Entrevista al subsecretario de Energía, Francisco López
Crisis social: ¿Cuesta arriba para el sector energético?
Proyecto de subestación móvil espera su primera oportunidad
16 de ABRIL Punta Arenas www.aqua-forum.cl
23 de JULIO Concepción www.forosur.cl
07 de OCTUBRE Antofagasta www.foronor.cl
R Networking
13 DE MAYO Santiago www.elecgas.cl
17 de JUNIO Santiago www.foroapemec.cl
13 de AGOSTO Santiago www.forolitio.cl
22 de OCTUBRE Puerto Montt www.aqua-forum.cl
R Aumenta tu red de contactos R Fuentes de aprendizaje actualizado
R Talleres prácticos
10 de SEPTIEMBRE Santiago www.seminarioacenor.cl
Energía eólica: Consolidando proyectos
3 Editorial
11 Entrevista Central Francisco López, subsecretario de Energía
18 Columna de Opinión
Jaime Peralta, consejero del Coordinador Eléctrico Nacional
19 Informe Técnico
Proyecto de subestación móvil espera su primera oportunidad
23 Escenario Energético
27 Informe Técnico
Electromovilidad: El montaje eléctrico en infraestructura de carga
31 Energía
Los cambios en distribución que preocupan a Acenor
Parque eólico en el sur de Chile. Foto: Gentileza Aela Energía.
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.
Crisis social: ¿Cuesta arriba para el sector energético?
32 Ranking
Las regiones que cuentan con la mayor potencia máxima bruta
34 Mujer y Energía
María Soledad Barrios, jefa de la Unidad Educación y Difusión en la División de Energías Sostenibles de Ministerio de Energía
36 Energía
Cómo la energía solar impulsa a la minería verde
38 Energía
Acera: “Tenemos la certeza de que la Agenda Social es parte de las renovables”
42 Mercado Eléctrico
• Daniel Salazar, director de energiE.
• Rubén Sánchez, director ejecutivo de Acenor A.G.
• Alfredo Solar, past president de la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera A.G.).
• Karla Zapata, gerenta de Enel X Chile
Director: Roly Solís
Editor: Roberto Valencia
Periodista: Pilar Villa
Fotografía: Rayen Luna y archivo Editec
Diseño y Producción: Grupo Editorial Editec Impresión: A Impresores
SOLUCIONES MÓVILES
SUBESTACIÓN TRANSFORMADOR MÓVIL O TRANSPORTABLE
Permiten un rápido desplazamiento del transformador hacia la zona que lo requiere, siendo de gran utilidad como respaldo para las compañías de transmisión y distribución eléctrica, ante emergencias o salidas programadas de unidades transformadoras.
La solución puede ser configurada en conjunto con el cliente a fin de obtener la mejor alternativa para el sistema con el cual va a interactuar.
Potencias de hasta 30 MVA y tensiones de hasta 110 KV. Diseñadas y construidas de acuerdo a exigencias de peso y tamaño indicados por la normativa de transporte correspondiente.
La consideración de materiales especiales como aislación para alta temperatura e intercambiadores de calor permite una reducción de peso y tamaño en potencias mayores.
SUBESTACIÓN MÓVIL PARA LA MINERÍA
La Subestación Móvil es una solución pensada para procesos donde el consumo puede ir cambiando su ubicación física. Ideal para faenas mineras.
Cuenta con Switchgear de Media Tensión y Centro de distribución de carga en Baja tensión, ambos incluyen todo el sistema de fuerza, protección y control necesarios. Las celdas pueden ser Diseñadas tipo sala eléctrica o tipo Switchgear.
También pueden ser usadas, en conjunto con grupos generadores, como subestaciones elevadoras para suministrar energía ante contingencias o suministros temporales.
Potencias hasta 30 MVA y tensiones hasta 36 KV
Electromovilidad: normativa es clave para la masificación
LA INCORPORACIÓN DE BUSES Y TAXIS eléctricos al transporte público, junto con la propagación de puntos de carga y electrolineras a lo largo del país, son los dos principales hitos que durante este año ha mostrado el desarrollo de la electromovilidad, lo cual es considerado por los especialistas como un punto de partida adecuado para avanzar hacia la anhelada masificación de este tipo de vehículos en el mercado local, de la mano de los menores precios que deberían tener en los próximos años. Se debe sumar a este proceso la popularización urbana de soluciones de micromovilidad eléctrica, como los scooters.
Para consolidar este avance resulta necesario avanzar en un marco regulatorio que entregue certeza al desarrollo de la movilidad eléctrica, por lo que el proyecto de Ley de Eficiencia Energética que se tramita en el Congreso, donde se incorporan estándares para este tipo de vehículos, es de vital importancia.
impulsa la creación de las primeras normas en este ámbito, especialmente en materia de la infraestructura de carga para vehículos eléctricos.
Este trabajo se encuentra en la etapa de consulta pública, tanto a nivel nacional como internacional, para posteriormente tener una versión final, donde se estipulen aspectos como la seguridad de las instalaciones, la interoperabilidad de los sistemas de carga y la eficiencia de las redes eléctricas ante el aumento de la infraestructura de carga.
Otros elementos que se contemplan para esta primera normativa son la infraestructura de carga para vehículos eléctricos en instalaciones domiciliarias, vía pública, electrolineras y en la primera en el mundo para electroterminales de buses eléctricos.
Contar con una normativa técnica es fundamental para ordenar el desarrollo de la infraestructura de carga, a la espera de avanzar hacia un marco regulatorio que debe salir del Congreso.
A ello se sumará el proyecto de Ley Larga de Distribución, en que se contempla aumentar la competencia en este segmento a fin de extender la oferta de servicios, entre los cuales está la electromovilidad.
El nuevo marco legislativo también irá acompañado de normativas técnicas que apunten a incentivar la movilidad eléctrica, lo cual es impulsado por el Ministerio de Energía a través de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC), donde una mesa público-privada
Estos aspectos van en la línea correcta para contar con reglas técnicas y claras que permitan la masificación de la electromovilidad en el país, especialmente en el marco de la electrificación de la matriz energética a la que apunta la industria a nivel mundial.
Es por este motivo que cobra tanta relevancia la reforma a la distribución eléctrica que se tramitaría el próximo año en el Congreso, pues está en sintonía con la tendencia de evitar el sobredimensionamiento de las redes eléctricas y los sobrecostos innecesarios para la ciudadanía, tal como se ha dicho en los talleres público-privado donde se han recogido los ejes de esta iniciativa.
AUMENTO DE PARTICIPACIÓN EN LA MATRIZ
Energía eólica: Consolidando proyectos
Esta tecnología se ubica en segundo lugar en la operación y construcción de capacidad instalada en el Sistema Eléctrico Nacional, aprovechando la baja de costos que presenta en el desarrollo de centrales, siendo la flexibilidad uno de los principales retos que tiene, junto a la expansión de la transmisión, para la conexión de futuras iniciativas.
LA TECNOLOGÍA EÓLICA se está consolidando en la matriz energética nacional, sobre la base del aumento en la participación de la generación eléctrica dentro del sistema local, donde este año superó el umbral de los 2.000 MW de capacidad instalada total, la que superará los 3.000 MW en 2021, de la mano de los proyectos que se aprestan a entrar en operaciones.
El diagnóstico entregado a ELECTRICIDAD por parte de los actores y especialistas de este sector es categórico: la energía eólica se posiciona, detrás de la energía solar fotovoltaica, como la segunda fuente de generación variable más relevante, con la apuesta de seguir aumentando su participación con las medidas de flexibilidad que se implementarán, tanto a nivel operacional como regulatorio, con el fin de consolidar su participación en el Sistema Eléctrico Nacional.
Panorama
Los datos del Centro de Información de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera A.G.) muestran que a octubre de este año la energía eólica registra
Foto: Rayen Luna-ELECTRICIDAD.
Parque eólico Punta Sierra, de Pacific Hydro, en la Región de Coquimbo.
un total de 2.104 MW de capacidad instalada, lo que representa el 8,3% de la potencia neta generada en el sistema eléctrico.
La Región de Coquimbo es la que lidera la cantidad de MW instalados con 692 MW, seguidos de Atacama (480 MW); Antofagasta (298 MW); La Araucanía (265 MW), Los Lagos (228 MW), y Biobío (122 MW), según indican las estadísticas de la asociación gremial.
Foto:Gen
Darío Morales, director de Estudios de Acera
Las perspectivas de los proyectos eólicos en construcción indican que la tecnología superará los 3.000 MW de capacidad instalada, según indican las cifras de Generadoras de Chile, en base a la cartera de proyectos que tiene registrado el Ministerio de Energía. Es así como desde diciembre de este año y junio de 2021 se prevé la entrada en operaciones de 920 MW (ver recuadro de proyectos en pág. 8)
Darío Morales, director de Estudios de Acera A.G., señala que en octubre pasado, las centrales eólicas “produjeron 525 GWh, lo que representó un 8,4% de la matriz de ese mismo mes. Este valor es un 22% superior a lo producido en octubre de 2018 del año pasado”.
El avance tecnológico
En términos de desarrollo tecnológico en el sector eólico, los especialistas comentan el incremento en la potencia de los aerogeneradores, los cuales se están incorporando en los nuevos proyectos de generación, además de otras inclinaciones en materia constructiva.
A juicio de Daniel Salazar, socio director de energiE, dentro de las tendencias internacionales que probablemente se implementarán prontamente en Chile, se encuentra, el incremento de la potencia de los aerogeneradores.
“Actualmente existen desarrollos comerciales para aerogeneradores de 10 MW y hasta 12 MW, lo cual impactará la forma de operación de dichas centrales, pudiendo implicar fuertes variaciones de potencia instantánea en el caso de ráfagas de viento”.
El ejecutivo explica que el desarrollo de aerogeneradores de mayor tamaño ha impulsado el desarrollo de sistemas de control de alta complejidad, “utilizando por ejemplo inteligencia artificial, para mejorar la información que el mismo parque puede entregar a su Centro de Control, en función de condiciones particulares de operación que se presenten en la operación en tiempo real o indicar la presencia de condiciones de fallas internas que pudieran impactar en la eficiencia de la central, generando así alertas para realizar mantenimientos óptimos, entre otros”.
“En conjunto con lo anterior, avanza el desarrollo de sistemas de almacenamiento tipo BESS, como fuente de estabilización de la inyección de la planta, evitando así fluctuaciones relevantes ante variaciones significativas de generación”, añade.
Danilo Zurita, director ejecutivo de GPM-A.G., sostiene que
Esta realidad es destacada por Ramón Galaz, gerente general de Valgesta Energía: “La tecnología eólica se ha ido consolidando con el tiempo, teniendo una primera etapa de aprendizaje y actualmente está en una fase de consolidación, donde probablemente en los próximos años vamos a ver una mayor proporción de proyectos”.
las nuevas tecnologías que se destacan en materia eólica se observan materia operativa como en materia constructiva: “La industria eólica ha avanzado en turbinas que proveen mayor estabilidad y se comportan adecuadamente frente a contingencias del sistema. Además, con equipamiento de electrónica de potencia pueden prestar ciertos Servicios Complementarios al sistema. Lo esencial es que todas estas prestaciones estén en los desarrollos originales de los proyectos, para que así todo el parque tenga las herramientas para dotar de mayor flexibilidad al sistema”.
