Revista Electricidad 243

Hidroelectricidad: oportunidades para una nueva fase

Entrevista a Carlos Barría, del Ministerio de Energía

Mujer y Energía: Distribución y transmisión buscan consolidar participación femenina

Informe técnico: Energía solar térmica en el agro

Fácil de instalar y operar para lograr 99% de abatimiento de contaminantes ácidos

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Reportaje central Hidroelectricidad: oportunidades para una nueva fase

Entrevista central

Carlos Barría, jefe de las Divisiones de Prospectiva y Análisis Regulatorio y de Ambiente y Cambio

Climático del Ministerio de Energía

26 Mujer y Energía

Empresas Eléctricas A.G.: distribución y transmisión buscan consolidar participación femenina

Técnico

Energía solar térmica puede suplir hasta 40% de la demanda

Energía

Desarrollo de la transmisión tendrá rol clave post Covid-19

Proyectos 2020

Parque solar La Huella espera inyectar 220 GWh anuales 25 Columna de opinión

Sebastián Del Campo, socio de Lawgic Abogados

28 Informe Técnico

Redes de distribución: desafíos más allá de lo técnico

EDITEC

Presidente: Ricardo Cortés

Gerente general: Cristián Solís

Editor general: Pablo Bravo

Consejo Editorial:

• Verónica Cortez, gerenta de Energía de Cía. Minera Doña

Inés de Collahuasi

Carlos Barría, jefe de Prospectiva y Análisis Regulatorio del Ministerio de Energía

• Paola Hartung, vicepresidenta de Acera y directora Asuntos

Regulatorios Chile/Colombia de AES Gener

• Vinka Hildebrandt, directora Asset Manager de Statkraft Chile Rodrigo La Fuente, gerente de Negocios de Transelec

• María Consuelo Mengual, gerente de Asuntos Legales del Coordinador Eléctrico Nacional

• Mauricio Osses, profesor Dpto. Ingeniería Mecánica, Campus Santiago San Joaquín de la Universidad Técnica Federico Santa María

• Andrés Salgado, socio director de ENC Energy Consultant

• Francisco Sánchez, Francisco Sánchez, director de Regulación de CGE

Director: Roly Solís

Editor: Roberto Valencia

Fotografía: Archivo Editec

Diseño y Producción: Grupo Editorial Editec.

Impresión: A Impresores

Foto: Archivo ELECTRICIDAD.

Central hidráulica en el Sistema Eléctrico Nacional. Foto: Archivo ELECTRICIDAD.

Queremos ratificar nuestro compromiso con el sector energético entregándoles este gran espacio de aprendizaje y negociación que hemos desarrollado a través de los años. Por ello, les comunicamos que nos encontramos trabajando para poder realizar la conferencia de la manera más segura posible. Queremos agradecer a todas las empresas, entidades, instituciones y proveedores por la comprensión y tolerancia entregada en estos tiempos de cambios e incertidumbre.

Para mayor información de tarifas y auspicios: conferenciasyferias@editec.cl www.elecgas.cl @editecconferenciasyferias FLEXIBILIDAD, DESCENTRALIZACIÓN Y DESCARBONIZACIÓN: LOS NUEVOS ESCENARIOS PARA LA INDUSTRIA ENERGÉTICA NACIONAL

Mecanismo de estabilización de precios:

una nueva discusión

EL FUTURO DE LOS RECURSOS del fondo del mecanismo de estabilización de precios de la energía es uno de los temas que preocupa a los actores del sector eléctrico, en el actual contexto de la pandemia del Covid-19: se trata de un tema delicado para la industria como lo es el valor de las cuentas de la luz, preocupación que se inició a fines del año pasado a causa del llamado estallido social de octubre.

Y es que, de acuerdo con las proyecciones de la Comisión Nacional de Energía (CNE), durante el presente año se espera que se utilicen del orden de US$1.035 millones del fondo, es decir, un 77% de los US$1.350 millones destinados a postergar el cobro del alza de costos de los contratos de suministro por efecto del tipo de cambio.

Son varios los especialistas y consultores que se han referido a este tema. Entre ellos, Systep Ingeniería señaló la necesidad de que las autoridades diseñen un nuevo mecanismo adecuado, cuando se acaben los recursos del fondo para evitar efectos adversos como eventuales aumentos de tarifas, además de mantener sin inconvenientes a la cadena de pagos de la industria, la vida financiera de las empresas del sector y a la capacidad de pago de los clientes.

capacidad de diálogo para enfrentar los problemas que atraviesa, por medio de mesas de trabajo público-privada, por lo que la idea planteada desde el ámbito de la consultoría, para discutir sobre un nuevo mecanismo, abre una puerta a fin de tener un espacio de acuerdos que permita enfrentar el futuro de las tarifas, específicamente en el actual contexto, en que se requiere fortalecer las confianzas entre los mismos actores del mercado y sus clientes.

El sector energético ha demostrado en los últimos años capacidad de diálogo para enfrentar los problemas que atraviesa, por medio de mesas de trabajo público-privada, por lo que la idea planteada desde el ámbito de la consultoría, para discutir sobre un nuevo mecanismo, abre una puerta a fin de tener un espacio de acuerdos.

