa que se realizó fue la regularización de proveedores Pymes de Vallenar afectados por la quiebra de los contratistas Isolux y EMI, donde si bien legalmente no existían obligaciones, se implementó un proceso de cesión de acreencias, que permitió el rescate de más de 200 pequeñas y medianas empresas afectadas por impagos de sus contratistas principales, en un proceso que terminó y que actualmente está en la etapa de cobranza judicial de estas deudas, con los buenos oficios del Ministerio de Energía y la información aportada por las propias empresas”, concluye Rebolledo.

Foto: Gentileza Interchile.

Exposición fotográfica del programa Conocimiento Científico del Guanaco.

Mauricio Rebolledo, gerente de Relaciones Institucionales de Interchile.

Trent

realizó workshop de sistemas de puesta a tierra

para clientes

Con el objetivo de brindar asesoría especializada a sus clientes, la empresa comercializadora de productos y equipos eléctricos Trent, en conjunto con sus representadas Chance y Burndy, realizaron en noviembre pasado un Workshop en Sistemas de Puesta a Tierra para Distribución y Transmisión Eléctrica.

La jornada técnica contó con la participación de clientes del rubro de distribución, transmisión y generación, así como también de empresas mineras, de ingeniería, contratistas e instaladores, quienes valoraron la iniciativa de Trent por impulsar este tipo de instancias de capacitación para transmitir constante conocimiento técnico.

Los participantes tuvieron la oportunidad de conocer en mayor profundidad y adquirir conocimientos respecto al diseño, armado y puesta en servicio de los sistemas puesta a tierra, para proporcionar una instalación segura que permita proteger los sistemas eléctricos.

“En la instancia, a través de demostraciones prácticas, los presentes participaron también activamente en el armado de sus propios

Rhona capacitó a académicos y egresados de la Unab en sistemas Mitsubishi Electric

sistemas puesta a tierra, lo cual concitó interés y entusiasmo”, informó la empresa mediante un comunicado.

Durante la primera semana de diciembre, la empresa Rhona, en colaboración con la Facultad de Ingeniería de la Universidad Andrés Bello, realizó en sus oficinas de Santiago una serie de jornadas de capacitación introductoria para las plataformas de ingeniería Mitsubishi Electric GX Works3 (PLC) y GT Designer 3 (HMI).

En estos entrenamientos, participaron Luis

Amigo, director de Carrera Ingeniería en Automatización y Robótica de esa casa de estudios, y Derek Maldonado, jefe de Laboratorios, además de un grupo de ex alumnos y egresados de dicha carrera.

“Esta capacitación es una colaboración entre Rhona y la Unab para el acercamiento y difusión de las tecnologías y productos Mitsubishi Electric para la automatización

industrial”, comentó Jaime Castro Toro, Product manager de Automatización de Rhona.

“En este sentido, las Mitsubishi Electric GX Works3 y GT Designer 3 son plataformas de ingeniería intuitiva de última tecnología para la programación, configuración, puesta en servicio y mantenimiento de sistemas de control basados en tecnologías de la marca japonesa”, agregó el especialista.

Auscham y Editec firman alianza estratégica

La Cámara Chileno-Australiana de Comercio (Auscham) y Editec firmaron un convenio que se orienta a formalizar mecanismos de apoyo mutuo en temas de posicionamiento estratégico en los respectivos rubros de cada uno.

El convenio fue firmado por Ximena López, gerenta general de Auscham, Ignacio Gaueca, director secretario de Auscham, y Cristián Solís, gerente general de Editec.

Ximena López declaró que “esta alianza estratégica permite potenciar las relaciones comerciales entre Chile y Australia, utilizando una de las mejores plataformas de información especializada, la que esperamos aporte un valor a

nuestros socios”.

Por su parte, Cristián Solís comentó que “a nivel internacional en Editec tenemos cercanía y trabajamos con algunas de las grandes economías como Estados Unidos, Canadá, Alemania y algunos países europeos. Con Australia hace tiempo que veníamos acercándonos y ahora por medio de su cámara local esperamos dar un salto cualitativo”.

El convenio se desarrollará inicialmente por un año y apunta a apoyos mutuos en comunicaciones, eventos y otras acciones que ayuden al posicionamiento de Auscham y Editec entre sus respectivos stakeholders.

ABB destaca su participación en una de cada tres plantas ERNC en Chile

El business development manager Renewable Energy de ABB en Chile, Thomas Aldunate, explicó que “a nivel de conectividad, ABB en Chile está presente en una de cada tres plantas instaladas en nuestro país en base a energías renovables no convencionales. Estamos presentes en distintos niveles del proyecto, ya sea en baja, media o alta tensión. Y esperamos próximamente profundizar y aumentar nuestro portafolio en este mercado en el segmento de almacenamiento de energía, calidad de energía y de nuestros diversos softwares”, indicó la empresa a través de un comunicado.

ABB en Chile participó de la segunda versión de la Exposición y Conferencia de las Energías Renovables, ExpoERNC 2018, presentando sus soluciones para esta creciente industria en el país, señalado como destino estratégico para este tipo de inversiones y una plataforma para la recepción e inyección de capitales extranjeros.

El product manager Solar de ABB en Chile, Jorge Álvarez, declaró que “desde ABB podemos ofrecer al mercado de las Energías Renovables no Convencionales que van desde equipos de baja tensión; pasando por inversores, soluciones de media tensión, transformadores, sistemas de control y protección, hasta los productos de alta tensión: subestaciones y equipos de almacenamiento de energía”.

Designaciones

AES Gener

JULIÁN NEBREDA asumió como presidente de AES Gener. El ejecutivo es abogado de la Universidad Católica Andrés Bello de Caracas, Venezuela, y tiene un Master of Laws in Common Law y un Master of Laws in Securities and Financial Regulations de la Universidad Georgetown in Washington, D.C. Ha sido presidente de la Unidad de Negocios Europa, Centroamérica y Brasil de AES Corp.

Colegio de Ingenieros

RAÚL ÁLVAREZ es el nuevo presidente de la Comisión de Energía del Colegio de Ingenieros de Chile A.G. Es ingeniero civil electricista de la Universidad de Chile y es máster of Engineering Management de la Universidad de los Andes. Fue gerente de Ingeniería de Guacolda y actualmente es consultor.

Enap

RODRIGO BUSTAMANTE asumió la gerencia de Enap Magallanes. El ejecutivo es ingeniero civil electrónico de la Pontificia Universidad Católica de Valparaíso (PUCV), posee un MBA de la Universidad de Valparaíso y es diplomado en Control de Gestión de la Universidad de Chile.

Endress + Hauser

JEAN DUPOUY asumió como nuevo gerente de Marketing de Endress+Hauser. El ejecutivo es ingeniero comercial, Diplomado en Marketing y Ventas de la Universidad Adolfo Ibáñez e Ingeniero Mecánico de la Escuela Naval Arturo Prat con postítulo en Energías Renovables no Convencionales de la Universidad de Chile.

Ministerio de Energía

MAURICIO HENRÍQUEZ fue designado como secretario regional ministerial de Energía de la Región del Biobío. La autoridad anteriormente se desempeñó como gerente de desarrollo de Proyectos de Aviasur. Estudió ingeniería civil en la Universidad de Concepción.

Grupo Editorial Editec SpA

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• Gerente General: Cristián Solís A.

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CHILE

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Fecha: Miércoles 7 de Agosto Lugar: Santiago Sitio web: www.forolitio.cl

Fecha: Miércoles 9 de Octubre Lugar: Puerto Varas Sitio web: www.aqua-forum.cl

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