De acuerdo con Darío Morales, director de Estudios de Acera A.G., la tecnología eólica ha venido mejorando sistemáticamente producto de las importantes inversiones hechas en investigación y desarrollo, donde “los fabricantes han incorporado cada vez mejores sistemas de control de todas las variables relevantes, así como también mejoras en los diseños aerodinámicos y materiales que aumentan considerablemente el desempeño, por nombrar sólo algunas”.
“A nivel internacional, se busca hacer un mejor uso de los terrenos y el mejor aprovechamiento posible del recurso energético con el propósito de disminuir los impactos ambientales y reducir el costo final de la energía producida”, precisa el especialista.
Y agrega: “Esta tendencia empuja desarrollos que buscan aumentar el área de barrido de las turbinas, aumentar la altura del buje para captar mejores vientos, lo que a su vez implica un trabajo importante en mejorar y adaptar los materiales y fundaciones de las torres, así como también trabajar en todo aquello que implica la instalación a mayor altura de un generador eléctrico más grande y con sistemas de control más avanzados”.
Daniel Salazar, socio director de energiE, coincide con esta dinámica, sosteniendo que el proceso de descarbonización iniciado en el sistema eléctrico plantea oportunidades al desarrollo eólico, en un contexto de disminución de costos de 13% que anota la tecnología, según los datos de la Agencia Internacional de Energías Renovables (Irena en inglés), “lo cual la proyecta como una alternativa que seguirá siendo competitiva”.
“Dada nuestra geografía, es posible capturar la complementariedad de las diversas localizaciones del desarrollo eólico, lo cual permiten contar con generación eólica -con distintos niveles de producción- prácticamente las 24 horas del día”, precisa el ejecutivo.
Para Iván Saavedra, director de IESD, la baja en los costos de esta tecnología “ha hecho que muchos se interesen en desarrollar oferta eólica. Si bien la tecnología solar fotovoltaica es la más barata, la eólica no está tan lejos, por lo que es de esperar que siga aumentando
su participación de suministro en el sistema eléctrico”.
“Lo que se está aprovechando son las economías de escala que ofrecen los grandes proyectos eólicos, donde con grandes bloques de potencia se logran costos más competitivos, por lo que esto explica el desarrollo de grandes proyectos que en la actualidad están superando los 100 MW de capacidad instalada, lo cual en algún momento se va a auto controlar, puesto que no cabe toda la oferta de suministro”, comenta el consultor.
Flexibilidad
La variabilidad de la generación eólica es uno de los focos de la creciente flexibilidad que se aplica en las operaciones del sistema eléctrico para acomodar balance entre la oferta y la demanda de energía, siendo un aspecto que –a juicio de los especialistas- tomará más fuerza en los próximos años.
“La magnitud en MW y la duración durante el tiempo que se necesita manejar estas
Foto:Archi
ICIDAD
Ramón Galaz, gerente general de Valgesta Energía.
Parque eólico de Mainstream Renewable Power Chile en zona centro sur.
Foto: Gentileza Mainstream Renewable Power Chile.
LOS PRÓXIMOS PROYECTOS EÓLICOS
QUE INGRESARÁN AL SISTEMA ENTRE 2020 Y 2021
De acuerdo con los datos de Generadoras de Chile, a partir de las estadísticas del Ministerio de Energía, entre 2019 y 2021 entrarían en operaciones al Sistema Eléctrico Nacional siete proyectos eólicos que, en su conjunto, totalizan 18.000 MW de capacidad instalada.
Fuente: Generadoras de Chile en base a Ministerio de Energía.
SAN GABRIEL
Titular : Acciona Energía Chile.
Capacidad instalada : 183 MW.
Región : La Araucanía.
Comuna : Renaico.
Inversión : US$360 millones.
CABO LEONES II
Titular : Ibereólica.
Capacidad instalada : 205 MW
Región : Atacama.
Comuna : Freirina.
Inversión : US$271 millones.
CABO LEONES III
Titular : Ibereólica.
Capacidad instalada : 173 MW.
Región : Atacama.
Comuna : Freirina.
Inversión : US$229 millones.
MESAMÁVIDA
Titular : AES Gener.
Capacidad instalada : 59 MW.
Región : Biobío.
Comuna : Los Ángeles.
Inversión : US$100 millones.
MELINKA
Inversión : US$50 millones. 1 2 3 4 5 6 7 8
Titular : Municipalidad de Guaitecas.
Capacidad instalada : 0,35 MW.
Región : Aysén.
Comuna : Guaitecas.
Inversión : US$4 millones.
PC CALAMA
Titular : Engie Chile.
Capacidad instalada : 151 MW
Región : Antofagasta.
Comuna : Calama.
Inversión : US$200 millones.
MALLECO
Titular : WPD.
Capacidad instalada : 270 MW
Región : La Araucanía.
Comuna : Collipulli.
Inversión : US$500 millones.
NEGRETE
Titular : WPD
Capacidad instalada : 39 MW.
Región : Biobío.
Comuna : Negrete.
grandes subidas y bajadas de la demanda, obligará a tener un sistema más flexible. Para abordar estos desafíos de flexibilidad hay soluciones como sistemas de almacenamiento y también un mejor sistema de pronósticos que permita que la operación del sistema sea más eficiente y económica, minimizando los costos totales a futuro”, plantea Ramón Galaz.
Para Daniel Canales, gerente general de Atria Energía, un rol relevante para que los parques eólicos se inserten dentro de las herramientas de flexibilidad en la operación del sistema eléctrico lo tienen los “mecanismos de predicción, pues hoy en día se cuenta con los sistemas de información que permiten que el Coordinador Eléctrico se anticipe y pueda minimizar el costo de reserva para enfrentar las oscilaciones de la generación eólica”.
Foto:Archiv
ICIDAD .
de optimización en tiempo real”, afirma el especialista.
Según Daniel Salazar, también es necesario “gestionar de forma mucho más detallada y granular los pronósticos de generación para evitar desviaciones importantes en el sistema. Lo anterior incidirá en los niveles de reserva que deberá mantener el sistema, los que con alta probabilidad deberán tener un carácter dinámico, además de dotar a la red de tecnologías que tengan capacidades rápidas de entrega de energía, como por ejemplo a través de sistemas de almacenamiento”.
Los resultados en este ámbito son positivos. El sistema de pronóstico centralizado que opera el Coordinador Eléctrico Nacional actualmente cuenta con la información proporcionada por 27 parques eólicos.
En su opinión, la gestión del recurso es fundamental para consolidar la participación eólica en el sistema eléctrico: “No me cabe duda que la tecnología va a seguir mejorando, pero llevado a nuestra realidad, el tema es el recurso. Nuestro país no tiene el recurso de viento ideal o en comparación a otras latitudes, el potencial de generación es menor, pero tiene lo suficiente para que esta tecnología sea competitiva y rentable, por lo que el desafío futuro será el desarrollo de esto proyectos y evaluación del recurso eólico”.
Esto es compartido por Daniel Salazar, por cuanto “anterior a los desafíos de flexibilidad, se debe mejorar la gestión de la operación de corto plazo, mediante sistemas y herramientas que permitan procesar adecuadamente los pronósticos de generación que hoy día el sistema tiene disponibles”.
“Tanto la normativa como la industria han avanzado en la dirección de elaborar mejores pronósticos de generación -solares y eólicos- pero todavía existen brechas a la hora de examinar la operación real del sistema, así que es prioritario avanzar en un proceso
ICIDAD .
Darío Morales va más allá de los pronósticos, señalando que la flexibilidad, al ser una característica del sistema eléctrico en su conjunto, “no depende exclusivamente de lo que haga una tecnología, sino que -por el contrario- depende de cómo se complementan las características operacionales de todos los participantes del sistema, incluyendo a las diversas tecnologías de generación, por lo que la generación eólica es capaz de ofrecer prestaciones en diversas escalas de tiempo, como la capacidad de proveer ciertos niveles de inercia y control de tensión ante fallas o entregar cierta regulación de frecuencia”.
Tareas
La expansión de la transmisión surge como el principal desafío para la generación eólica, advierte Daniel Salazar, pues argumenta que “si no se amplían las capacidades existentes o no llegan en la oportunidad que se requiere, se introducen riesgos tanto en el acceso y conexión al sistema como en la producción y comercialización de energía”.
Por ello indica que la aplicación del mecanismo excepcional para obras urgentes de transmisión, que está contemplado en el artículo 102 de la Ley General de Servicios Eléctricos, “afortunadamente permite agilizar algunas soluciones
Foto:Archi
Iván Saavedra, director de IESD.
Daniel Salazar, socio director de energiE.
Daniel Canales, gerente general de Atria Energía.
Foto:ArchivoELECTRICIDAD
de transmisión, pero debemos avanzar hacia mecanismos permanentes y ágiles, tanto para la identificación como la promoción de este tipo de soluciones”.
Para Danilo Zurita, director ejecutivo de GPM-A.G., otra tarea importante es mantener niveles predefinidos en materia de seguridad y calidad de servicio a nivel sistémico, “para así poder enfrentar la variabilidad propia de la generación eólica”.
“Existe experiencia mundial que va en pos de conseguir dicho fin, y nosotros debemos seguir analizándola y adaptándola a las características de nuestro sistema. Por ejemplo, en materia operativa propiamente tal, será importante contar con las mejores herramientas y el equipamiento técnico necesario para las funciones de despacho, control y operación en tiempo real que el Coordinador Eléctrico Nacional debe efectuar de acuerdo a sus funciones”.
Otro punto, según Daniel Canales, es la mantención correctiva en los parques eólicos. “Dada nuestra ubicación respecto de las fábricas, el desafío viene por el lado de los repuestos y su stock local”, concluye.
Zurita, director ejecutivo de GPM-A.G.
Conclusiones
• La tecnología eólica en el sistema eléctrico nacional crece sostenidamente, superando este año los 2.000 MW de capacidad instalada y su participación en la generación, en una tendencia que continuará ya que se estima que supere los 3.000 MW instalados en 2021.
• Una herramienta de flexibilidad para mejorar la gestión de la variabilidad de esta tecnología son los sistemas de pronósticos para gestionar el recurso en la operación del sistema.
• La expansión de la transmisión surge como el desafío central para la energía eólica, considerando la mayor participación que tendrá en el sistema eléctrico a medida que avance la descarbonización, con el retiro de las unidades a carbón y al mayor desarrollo de proyectos eólicos, aprovechando la disminución en sus costos de desarrollo.
Danilo
Fuente: Acera A.G.
FRANCISCO LÓPEZ
“Esperamos ingresar proyecto de ley larga de distribución al Congreso en marzo de 2020”
Foto: Gentileza Ministerio de Energía.
El subsecretario de Energía, Francisco López, repasa con ELECTRICIDAD las prioridades legislativas del sector durante esta parte del año y del próximo, donde destaca el futuro proyecto que busca transformar a la SEC en una Superintendencia de Energía.
DOS SON LOS PASATIEMPOS preferidos de Francisco López, subsecretario de Energía: El fútbol y el cuidado del jardín con el pequeño huerto familiar que tiene en su hogar. “Soy un fanático del fútbol y trato de ir siempre con mis hijos más pequeños al estadio a ver a Colo-Colo, además de haberme metido en el último tiempo con más fuerza en el cuidado medioambiental, con un huertos y compost en mi casa”, señala a ELECTRICIDAD.
La autoridad repasa la agenda legislativa que impulsa el Ministerio de Energía, destacando los avances en materia de distribución, especialmente con la nueva ley que estabiliza las tarifas eléctricas y la Ley corta del segmento que actualmente se tramita en el Congreso. También adelanta las próximas iniciativas que enviarán a trámite dentro del próximo año.
Avances
Con la contingencia que ha vivido el país desde el 18 de octubre, ¿cree que se vea afectada la inversión en el sector energético?
Son muchos los desafíos que tenemos para alcanzar los compromisos asumidos como la carbono neutralidad a 2050 y el cambio de nuestra matriz energética a 2040, por lo que hay espacio de inversión que se requiere hacer en el país, además de una creciente demanda energética que debe ser cubierta. Así que no vislumbramos que pueda haber un riesgo especial de que el sector pueda ser afectado en materia de inversiones. Los últimos cambios legales que ha habido ayudan a dar certeza a la industria, con incentivos para el desarrollo de proyectos, como ha ocurrido en los últimos años.
¿Qué evaluación hace de la promulgación de la Ley de estabilización de tarifas eléctricas?
Este mecanismo lo veníamos trabajando desde hace unos meses, porque entendíamos que era un tema sensible y la coyuntura aceleró todo este proceso. Fue aprobado en un trámite muy corto por la contingencia y al ánimo de diálogo entre parlamentarios de gobierno y oposición. Esto es necesario llevarlo a nivel nacional para alcanzar soluciones a los requerimientos que hay hoy día. Si bien la rebaja ya se traspasó a los usuarios, actualmente, la CNE se encuentra elaborando la resolución exenta que establecerá las reglas necesarias para la adecuada
implementación del mecanismo, que esperamos esté lista próximamente.
¿Cuál es el cronograma que tiene pensado el Ministerio para la ley larga de distribución?
Esperamos ingresar el proyecto de ley larga de distribución al Congreso en marzo de 2020. Se han cerrado los talleres de trabajo y un equipo permanente del Ministerio está revisando las propuestas recibidas en este proceso, además hacemos un trabajo a nivel parlamentario para lograr una modificación contundente para este segmento, en la mejora de la calidad de servicio y en la incorporación de mayor competencia, entre otros puntos, como la separación del negocio de distribución de energía con el de la comercialización así como la incorporación al mercado de nuevos actores en el mercado eléctrico. Hay otros aspectos como la introducción de mecanismos de equidad acorde al nuevo modelo de negocios y actores; el modelo de operación y coordinación de la red así como otros aspectos de orden tarifario, y la forma en que se remunerará la prestación del servicio.
Tanto la ley corta como larga se separaron, ¿cómo conversarán a futuro ambas regulaciones, si es que son aprobadas en el Congreso?
Son perfectamente compatibles. La ley corta tiene premuras especiales, dado el próximo proceso tarifario que se inicia. La ley larga es una discusión más amplia, ya sea de las materias que se vieron en la ley corta y de otras que estamos trabajando. Este proyecto tiene un foco bastante claro en los usuarios. El proyecto de ley corta contiene los aspectos con más consenso de la reforma a la distribución. Desde hace varios años que hay consenso en la necesidad de reducir la tasa de rentabilidad, de
El subsecretario de Energía durante su visita a terreno para ver los avances del proyecto termosolar Cerro Dominador.
Foto: Gentileza Ministerio de Energía.
superar el mecanismo de ponderación de 2/3 y 1/3 y de ampliar las áreas típicas. Por todo ello, decidimos que si era posible incorporar dichos elementos en el proceso tarifario que viene, implicaba adelantar contenidos de la Ley Larga de Distribución. Este proyecto tiene la virtud de modernizar la regulación tarifaria, introduciendo importantes grados de justicia a la fijación de tarifas. Es decir: la tarifa que pagarán los usuarios será aquella que corresponde por el servicio, disminuyendo los espacios para que las empresas perciban ganancias injustas, derivadas de una regulación deficiente. Tanto el proyecto como las indicaciones que hemos presentado, apuntan en esa línea.
¿Qué otros proyectos de la agenda regulatoria tienen previsto ingresar al Congreso?
Estamos trabajando en el proyecto que busca transformar a la Superintendencia de Electricidad y Combustibles en una Superintendencia de Energía, dándoles mayores atribuciones y facultades para ir en resguardo de los usuarios
"No vislumbramos que pueda haber un riesgo especial de que el sector pueda ser afectado en materia de inversiones".
y poder actualizar normas que han quedado retrasadas. Estamos avanzados en este proyecto, así como el que busca desarrollar la geotermia de baja entalpía.
En esta línea, ¿cómo se abordará el tema comunicacional, pensando en lo que pasó con los medidores inteligentes? Como ha quedado de manifiesto, parte importante de lo que ocurrió con los medidores es producto de una tramitación legislativa acelerada y sin mucho dialogo. Si bien es relevante actuar con sentido de urgencia, se debe analizar y tener a la vista las implicancias que conllevan las modificaciones regulatorias, y de manera
más amplia las modificaciones a las políticas públicas, buscando que estas siempre apunten a la mejora del sector y el beneficio de los ciudadanos. Este es uno de los sellos principales que buscamos plasmar en nuestro trabajo.
Regulación
¿Cómo evalúa el comportamiento de los actores de la industria con este trabajo regulatorio?
Este sector es muy técnico, por lo que los trabajos de modificaciones se deben realizar y revisar seriamente. Hasta el momento hemos visto buena disposición a impulsar los cambios, donde técnicamente existe consenso en avanzar. Si bien no todas las modificaciones dejan a todos contentos, la labor del Ejecutivo es ir avanzando y tomar las mejores decisiones para el sector y la ciudadanía en general.
¿Cómo se compatibilizan los distintos intereses de los desarrolladores que participan en el sector?
La política energética es neutra con respecto al uso de las tecnologías. En las distintas modificaciones buscamos que haya igualdad de condiciones para los distintos actores y por eso es que muchas veces los cambios que se realizan pueden tener algún tipo de afectación, pero siempre estamos buscando cómo poder hacer perfeccionamientos que sean mejores para el sector en general.
¿Cuál es la evaluación de la Ruta Energética 2018-2022 y cómo ve la actualización de la política energética?
La Ruta Energética se diseñó con un trabajo de participación ciudadana, con discusiones y talleres regionales, por lo que fue una forma precursora de cómo desarrollar las políticas públicas. Ha tenido avances en eficiencia energética que está en el Congreso, además del desarrollo de puntos de carga para electromovilidad en regiones. También están los avances de la Ruta de la Luz, que buscar dotar de energía permanente a familias que no la tienen, donde la meta es cubrir más de 2.500 hogares al año.
ANÁLISIS DE ESPECIALISTAS
Crisis social:
¿Cuesta arriba para el sector energético?
El fenómeno que marcó un antes y después en el quehacer nacional, a un mes de su inicio, afectó principalmente a la demanda eléctrica el mercado nacional, donde se registró una disminución de 15%, entre el 19 de octubre y el 3 de noviembre.
LA DEMANDA ELÉCTRICA fue la más afectada en el sector energético durante las primeras semanas del estallido social que se inició en el país el 18 de octubre, el cual derivó en un acuerdo social, donde se establece la realización de un plebiscito para que la población decida si quiere cambiar o no la Constitución de 1980, además de una serie de reformas legislativas que forman parte de una Agenda Social, donde se promulgó la Ley de Estabilización de las tarifas eléctricas.
Además del impacto en el consumo energético del país, los especialistas consultados por ELECTRICIDAD señalan que hubo otros efectos en
Foto: Gentileza Transelec.
Torre de transmisión en Santiago.
la industria energética, especialmente en los desarrolladores de energías renovables, con la regulación que establece el mecanismo de estabilización de precios, además de otros cambios en el comportamiento accionario de las empresas generadoras que cotizan en la Bolsa de Santiago y en el mercado de venta de energía.
Escenario
Marcelo Catalán, Jefe de Estudios de BCI Corredor de Bolsa de BCI Inversiones, menciona que en el segmento de generación “las revisiones que hemos hecho desde el 19 de octubre hasta la fecha muestran una contracción en torno al 1%, lo que es bastante marginal”.
El analista sostiene que los efectos para el sector se producirán en materia regulatoria: “La regulación podría tener mayores implicancias en el futuro, como la disminución en el consumo energético, pero no debieran afectar los proyectos. Obviamente habrá un mayor aumento de incertidumbre y efectos asociados a cambios regulatorios que podrían cambiar las expectativas de rentabilidad en los diferentes segmentos y eso sí puede tener un componente en términos de magnitud para futuros financiamiento de nuevos proyectos”.
“Creemos que en la medida en que la regulación permita obtener niveles adecuados de rentabilidad para desarrollar inversiones, las compañías de distribución, transmisión y generación van continuar con sus proyectos y lo que seguirá primando a futuro serán los proyectos de energías renovables no convencionales”, afirma Catalán.
La contracción en el consumo de energía, producto del menor nivel de actividad en la industria y el comercio, también es advertida por Luis Henrique López, gerente general de Efizity, quien también comparte el análisis de la menor demanda. “En el corto plazo se está viendo una contracción en el consumo de energía, producto del menor nivel de actividad de la industria y el comercio”, complementa.
A su juicio, desde el punto de vista de los precios, “no se han visto efectos negativos, más allá del
impacto del dólar que afecta a los compradores más que a los vendedores, pero, si en el mediano plazo no se recupera la actividad, se generará un ajuste o retraso en construcción de proyectos para ajustar la oferta con la demanda proyectada”.
Álvaro Ríos, socio director de la consultora boliviana Gas Energy Latín América, la contingencia de los últimos meses efectivamente “tendrá un impacto muy fuerte, no sólo en la demanda por el menor crecimiento económico, sino que en el riesgo país y en las menores inversiones que se tendrán en el sector eléctrico. También vendrán impactos en las tasas de rentabilidad, tarifas y márgenes de ganancia que tendrán las empresas en todas las redes eléctricas y de hidrocarburo”.
Ley Estabilización
Para Marta Alonso, gerenta general de América del Sur de GES Global Energy Services Inc., en el sector energético uno de los principales efectos de la crisis es la Ley de Estabilización de las tarifas eléctricas.
“Chile es un país que a nivel internacional otorga toda la tranquilidad del mundo para realizar
Vista nocturna de Santiago Foto: Archivo ELECTRICIDAD.
Por un año lleno de proyectos, por un mundo más limpio
SPP Group agradece a las compañías Abener, Cobra, Fagioli, HMW, Salfa, SAIPEM, Sterling and Wilson, Thesan por la confianza depositada en nosotros en la adjudicación de sus diferentes proyectos en este año. La Familia de SPP Group se siente feliz de poder aportar un año más al desarrollo productivo de nuestro país y en la producción de energías renovables.
Administración de policlínicos, equipos de rescate y arriendo de ambulancias.
Servicios integrales de ingeniería, desarrollo de proyectos, construcción y montaje.
SERVICIOS INTEGRALES PARA SUS PROYECTOS
Suministro de personal especializado para proyectos de energía y minería.
Desarrollo de competencias laborales y capacitaciones especializadas en proyectos de construcción.
Los Militares 5885, Of. 1205 - Las Condes, Santiago Latorre 1751 Of. 205 - Calama Teléfono: 56 2 29297235 contacto@groupspp.com www.groupspp.com
inversiones, con una regulación estable y reglas ordenadas, pero este estallido social en el ámbito del mercado eléctrico hizo que las autoridades tuvieran que modificar la regulación con el proyecto de ley del precio estabilizado y eso es un cambio regulatorio en sí mismo que afecta a los mercados”, advierte la ejecutiva española.
En esto coincide Luis Henrique López: “La ley de estabilización de precios obliga a las empresas generadoras a financiar una bolsa que puede llegar hasta los US$1.350 millones y este costo financiero no se podrá transferir a clientes, es un efecto claro al resultado de las empresas que semanas atrás no existía”.
Una lectura similar en torno a esta nueva regulación tienen en la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera A.G.). Su director ejecutivo, Carlos Finat, señala que si bien apoyan la existencia de esta Ley en términos de la responsabilidad social para dar respuesta a las demandas ciudadanas, esperan avanzar en medidas para que los proyectos ERNC no tengan inconvenientes a la hora de obtener financiamiento.
“Por el hecho de que un periodo de tiempo los ingresos esperados estarán restringidos por esta Ley, se tiene un impacto en los inversionistas y en el financiamiento, así que el desafío de la industria es conversar con instituciones financieras y darles tranquilidad en cuanto a que esto no significa que habrá otros cambios en las reglas del juego”, agrega el representante gremial.
Tipo de cambio
El comportamiento del dólar es otro de los efectos en el mercado eléctrico local que mencionan los especialistas. “El dólar todavía va a seguir subiendo de una manera más moderada pero las previsiones que sigan subiendo más aun hasta que se estabilicen las cosas y claramente nos impactará en los contratos de venta de energía que están interesados en índices internacionales que a su vez están vinculados al dólar y nos impactará pero desde luego el acuerdo de ayer frena mucho la escala sin control”, indica Marta Alonso.
De acuerdo con Luis Henrique López, esta alza podría ser importante en los contratos del sector, pues, en el caso de los clientes libres del sistema eléctrico, se verá un alza inmediata en sus cuentas ya que los contratos están firmados en dólares que se convierten a pesos utilizando el tipo de cambio del mes en que se consumió la energía”.
Pablo Arriagada, director ejecutivo de Sigma Energía, recalca que “el efecto fue inmediato. Las tasas interbancarias subieron y actualmente las condiciones de financiamiento son menos atractivas que pre crisis, por lo que las condiciones de futuros proyectos dependerá del desarrollo de la actual crisis y de la confianza que Chile otorgará a inversionistas locales y extranjeros”.
“Se produjo una reducción de la demanda al torno 15%, la cual se registró entre los días 19 de octubre y 3 de noviembre, volviendo a valores pre estallido luego de esta última fecha. El precio spot también se redujo pero no volvió a niveles pre estallido”, concluye el ejecutivo.
Planta fotovoltaica en Región Metropolitana.
Foto: Archivo ELECTRICIDAD.
Columna de Opinión
Por Jaime Peralta, consejero del Coordinador Eléctrico Nacional
Proyecto HVDC Kimal-Lo Aguirre: Habilitador de la descarbonización
EN SEPTIEMBRE PASADO se publicó el Decreto 231 del Ministerio de Energía con las nuevas obras de transmisión para iniciar su proceso de licitación o estudios de franja, el que incluye el proyecto de corriente continua (HVDC-High Voltage Direct Current) Kimal–Lo Aguirre, el cual resulta del proceso anual de planificación de la trasmisión de largo plazo propuesta por el Coordinador Eléctrico Nacional y posteriormente aprobado por la CNE.
Los principales beneficios de este proyecto son, por una parte, integrar grandes volúmenes de energías renovables desde el norte del país, posibilitando el plan de descarbonización comprometido, aumentando la resiliencia y robustez de la red de trasmisión y, por último, mejorando la seguridad y estabilidad del sistema eléctrico nacional.
El Coordinador Eléctrico Nacional comenzará los estudios para avanzar en el diseño conceptual del proyecto, evaluando su impacto sistémico, requerimientos técnicos y el análisis de factibilidad de las soluciones tecnológicas disponibles.
Un sistema HVDC de dos terminales o “punto a punto”, se compone de una subestación rectificadora, una línea de trasmisión y una subestación inversora. Si bien esta es la topología estandar existen otras configuraciones como backto-back (una estación convertidora sin línea de transmisión) y multi-terminal (varios terminales y líneas). Hoy, existen dos soluciones para la tecnología HVDC, la más madura y de menor costo es la LCC (Line Commutated Converter) utilizada por la mayoría de los proyectos implementados en la actualidad. La segunda es la VSC (Voltage Source Converter) que presenta ventajas por su flexibilidad operacional, permitiendo un diseño multi-terminal, pero con costos más elevados para proyectos de altas potencias y largas distancias.
Si bien la corriente alterna ha prevalecido sobre la corriente continua desde fines del siglo XIX, hoy en día ambas tecnologías conviven siendo HVDC la solución natural y más económica para transmitir grandes volúmenes de energía a largas distancias, debido a sus menores pérdidas y costos por el uso de estructuras más esbeltas y con un menor número de conductores.
La tecnología HVDC es una tecnología madura y usada en proyectos en todo el mundo, en particular en países con sistemas eléctricos extensos como es el caso de China, Canadá, EE. UU. y Brasil, además de múltiples proyectos de interconexión entre países en Europa.
El proyecto tendrá un costo estimado de US$ 1.200 millones, con un sistema “punto a punto” de 1.500 km de longitud entre Antofagasta y Santiago, una capacidad de transmisión de al menos 2.000 MW y un periodo de construcción de 84 meses a contar de la adjudicación la licitación, la que se iniciaría una vez finalizado el estudio franjas por parte del Ministerio de Energía.
En los próximos meses, el Coordinador comenzará los estudios para avanzar en el diseño conceptual del proyecto, evaluando su impacto sistémico, requerimientos técnicos y el análisis de factibilidad de las soluciones tecnológicas disponibles.
INFRAESTRUCTURA ELÉCTRICA
Proyecto de subestación móvil espera su primera oportunidad
El Plan de Expansión de la Transmisión que impulsa el Coordinador Eléctrico Nacional contempla licitar la primera obra de este tipo en la Región Metropolitana, lo cual –a juicio de los especialistas- implicaría beneficios en flexibilidad y eficiencia de costos.
LA CONSTRUCCIÓN de una subestación eléctrica móvil es una de las principales novedades del proceso de licitación pública, a nivel nacional e internacional, que impulsa el Coordinador Eléctrico Nacional para un total de 52 obras de transmisión, lo cual es destacado a ELECTRICIDAD por los especialistas del sector, por considerar que este
tipo de instalación entregaría una mayor seguridad en el suministro.
Según los expertos la incorporación de este activo en el sistema eléctrico local también aportaría flexibilidad en la operación y una mayor eficiencia de costos.
Características
Cristian Hermansen, gerente de Actic Consultores, explica que este tipo de subestación es una plataforma “en la que se instala un transformador de poder, sistemas protecciones eléctricas y equipos de conexión, servicios auxiliares, cables y tableros de control, entre otros, de tal manera de que pueda ser utilizada en distintas zonas”.
Foto:
Gentileza
Rhona.
Transformador instalado en subestación móvil.
Según Julio Quezada, gerente de Ingeniería de Rhona, la principal ventaja de estas instalaciones radica en que son unidades compactas, “pero de diseño robusto, ya que son sometidas a los esfuerzos de traslado con mayor frecuencia que los equipos normales. Son subestaciones que están disponibles para ser instaladas rápidamente ante una emergencia o salida programada de un transformador”.
El ejecutivo explica que la capacidad de estos equipos “dependerá de la flexibilidad que se requiera para su transporte y la que contemplen las especificaciones respecto a un transformador estándar”.
“Para transitar por carretera sin permisos especiales se requiere que el conjunto total, incluyendo el camión, pese menos de 45 toneladas, lo que es difícil de lograr en unidades mayores a 15 MVA, siendo esta una potencia baja para algunas compañías eléctricas. Una solución de 30 MVA podría alcanzar las 60 toneladas aproximadamente, donde sería necesario un permiso del MOP cuando circule por carretera”, agrega Quezada.
Ventajas
De acuerdo con los especialistas, las subestaciones móviles presentan el principal beneficio de otorgarle
seguridad y eficiencia a la operación del sistema de transmisión.
“Estas instalaciones dan una mayor seguridad en caso de fallas, porque si falla un transformador, el reponerlo puede tomar meses, con todo un proceso de fabricación e importación que puede tomar hasta un año”, afirma Cristian Hermansen.
Añade que otro punto positivo es que permiten contener costos, “evitando tener transformadores de respaldo en las subestaciones, razón por la cual con su incorporación para la expansión se tendrían menores tiempos de reposición del servicio”.
“Por ejemplo, si es necesario mover uno de estos equipos de una subestación a otra, su traslado puede llevar días, pero teniendo el transformador en una plataforma móvil es posible llevarlo a dónde se necesita”, plantea el ejecutivo.
Esto es compartido Julio Quezada, pues es “una alternativa económicamente conveniente, ya que no necesariamente se debe disponer de un transformador adicional en cada patio, pudiendo en cambio instalar unidades móviles estratégicamente distribuidas en la zona de concesión”.
Para el académico del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad Técnica Federico Santa
Subestación eléctrica ubicada en la Región Metropolitana.
Foto: Archivo ELECTRICIDAD.
María, Raúl Rendic, otra ventaja de las subestaciones móviles “es su rápida puesta en servicio - menos de 24 horas – lo que implica una muy buena solución para el reemplazo de transformadores dañados o la reposición de una subestación afectada por desastres naturales”.
“Es común que el diseño de un transformador móvil permita su operación en dos tensiones primarias y dos secundarias para tener flexibilidad de aplicación. En Chile hay varias unidades fabricadas localmente de 30 MVA, 110 – 66 / 24 – 14,4 kV, con cambiador de derivaciones bajo carga”, agrega.
Relevancia
Gabriel Olguín, presidente del comité chileno del Consejo Internacional de Grandes Redes Eléctricas (Cigre), señala que si bien existen subestaciones móviles en el país, en el segmento de distribución, “esta es la primera oportunidad en que el Coordinador propone a la CNE un recurso como este en el plan de expansión de la transmisión, el que se administraría para ser utilizado cuándo y dónde se requiere”.
“Esto nace con la Ley de Transmisión 20.936, en que el regulador puede equipar al sistema eléctrico con mecanismo que permitan reducir el costo de operación con nuevas tecnologías y es aquí donde se insertan estas instalaciones, lo que sirve para darle flexibilidad a fin de adaptar el sistema eléctrico a la demanda, entregando al consumidor la energía cuándo este la necesita”, explica el especialista.
Para Raúl Rendic la incorporación a futuro de estas instalaciones serán más comunes en el futuro, debido “a los crecimientos explosivos de la demanda, cuando la empresa distribuidora requiera tener capacidad de transformación disponible mientras se construye la subestación convencional o sea necesario reemplazar un transformador fuera de servicio por daño o largo tiempo de mantenimiento”.
En esto coincide Julio Quezada, toda vez que “a medida que el parque de transformadores crece y las exigencias de continuidad operacional son mayores, se espera que haya un aumento en el requerimiento de este tipo de unidades”.
“El mayor desafío es producir una solución eficaz para el sistema donde vaya instalada. Dada la variedad de tensiones de media y alta tensión en
Chile, se debe buscar una solución óptima para satisfacer el máximo de requerimientos en un equipo de dimensiones funcionales o útiles”, advierte el ejecutivo de Rhona.
Y agrega: “Las subestaciones móviles no existían como un recurso dentro del sistema eléctrico, por lo que habrá que ver el tratamiento regulatorio y la remuneración que tendrá esta instalación, la que de ser aprobada por la CNE se licitará, adjudicará y recibirá una remuneración por dicho activo, pero quién los gestiona y decide dónde ubicarlo es el Coordinador Eléctrico Nacional”.
Raúl Rendic concluye que otro reto de estas instalaciones es lograr “una mayor relación capacidad versus peso del transformador utilizando tecnologías que permitan operar con materiales a mayor temperatura y diseños más livianos. A modo de referencia, un transformador móvil de fabricación nacional de 30 MVA montado en un tráiler de 4 ejes tiene un peso de 60 toneladas incluido el camión tractor”.
Foto: Gentileza Enel.com.co.
Subestación eléctrica móvil que opera en Colombia
Flexibilidad:
PLANTEAN INCORPORAR NECESIDADES DEL SISTEMA AL MECANISMO DE POTENCIA
Incorporar al mecanismo de potencia las necesidades de capacidad flexible del sistema eléctrico, separando el modelo actual en una componente de necesidad de flexibilidad del sistema y en requerimientos
de suficiencia, es una de las principales propuestas que tiene el estudio de la consultora Inodú para GIZ Chile.
El documento también plantea modularizar la capacidad de
cada unidad en atributos de capacidad de generación flexible efectiva y sin flexibilidad efectiva.
El estudio fue encargado con el objetivo de apoyar al Minis-
terio de Energía y aportar a la definición de una estrategia que incorpore la flexibilidad al mercado eléctrico chileno, por lo que analizó distintas alternativas para mejorar el diseño de esta industria nacional.
Las tres oportunidades que plantea
EL NUEVO RÉGIMEN DE SERVICIOS COMPLEMENTARIOS
Flexibilidad, participación de nuevos agentes e incorporar subastas, licitaciones y competencia son las principales oportunidades que existen en el nuevo régimen de Servicios Complementarios (SS.CC.), que comenzarán a regir desde el 1 de enero de 2020.
Así lo señaló Gretchen Zbinden, jefe del Departamento de Control de la Operación del Coordinador Eléctrico Nacional en el seminario “Aportes del Sector Eléctrico a la Mitigación del Cambio Climático”, organizado por el Colegio de Ingenieros de Chile en el marco de 6ta versión del Día de la Energía Eléctrica, donde también se abordaron los desafíos que presenta el hidrógeno como vector de energía. La ejecutiva también señaló las características de las nuevas oportunidades
que se presentan para la implementación del nuevo régimen de Servicios Complementarios:
• Flexibilidad de incorporar nuevos SS.CC: «Nunca se ha agregado una categoría al régimen desde que partió a la fecha. Ahora es más fácil porque el Coordinador puede mandar a buscar la propuesta y la Comisión Nacional de Energía (CNE) tiene que resolverla ya sea recogiéndola, haciendo modificaciones, o buscando soluciones. Hoy es un mecanismo mucho más flexible».
• Participación de nuevos agentes: Enfocados en las prestaciones que deben realizar las instalaciones asociadas al servicio de manera sincrónica «se habla de las carac-
terísticas que tiene que tener cada servicio para luego determinar cuáles son las instalaciones que cumplen con las mejores condiciones para prestar el servicio».
• Incorporación de las subastas, licitaciones y competencia: se toma como principio la base de la competencia, la cual «se debería instruir de manera directa la prestación de ciertos servicios con los cuales no existe competencia. Por lo tanto, lo primero que se debe realizar es un análisis de competencia para ver qué servicios son realmente competitivos y a partir de eso determinar cómo se van a materializar«, concluyó la ejecutiva.
Foto: Gentileza Colegio de Ingenieros.
El plan de Enel X Chile PARA
MASIFICAR LA INFRAESTRUCTURA DE CARGA DE VEHÍCULOS ELÉCTRICOS
Un total de 1.200 cargadores públicos para la infraestructura de electromovilidad en Chile es el que desarrollará Enel X lo que permitirá la carga de unos 1.800 vehículos eléctricos, según indicó Rodrigo Carrau, head of e-Mobility de la empresa perteneciente al Grupo Enel, durante las IX Jornadas de Economía de la Energía, organizada por el Centro de Energía de la Universidad Católica.
Este año el evento abordó la
economía de la movilidad eléctrica, donde el ejecutivo de Enel X se refirió a los avances que muestra la empresa en la infraestructura de carga para vehículos eléctricos, señalando que uno de los objetivos del plan "es ir masificando en todo el país la carga y que sea pensada en forma inteligente". Carrau planteó la necesidad de evaluar las necesidades de los usuarios en vehículos eléctricos en las ciudades, destacando la experiencia de Enel X en
los electroterminales de buses, donde se usa inteligencia de carga para estos vehículos. Agregó que la masificación en
el futuro también se dará con la disminución de costos en los vehículos y en las baterías de almacenamiento.
Interconexión Chile-Perú ES FACTIBLE TÉCNICAMENTE CON LÍNEA DE 200 MW DE CAPACIDAD
La interconexión eléctrica entre Chile y Perú es viable técnica y económicamente a través de una línea de transmisión de 220 kV y con 200 MW de capacidad entre las subestaciones Los Héroes, en Tacna, y Parinacota, ubicada en Arica, la cual tendría una extensión de 53 kilómetros, además de una inversión de US$57 millones.
Así lo indica el estudio de interconexión entre ambos países, donde se analizan los beneficios técnicos y económicos, lo cual fue destacado por el ministro de Energía, Juan Carlos Jobet, durante la
presentación de los principales contenidos del documento, que fue financiado por el Banco Interamericano de Desarrollo (BID), además de ser realizado por la consultora AF-Mercados EMI.
Según el estudio, dado que los sistemas eléctricos de Perú y Chile tienen diferentes frecuencia eléctricas, de 60 Hz y 50 Hz, respectivamente, "es necesario conectar ambos países mediante equipos de corriente continua".
En el documento se plantea que una eventual interconexión también permitiría avanzar hacia un mercado regional
de la energía, además de traer otros beneficios como mejorar la calidad de servicio de los sistemas eléctricos en cuanto a su operación aislada, junto con aportar flexibilidad y facilitar funciones de apoyo entre ambos países en caso de emergencias.
"El intercambio permitiría a Chile exportar energía eléctrica a Perú en horas de alta generación renovable, principalmente a partir del recurso solar, mientras que Perú exportaría energía a Chile en horas de demanda neta punta", se informa en el estudio.
Foto: Rayen Luna-ELECTRICIDAD
COORDINADOR ELÉCTRICO NACIONAL
USA BLOCKCHAIN EN DECLARACIONES DE COSTOS DE COMBUSTIBLES
El Coordinador Eléctrico Nacional lanzó un programa piloto con la tecnología de blockchain para la certificación de declaraciones de costos y stock de combustibles que son utilizados en la operación de las centrales térmicas del sistema eléctrico local.
La medida fue presentada por el presidente del Consejo Directivo del organismo, Juan Carlos Olmedo, quien precisó que el proceso de declaraciones de costos y stock de combustibles “está caracterizado por un elevado número de tran -
sacciones de información entre los generadores y el Coordinador, siendo esta información monitoreada por diversos grupos de interés dado que es clave en la determinación del costo de operación del sistema eléctrico nacional”.
“Es por este motivo que esta información requiere de un alto nivel de confiabilidad, exactitud, transparencia y trazabilidad, por lo que requiere de información que debe ser tratada en forma reservada por parte del Coordinador Eléctrico Nacional”, agregó Olmedo.
ACCIONA SUMINISTRARÁ ENERGÍA
100% RENOVABLE A PLANTA DESALINIZADORA
El segundo semestre de 2020 Econssa Chile pondrá en marcha la planta desalinizadora de agua de mar para la Región de Atacama, la cual será de uso exclusivo para el consumo humano y con energía 100% renovable debido a un contrato firmado con la empresa Acciona.
Según los términos del acuerdo suscrito entre ambas partes (PPA o “Power Purchase Agreemen”, por sus siglas en inglés), el suministro del contrato comienza a regir a partir de noviembre de 2019, con un horizonte de largo plazo, y cubrirá la totalidad de los requerimientos de la planta desalinizadora.
De acuerdo con lo informado por Acciona, el suministro eléctrico proporcionado «evitará la emisión a la atmósfera de 38.000 toneladas anuales de CO2 en centrales térmicas, en los primeros años de suministro, y de 69.000 toneladas anuales de CO2 en centrales térmicas, en el mediano plazo; según el mix de generación del país, base 2018 de la Agencia Internacional de Energía (IEA)».
José Ignacio Escobar, director general de energía para Sudamérica de Acciona, señaló que el suministro procederá de la planta fotovoltaica El Romero Solar, de 246 MW, ubicada en el desierto de Atacama; y el parque eólico Punta Palmeras, de 45 MW, en la región de Coquimbo.
Mobility Summit
16 05 al 07
Organiza: Latam Mobility
Lugar: Hotel Cumbres de Lastarría
Contacto: info@latamobility.com
Más información: www.latamobility.com
Genera Feria Internacional de Energía y Medio Ambiente
Organiza: Ifema Madrid
Lugar: Ifema de Madrid, España
Contacto: lineaifema@ifema.es
Más información: www.ifema.es
Foto: Gentileza
Foto: Gentileza CEN.
PROCEDIMIENTOS TÉCNICOS
Electromovilidad: El montaje eléctrico en infraestructura de carga
El desarrollo de estas nuevas instalaciones supone una serie de pasos que consideran aspectos de seguridad y estabilidad en la gestión de los flujos de energía para vehículos eléctricos
EL MONTAJE ELÉCTRICO de la infraestructura de carga para vehículos eléctricos está dando sus primeros pasos a lo largo del país, por lo que las empresas que ejecutan este tipo de proyectos deben seguir algunas particularidades en lo que se refiere a la instalación de los cargadores, en un proceso que cuenta con una serie de exigencias de seguridad por parte de la Superintendencia
de Electricidad y Combustibles (SEC), que es la encargada de recibir y verificar el cumplimiento de la normativa vigente en esta materia.
De acuerdo con los especialistas del sector uno de los principales retos en la construcción de este tipo de instalaciones es la ubicación óptima de los puntos de carga, además de la configuración de los parámetros de carga, ya sea en instalaciones para vehículos particulares como para los terminales de buses eléctricos que requieren de una mayor potencia instalada.
Procedimiento
Luciano Mallimo, Business Development de TE-Mobility, señala que el montaje eléctrico en
Foto: Gentileza Engie Chile.
Electroterminal construido por Engie en Maipú para buses eléctricos
infraestructura de carga de electromovilidad comienza con una visita a terreno al lugar de la instalación, “para definir la ubicación óptima del punto de carga, el trazado de la alimentación eléctrica y el dimensionamiento del proyecto”.
Según el ejecutivo, iniciativas de este tipo deben ser ejecutadas bajo la normativa de instalaciones eléctricas vigente “para brindar seguridad a los usuarios e instalaciones y asegurar la estabilidad del sistema eléctrico”.
Para Louis Philipperon, especialista de la División Smart City & Green Mobility de Engie Latin America, indica que otro paso relevante de este proceso, en el caso de un electroterminal para buses, es revisar la factibilidad de potencia con las características del suministro en la red, la que se estima en conjunto con el operador del terminal en base a la cantidad y la potencia de los cargadores”.
Adriana Rodríguez, jefa del Área Técnica Electromovilidad Copec, detalla otros pasos relevantes del montaje eléctrico:
• Verificar la capacidad de empalme existente para la nueva demanda del cargador para vehículos eléctricos. Si es más de la requerida, se debe solicitar un aumento de empalme a la distribuidora eléctrica que corresponda.
• Luego, se deben efectuar las instalaciones eléctricas para el cargador, modificando el tablero eléctrico general si es necesario, lo que se realiza a través de empresas debidamente certificadas.
• Finalmente, se eleva una solicitud de certificado TE6 a la SEC para que el punto de carga eléctrico quede en norma y se pueda habilitar su uso.
La ejecutiva agrega que otro elemento a considerar es la posición del cargador: “Se debe analizar la ficha técnica y comprobar cuán largo es el cable que conecta el cargador al automóvil, así como cuál es el lado por el que se realizará la carga para que la ubicación sea la adecuada”.
Según Luciano Mallimo, en la etapa de ejecución de estos proyectos las actividades principales son el tendido del circuito de alimentación “desde la sala eléctrica del inmueble hasta el punto donde se ubica el cargador, junto a la instalación de protecciones eléctricas y tablero principal. La ejecución finaliza con el conexionado y montaje del equipo ya sea directamente a piso o a la pared, dependiendo del tipo de cargador”.
“Una vez instalado, se procede a configurar los parámetros de operación del cargador, en función de si va a ser de acceso público o privado, para dar paso a la etapa de comisionamiento en la cual se realizan las pruebas de funcionamiento. En caso que el cargador se deba conectar a alguna plataforma de operación u aplicación móvil, se deben además efectuar pruebas de comunicaciones”, afirma el especialista de TE-Mobility.
Punto de carga montado para vehículos eléctricos particulares.
Foto: Gentileza TE-Mobility.
Y añade: “Por último, se realiza la medición del sistema de puesta a tierra, memorias de cálculos y confección de planos y documentos para la inscripción de las instalaciones a SEC”.
Equipamiento
Los principales equipamientos eléctricos que se instalan en la infraestructura de carga, de acuerdo con Adriana de las Mercedes Rodríguez, son el tablero general y un nuevo tablero eléctrico propio del cargador.
“Todos estos elementos deben estar conectados entre sí por canalizaciones y alimentadores eléctricos bajo norma y, a su vez, interconectados al sistema de puesta a tierra”, agrega la ejecutiva de Copec.
Luciano Mallimo también destaca la implementación del cable de alimentación, “cuyo dimensionamiento depende de la potencia del cargador, la distancia desde el tablero principal, la temperatura de servicio, el factor de potencia y el tipo de conductor”.
El especialista especifica que la normativa exige la instalación de un tablero independiente y exclusivo para la infraestructura de carga. “Este tablero contiene las protecciones eléctricas respectivas, sobre corriente y diferencial según la capacidad del cargador, más un equipo de medida de las variables eléctricas en caso de que el cargador no lo incorpore o se requiera uno de respaldo”, sostiene.
Louis Philipperon indica que el transformador que se monta en una infraestructura como los electroterminales de buses, “dependerá de la potencia total que tenga la instalación”.
Perspectivas
Dentro de los desafíos que presenta montaje eléctrico en esta infraestructura Mallimo menciona la necesidad de contar, en términos de potencia, con una correcta elección de los cargadores a instalar, especialmente con la adecuada ubicación del punto de carga.
“Por un lado se debe evitar dentro de lo posible la necesidad de ampliar la capacidad del empalme o sala eléctrica del inmueble y por otro lado no sobredimensionar el conductor de alimentación del cargador. La ubicación del punto de carga define la distancia del trazado del circuito de alimentación y en consecuencia la cantidad de cable a utilizar, junto con la dificultad del tendido” advierte el ejecutivo.
Por su lado, Adriana Rodríguez, asevera que otro reto es “lo representa la capacidad de potencia disponible en la red eléctrica, ya que los cargadores para vehículos eléctricos exigen un alto nivel de potencia que la red no siempre puede satisfacer.
“Es importante que el ecosistema eléctrico se vaya actualizando, al ritmo de las nuevas demandas técnicas que impone la electromovilidad”, afirma.
Louis Philipperon recuerda que tampoco se debe olvidar el desafío que supone contar con electroterminales de buses que tengan un mayor tamaño dentro de Chile, particularmente por lo que significa tener que gestionar mayores potencias.
“Hay que pensar en grandes electroterminales que cada vez tendrán una mayor flota de vehículos, por lo que la potencia total instalada será mayor, así que se debe pensar en conexiones de alta tensión, junto con alimentadores específicos para este tipo de instalaciones, lo que plantea el reto de optimizar el espacio”, concluye.
Puntos de carga montados en electroterminal de Enel X en Santiago.
Los cambios en distribución que preocupan a Acenor
Gremio que agrupa a los principales clientes libres del sistema eléctrico local seguirá de cerca la regulación que se prepara en el segmento, especialmente en los aspectos que puedan afectar al sector.
EL SEGMENTO DE LA DISTRIBUCIÓN es uno de los focos que busca profundizar la Asociación de Consumidores de Energía No Regulados (Acenor A.G.) ante los cambios regulatorios que se realizarán en el sector durante el próximo año, pues para el gremio existen varios aspectos que podrían tener impacto en el quehacer de los grandes clientes libres del sistema eléctrico nacional.
Rubén Sánchez, director ejecutivo de la asociación, plantea que el principal tema que estudian es la reforma a la distribución, señalando que en este ámbito “se debiera “nivelar la cancha” para que efectivamente las empresas generadoras puedan competir con las distribuidoras por el suministro de los clientes libres ubicados en las zonas de concesión, liberando trabas como son el establecimiento adecuado y oportuno de peajes de distribución y la disponibilidad de información completa respecto de potenciales clientes”.
A su juicio también es necesario propiciar “la gestión e integración de demanda por parte de los usuarios,
además de bajar el límite inferior para ser clientes libres y contar con la existencia de la figura del comercializador.
Otro tema vinculado con la distribución importante para el gremio es la revisión de normativa de seguridad y calidad de servicio. Sánchez señala que se debiera revisarse con cada vez más frecuencia esta normativa técnica, pues se exige a los consumidores no regulados de igual forma que a los otros agentes”.
“Normalmente las exigencias de lo que se promulga para la industria eléctrica, en el caso de los clientes libres, se separa cada vez más de lo existente en las instalaciones de potencia de los clientes libres, ya que como se dijo anteriormente el “negocio” de los clientes libres es distinto al eléctrico, aumentando permanentemente la brecha de las instalaciones existentes respecto de lo que se exige según esta normativa”, precisa el ejecutivo.
“Por todo lo anterior la Asociación se encuentra desarrollando un estudio de planificación estratégica para definir el lugar de partida dónde se encuentra y qué hay que hacer, cómo, cuándo y por qué hacerlo, para cumplir su rol natural bajo la nueva Ley de fiscalizador del sistema eléctrico, por lo que se concentrará en una política comunicación efectiva con sus stakeholders y asociados, especialmente en los temas que agreguen más valor a estos últimos”, concluye Sánchez.
Las regiones que cuentan con la mayor potencia máxima bruta
Los datos del Coordinador Eléctrico Nacional muestran un total de 25.251 MW de capacidad instalada entre Arica y Chiloé, repartida entre 550 centrales de generación eléctrica, las cuales utilizan 1.066 subestaciones y 957 líneas de transmisión. Con respecto a la capacidad instalada por tecnología, la termoeléctrica registra 13.531 MW, seguida de la hidroeléctrica con 6.822 MW; solar fotovoltaica con 2.696 MW y la eólica con 2.155 MW. Existen tres regiones que concentran casi el 60% de la capacidad instalada, las cuales son Antofagasta con 6.261 MW, Biobío con 4.862 MW y Valparaíso con 3.386 MW, mientras que las regiones con menor capacidad son las de Arica y Parinacota (32,7 MW) y Ñuble (117,1 MW). De las 14 regiones que integran el Sistema Eléctrico Nacional, las que encabezan este listado son:
1
REGIÓN DE ANTOFAGASTA
Esta región es la que lidera la lista de capacidad, con un total de 6.260 MW, principalmente proveniente de tecnologías termoeléctricas a carbón y gas natural, además de la energía que inyectan sus plantas fotovoltaicas y parques eólicos.
REGIÓN DEL BIOBÍO
La segunda región con mayor capacidad eléctrica instalada es la del Biobío con 4.861 MW, la que cuenta con centrales termoeléctricas, hidroeléctricas (embalse y pasada) y parques eólicos que aportan al sistema eléctrico local.
Foto: Archivo ELECTRICIDAD.
Foto: Archivo ELECTRICIDAD.
REGIÓN DE VALPARAÍSO
Esta región ocupa la tercera posi ción en el listado, con 3.385 MW, repartidos en centrales termoeléctri cas (carbón, gas natural y petróleodiésel), además de tecnología solar e hidroeléctrica, que representan el 10% de la capacidad.
5
REGIÓN DEL MAULE
La capacidad de esta región totaliza 1.901 MW, de los cuales 88% proviene de la tecnología hidráulica, de embalse y pasada.
4
REGIÓN DE ATACAMA
La capacidad en esta región totaliza 2.682 MW, de los cuales el 52% es renovable no convencional, y el 48% es termoeléctrico (carbón, gas natural y petróleo-diésel).
Foto: Archivo ELECTRICIDAD.
Foto: Archivo ELECTRICIDAD.
Foto: Roberto Valencia-ELECTRICIDAD.
y energía
MARÍA SOLEDAD BARRIOS
“Las demás industrias nos miran como
ejemplo de desarrollo para
aumentar la participación femenina”
La jefa de la Unidad Educación y Difusión en la División de Energías
Sostenibles del Ministerio de Energía sostiene a ELECTRICIDAD que, a partir del Plan Energía +Mujer, los procesos de reclutamiento, selección y contratación que no tengan los sesgos de género van a ser muy relevantes.
Andar en bicicleta con su familia es uno de los pasatiempos que más le gusta a María Soledad Barrios Aguiló, jefa Unidad Educación y Difusión en la División de Energías Sostenibles del Ministerio de Energía, además de jardinear, hacer paseos y alimentarse de forma saludable juntos a sus dos hijos y su marido.
La profesional es ingeniera Civil Industrial de la Pontificia Universidad Católica. En 2008 se desempeñó en la CNE como ingeniera en el Área de Estudios y Desarrollo Energético y hasta la fecha ha estado en diversas divisiones dentro del Ministerio de Energía. Su primera tarea dentro de la cartera fue la coordinación del seminario internacional “Pensando hoy la energía del mañana: Tecnologías Más allá del 2020”, donde concretó su interés por el sector público.
En 2010, fue nombrada encargada de Ciencia y Tecnología en Energía en la División de Prospectiva y Política, luego como profesional de la División de Energías
Mujer
de Energía.
Renovables y actualmente lidera la Unidad Educación y Difusión en la División de Energías Sostenibles.
¿Cómo evalúan desde el ministerio las medidas de la iniciativa Energía +Mujer?
Energía +Mujer es una gran iniciativa. Ha servido para que las empresas e instituciones se pongan de acuerdo, definan los grandes temas, sus indicadores, comiencen a medirse sistemáticamente desde dentro y así se vea cómo se posicionan frente a otras empresas de la industria, para aumentar la participación femenina y su liderazgo, disminuir brechas salariales e implementar facilidades dentro de las jornadas favorables para las familias. Lo ideal sería que todos los sectores replicaran esta iniciativa, para compararnos también con ellos, además de poder compararnos con otros países en esta materia. Las demás industrias, nos miran como espejo de desarrollo para desmasculinizar de manera significativa el sector y aumentar la participación femenina dentro de las mesas directivas.
¿Cómo ha sido su experiencia en las relaciones de género dentro del Ministerio?
Personalmente estoy acostumbrada a trabajar en este sector masculinizado, por lo que me cuesta ser crítica, pero sí es una realidad que para las mujeres es más difícil acceder a puestos de más responsabilidad, nos concentramos en hacer la pega para llegar a la casa a compartir con los hijos. Todo lo que sea promover capacitaciones, coaching o programas de liderazgo está ayudando en esto. El año pasado participé en un programa internacional de la APEC “Empoderamiento de mujeres para la gestión en energías renovables”, fue una experiencia larga y exigente, pero muy provechosa para mí, estas iniciativas deberían replicarse.
A su juicio, ¿cuáles son las medidas del plan energía +Mujer que se implementarían con mayor facilidad en las empresas?
Los procesos de reclutamiento, selección y contratación que no tengan los sesgos de género van a ser muy relevantes, porque va a ir permitiendo que se vaya emparejando la cancha. El hecho de que cada empresa tenga que nombrar a un encargado que pueda hacer la bajada de este plan a la realidad de cada empresa es un avance significativo, ya que se podrán controlar y evaluar los compromisos de manera constante y nosotros como ministerio hacer un balance de cómo y qué tan comprometidas están las empresas con este compromiso y finalmente hacer un balance desde el sector.
¿Cuáles son los próximos pasos de este plan?
Lo que viene es que los encargados de cada empresa que ha firmado el Plan Energía +Mujer, puedan realizar una revisión de cuáles son los compromisos que van a suscribir, algunos ya los tienen listos, con una bajada en concreto de lo que van a implementar, en que se comprometan a reportar estos indicadores. Luego de eso se empieza a medir, y dentro del trabajo se les hará una asistencia técnica y acompañamiento por parte del ministerio de Energía. Se agruparan las empresas con necesidades afines, por ejemplo las empresas que avancen con el compromiso de reclutamiento, selección y contratación se les hará un asesoramiento técnico y talleres para que se estén preparando de manera efectiva con el fin de tener resultados concretos.
El Plan Energía +Mujer fue comprometido por 52 actores del sector energético, entre ellos 21 gremios e instituciones y 31 empresas que reúnen a 25 mil trabajadores.
Actualmente la presencia de mujeres en altos cargos de la industria es de 18% para gerencias y 17% para subgerencias.
La brecha salarial con los trabajadores hombres supera el 24%
INVESTIGACIÓN Y DESARROLLO EN EL NORTE
a la minería verde Cómo la energía solar impulsa
El Consorcio Atamostec trabaja en reducir los costos de la tecnología fotovoltaica para ampliar su uso en la industria, además de posibilitar la generación de hidrógeno.
FUE EN AGOSTO DE 2017 cuando Corfo aprobó la constitución y recursos para la implementación del proyecto Atamostec (Atacama Module and Systems Technology Center), con miras al desarrollo de tecnologías de punta y aplicaciones para la industria de energía solar fotovoltaica en Chile y el mundo, especialmente adaptadas a zonas desérticas y de alta radiación.
El nivel de radiación que presenta el norte de Chile es uno de los factores que es destacado por María José Riquelme, gerente de Desarrollo de Negocios de la entidad, para sustentar el im-
pulso energético el país, debido a que “tenemos una gran oportunidad para generar una energía limpia a un costo competitivo. Esto significa que podríamos hacer un aporte significativo para contar con una matriz que sea más segura, estable y verde”.
En esa línea, el consorcio está trabajando en el desarrollo de módulos con tecnología bifacial, con el fin de alcanzar un alto rendimiento energético y un sistema duradero para disminuir el costo nivelado de la energía (LCOE).
Instalaciones de Atamostec
Foto:Gen
Otro de sus desafíos es reducir los costos de la operación y mantenimiento, junto con disminuir las fallas que se producen por el clima desértico y por la alta radiación, de manera de llegar a menos de US$25 por MWh que se han fijado para 2025.
Para la especialista, la importancia de lograr ese nivel de costos es que “junto con habilitar la industria solar fotovoltaica, podemos tener precios competitivos para, por ejemplo, generar hidrógeno solar, que es un vector energético muy importante, en particular para disminuir las emisiones de carbono y como almacenamiento de energía. Nos permite de esta manera ir hacia la minería verde. Entonces, por un lado, podríamos ofrecer una fuente de energía competitiva, lo cual es siempre bienvenido en vista de demandas cada vez más altas y que, además, sea sustentable, que es lo que se requiere en términos de la transformación de la matriz energética y los procesos productivos”.
Oportunidades
La gerente de Desarrollo de Negocios de Atamostec considera que la minería “tiene una forma
El acuerdo con Komatsu Reman Center Chile
Recientemente Komatsu Reman Center Chile (KRCC) firmó un convenio con Atamostec para implementar tecnologías de módulos fotovoltaicos bifaciales en sus instalaciones de la Región de Antofagasta, y la implementación de un programa de capacitación de profesionales en la operación y el ensamblaje de módulos.
María José Riquelme destaca que “la empresa Komatsu Reman tiene un foco bastante importante hacia la innovación, además de su know how en los temas de remanufactura. Por otro lado, su casa matriz en Japón es, en términos de eficiencia energética, un ejemplo: recuperan absolutamente todo. Considero que esa experiencia, esa forma de ser de la empresa, los hizo buscar alternativas por el lado de la energía solar fotovoltaica”.
de producción, un modelo, que le permite buscar mejores alternativas de provisión energética. Además, está ubicada dentro de la zona de mejor recurso solar y requiere de fuentes energéticas estables, seguras, y a los mejores precios”.
En esa búsqueda, la industria solar se está consolidando como una fuente confiable y competitiva de energía.
María José agrega que “tenemos otros desafíos, como es el tema del almacenamiento. Allí es importante otra de las iniciativas que vienen, como es el Instituto Chileno de Tecnologías Limpias, que también considera la minería sustentable, lo cual demuestra que estamos convergiendo a un tipo de producción industrial distinta”.
Ecosistema solar-industrial
El emplazamiento del consorcio, sumado a su red de trabajo, contribuye a sustentar el desarrollo de Atamostec y sus diversos lineamientos de investigación.
Es así como la gerente de Desarrollo de Negocios de la entidad explica que “el Centro de Energía de la Universidad de Antofagasta -que es la entidad beneficiara transitoriamente del proyecto- tiene una cercanía bastante fuerte con los industriales en el norte, lo cual nos da una oportunidad de capturar valor local”.
Por su parte, el gerente regional de KRCC en Antofagasta, Waldo Leiva, manifiesta que “ser parte del programa Atamostec nos permitirá poner todas nuestras capacidades y experiencia en el desarrollo de energías limpias. Además, podremos aportar en el ámbito de la I+D de nuestra región y, a través de esto, beneficiar a los profesionales de las universidades y colegios, quienes podrán tener acceso a toda la información generada”. En ese contexto, se contempla avanzar en lo referido a la segunda vida de módulos, es decir, explorar las posibilidades de reparar, reutilizar y reciclar aquellos módulos que han fallado o que cumplieron su vida útil en una planta. Tras la firma de este convenio, se comenzará la exploración de los requerimientos tecnológicos de los nuevos módulos, para que efectivamente puedan ser reciclados o remanofacturados.
Vinculado a ese punto, resalta que “existe un ecosistema en la Región de Antofagasta que está muy afiatado, hay un trabajo entre la academia, los centros de investigación y la industria que ya lleva años y, que creo, incluso hay que capitalizar más fuertemente. Por supuesto, la minería y las empresas de energía tienen un rol fundamental. Hay otros sectores que se van a ir sumando, y eso va a ser interesante también, como la logística, el transporte y el sector portuario, un ecosistema interesante de mirar en la región”.
María José Riquelme, gerente de Desarrollo de Negocios de Atamostec
José Ignacio Escobar, presidente de Acera A.G. en la apertura del seminario realizado por el gremio.
ACERA A.G.
Tenemos
la certeza de que la Agenda Social es parte de las renovables”
Así lo señaló José Ignacio Escobar, presidente de la asociación gremial, en el seminario “Soñando Energía: De la ilusión a la práctica”, donde se abordaron las perspectivas y desafíos para el sector que plantea el cambio climático y las relaciones con las comunidades y la ciudadanía.
“EN MATERIA DE ENERGÍA tenemos la certeza de que la Agenda Social es parte de la Agenda de las renovables, que es parte de la Agenda del Cambio Climático, por lo que la estabilidad regulatoria, la mirada de largo plazo y las metas ambiciosas son fundamentales para que este sector siga invirtiendo y siga comprometido con Chile”.
Estas palabras fueron formuladas por el presidente de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera A.G.), José Ignacio Escobar, durante el seminario “Soñando Energía: De la ilusión a la práctica”, organizado por el gremio, donde se abordaron las perspectivas y desafíos para el sector que plantea el cambio climático y las relaciones con las comunidades y la ciudadanía.
Regulaciones
Escobar planteó que el sector trabajará para que los desarrolladores de energías renovables no se vean afectados con la Ley de Estabilización de Tarifas
Eléctricas, aprobadas en el marco del estallido social que vive el país desde octubre, con el fin de congelar las alzas en las cuentas de la luz.
“La idea es que las compañías puedan buscar alternativas de financiamiento y así poder minimizar el impacto que esto pueda traer en sus contratos, inversiones y en sus proyectos”, precisó el ejecutivo.
Otro punto mencionado por Escobar es la necesidad de avanzar hacia “un compromiso de modificación del impuesto verde, porque tenemos que ser capaces de trasladar esa externalidad tan importante, para que sea una herramienta transformacional”.
“Hoy en día el efecto del impuesto verde en el sistema, en las inversiones es muy bajo, por lo que hay que repensarlo, y es el momento justo con la discusión del nuevo acuerdo para la reforma tributaria, con el fin de que sea un impuesto agresivo para que sea transformacional y no recaudatorio”, agregó.
Escobar señaló que otro punto relevante para el gremio es avanzar en materia de flexibilidad, donde “se deben reconocer todos los atributos que las renovables traen al sistema, no solamente en precios, sino que desde el punto de vista ambiental”.
Con este evento Acerca dio por terminada la Campaña “Soñemos Energía 2030”, que se desarrolló en el marco de la COP25, donde se invitó a 30 actores de distintos sectores y miradas a soñar.
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13 de febrero
CONECTA RESALTÓ SOLUCIÓN
DE SCADA ELÉCTRICO PARA MINERA MANTOS BLANCOS
La empresa Conecta se encuentra desarrollando la actualización del Scada Eléctrico de minera Mantos Blancos, de propiedad de Mantos Copper, que permitirá “gestionar de manera centralizada el monitoreo de la subestación, la energía de la planta, el Sistema de Lectura Remota de Protecciones (SLRP) y el Sistema de Información en Tiempo Real (SITR).
De acuerdo con lo informado por la compañía, el Scada posee dos interfaces hombre-máquina (HMI), “una local que se encuentra al interior del armario y una remota que se encuentra en la sala de operación, además de poseer tendencias en tiempo real y reportes de consumo de energía por área, monitoreo de variables digitales asociadas a interruptores, desconectadores de la subestación y de alimentadores”.
Además, la comunicación con los medidores de energía, equipos de protección y equipos de control se realiza en protocolo Modbus, DNP3 e IEC61850”.
En relación al SLRP, Conecta destacó la solución e implementación de las protecciones de la compañía, “permitiendo respaldar automáticamente los ajustes, eventos y archivos comtrade requeridos por el Coordinador. Además, estos archivos pueden ser monitoreados y visualizados desde el Scada del cliente”.
El software utilizado para esta solución corresponde a Elipse Power, el cual posee múltiples protocolos (tales como; Modbus, DNP3, IEC 101/104, ICCP, IEC61850, etc.) y que se especializa en soluciones HMI en el entorno eléctrico de centros de operación para generación, transmisión, distribución, grandes plantas industriales, parques y subestaciones.
RHONA REALIZÓ WORKSHOP EN OSORNO DESTACANDO
DE SUS PRODUCTOS
En el Hotel Sonesta de Osorno Rhona realizó un workshop, donde se analizaron los beneficios que entrega la línea de productos Fanox, para aplicaciones de energías renovables, junto a los transformadores en aceite vegetal que tiene la compañía, así como los reconectadores automáticos Iljin y los detectores de tensión electrónicos Sofamel. Rhona tiene de manera exclusiva la representación de las marcas anteriormente mencionadas.
“Esta instancia fue orientada a las distintas áreas de la empresa distribuidora de energía eléctrica Saesa. Las áreas invitadas fueron Mantenimiento, Ingenie -
SCHNEIDER ELECTRIC
PRESENTA ASESORES DE RENDIMIENTO INDUSTRIAL PARA OPERACIONES INTELIGENTES
Schneider Electric mostró su nueva suite EcoStruxure de asesores de rendimiento en plantas, cuyo objetivo es ayudar a empresas de alimentación, minería y metales; petróleo y gas; agua y residuos; para aprovechar sus datos de automatización industrial y aumentar su rentabilidad operativa.
Según informó la compañía, “EcoStruxure Plant Performance Advisors es un grupo especializado de aplicaciones de fabricación inteligente y servicios digitales que proporciona a los fabricantes que trabajan con datos un análisis en tiempo real fácil de entender para una rápida toma de decisiones”.
Los asesores de rendimiento EcoStruxure facilitan que las plantas de todos los tamaños, para que el sector industrial se modernice a “un ritmo sostenible y acelere su transformación digital de manera muy simple, paso a paso”.
Esta tecnología se instaló en Francia, donde se registró una disminución del 10% en el consumo de energía, así como de un 25% en la eficiencia operativa de la planta, una disminución de 20% de los costos de mantenimiento y una baja de 20% en el diagnóstico y el tiempo de reparación.
ría de Proyectos, Ingeniería de Normas, Ejecutivos de ventas y Programadores de mantenimiento”, destacó César Beas, jefe de Ingeniería de Productos de Rhona. Rhona tiene una fuerte relación con cada una de estas marcas comercializando sus productos de formar continua y estable. Con Fanox se integran equipos de protección en cada Celda de protección y maniobra en SF6 que se comercializan a lo largo de Chile.
El mismo caso se tiene con la marca Sofamel puesto que en conjunto se ha participado en proyectos importantes tan-
to en el sector de minería y distribución de energía eléctrica suministrando una gran variedad de equipamiento de seguridad eléctrica, las que cumplen con los estándares más exigentes a nivel mundial.
Por ultimo Rhona en conjunto con Iljin han creado una alianza estratégica con el fin de abarcar el mercado eléctrico enfocado a equipos de distribución y transmisión eléctrica.
Foto: Gentileza Conecta.
Foto: Gentileza Rhona.
ABB EN CHILE DESTACÓ SOLUCIONES TECNOLÓGICAS EN
DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA
En el marco del seminario, “Avances en la Regulación en Distribución”, organizado por Cigre Chile, los ejecutivos Guillermo Vásquez y Cristoffer Fuentealba, de ABB Power Grids, mostraron las soluciones que tiene la empresa para el segmento de la distribución eléctrica, destacando los niveles de ahorro en eficiencia energética que pueden obtener.
“Nosotros siempre hemos tenido el foco en proveer la solución más económica y eficiente, de manera que los costos totales no impacten de manera sustancial a los consumidores finales. En ABB estamos innovando constantemente y esa innovación obviamente conlleva a costos mayores, pero que se contrarrestan con que este equipamiento permite ahorros desde otros puntos de vista, como lo es la eficiencia”, declaró Guillermo Vásquez.
El ejecutivo ejemplificó el rol que cumplen los transformadores de distribución, como el ABB Ability TXpert, el primer transformador de distribución digital en el mundo, que se usa debido a las mayores exigencias planteadas en las redes de distribución, cada día más complejas, como la incorporación a las redes de fuentes de generación renovables e inclusión de cargas únicas tales como estaciones de carga de vehículos eléctricos.
“Este equipo proporciona inteligencia para maximizar la fiabilidad, optimizar los costos de operación y mantenimiento, así como administrar el activo de manera más eficiente, a través de sensores de última generación, plataformas de monitoreo y herramientas de software, integradas desde el momento de fabricación del transformador”, declaró Cristoffer Fuentealba.
Otras soluciones digitales resaltada por los representantes de la compañía fueron ABB Ability Coretec 4.0: el portafolio de transformadores digitales de potencia, el ABB TXplore: la primera unidad robótica para hacer inspecciones dentro del transformador, y el ABB Ability Ellipse: un sistema de gestión de activos.
DESIGNACIONES
Acera A.G.
Paola Hartung asumió como vicepresidenta de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera A.G.). La ejecutiva es ingeniera civil eléctrica de la Universidad Católica de Valparaíso, donde también tiene un magíster en Ingeniería Industrial. Se desempeña como directora de Asuntos Regulatorios de AES Gener.
Aela Energía
Jorge Luis Decurgez asumió como director de Aela Energía. Es licenciado en Administración de la Universidad de Buenos Aires, tiene un posgrado en Finanzas de la Universidad Torcuato Di Tella y graduado PADE del ESE Business School de la Universidad de los Andes. Antes se desempeñó en HydroChile como COO, CEO y director.
CNE
Kiumarz Goharriz asumió la jefatura del Departamento de Información, Estadística y Participación Ciudadana de la Comisión Nacional de Energía (CNE). Es ingeniero industrial de la Pontificia Universidad Católica de Chile, además de haber cursado diplomados en «Mecánica» en esa misma casa de estudios y en «Big Data para Política Pública» en la Universidad Adolfo Ibáñez.
Enap
Daniel Lazo es el nuevo gerente corporativo de Enap. Es Ingeniero Civil Industrial de la Pontificia Universidad Católica de Chile. Posee un MBA en Merrick School of Management. Se desempeñó durante 22 años como gerente de Administración y Finanzas en Sodimac, donde estuvo como director de Sodimac Brasil.
Enlasa Generación
Rodrigo Sáez es el nuevo gerente general de Enlasa Generación Chile. El ejecutivo es ingeniero civil de la Universidad Santa María y tiene un magíster en Administración de Empresas de la Universidad Chile, además un MBA de la Universidad de Santiago y un Master en Energy Economics de la Offenburg University of Applied Sciences de Alemania.
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