La experiencia en la industria muestra resultados positivos ante este tipo de situaciones que se producen sobre la marcha, como está sucediendo con la integración masiva de energías renovables y la pertinencia de encontrar una estrategia de flexibilidad para evitar aspectos negativos en este proceso dentro de la operación del sistema eléctrico. Lo mismo sucede con algunos efectos de la actual Ley de Transmisión, para lo cual se estudian perfeccionamientos a la normativa con el propósito de dar respuesta a problemas puntuales.

El sector energético ha demostrado en los últimos años

Es así como es necesario que la autoridad, los especialistas y las empresas del sector eléctrico logren acordar un nuevo espacio de discusión y así tratar el futuro del fondo de estabilización de precios, para evitar impactos perjudiciales para toda la industria y el conjunto de la sociedad.

SEQUÍA ACTUAL Y FLEXIBILIDAD

Hidroelectricidad:

oportunidades para una nueva fase

Los actores de este sector sostienen a ELECTRICIDAD que esta tecnología no perderá la relevancia que tiene para la operación del sistema eléctrico local, pese a los bajos niveles hidrológicos, precisando que existen opciones para no dejar de lado el aporte de este recurso renovable.

LA SEQUÍA DE LOS ÚLTIMOS

DIEZ AÑOS es el fantasma que persigue a la hidroelectricidad en el país, tecnología que –pese a la menor disponibilidad hidrológica- sigue desarrollando proyectos que se conectan al Sistema Eléctrico Nacional, además de mantener una participación central dentro de la generación, según destacan a ELECTRICIDAD autoridades, representantes gremiales y consultores de la industria.

El diagnóstico es que, si bien el recurso hídrico sigue su tendencia a la baja, por el déficit de precipitaciones, la generación hidráulica tiene un alto potencial para encontrar nuevas oportunidades, especialmente con la incorporación de nuevas tecnologías, como –por ejemplo- los sistemas de almacenamiento de energía.

Radiografía

De acuerdo con los datos de Generadoras de Chile, elaborados en base al Ministerio de Energía, la capacidad instalada de la tecnología hidráulica llega a 6.823 MW, lo que representa un 25,9% del sistema eléctrico local, mientras que, en materia de energía generada, registra una participación de 18,9%, ubicándose detrás de la generación térmica.

Las perspectivas a futuro para esta fuente energética también son positivas. Según los datos de la Comisión Nacional de Energía (CNE), actualmente se registran seis proyectos en construcción de “hidroelectricidad convencional” que en su conjunto aportarán al sistema 997 MW de potencia instalada, con iniciativas que van desde los 10 MW a 531 MW.

José Venegas, secretario ejecutivo del organismo regulador, destaca esta situación, afirmando que la hidroelectricidad “es una fuente relevante de la matriz eléctrica del sistema nacional, a pesar de la escasez que hemos vivido respecto del recurso hídrico durante los últimos años”.

“Además de su aporte a la generación limpia, la hidroelectricidad resulta fundamental para la provisión de servicios complementarios como regulación de frecuencia y reacción rápida a los

Central hidroeléctrica en el sistema eléctrico local.

Foto: Archivo ELECTRICIDAD.

cambios de demanda u oferta, flexibilidad que es inherente a la tecnología de generación hidráulica y que contribuyen a la operación segura del sistema eléctrico”, sostiene la autoridad.

Esto es compartido por Claudio Seebach, presidente ejecutivo de Generadoras de Chile, quien también concuerda en que la tecnología hidráulica “sigue siendo la principal fuente de generación renovable en Chile”, por lo que tiene un papel fundamental para avanzar en las metas de carbono neutralidad comprometidas por el país.

Lo mismo sostiene Rafael Loyola, director ejecutivo de la Asociación de Pequeñas y Medianas Centrales Hidroeléctricas (Apemec), quien resalta el aporte que realizan este tipo de proyectos en la matriz energética: “En proyectos mini hidráulicos bajo 20 MW, hay otros 779 MW adicionales con su aprobación ambiental al día. La industria mini hidro chilena ha vivido recientemente un ciclo virtuoso en materia de inversión, sin duda el más importante en su historia. En algunos años, Chile pasó de tener 55 centrales minihidráulicas por 256 MW totales, a más de 130 centrales por 516 MW, con una inversión de UDS$1.800 millones, quedándose en la industria nacional cerca del 80% de ese monto”.

Hidrología

recurso hidráulico para producir electricidad es muy preocupante”.

El análisis del especialista advierte una lenta desviación a la baja del recurso disponible para producir electricidad desde 1979, considerando una media móvil de 15 años, advirtiendo que lo más preocupante es que esta desviación parece acelerarse desde 2007.

“Mirando en la década de 2010, solo han ocurrido años secos: 2019 terminó con una probabilidad de excedencia de 93%. Y el año hidrológico 2020 empezó siendo el más seco de la historia: como consecuencia, datos preliminares de operación para el mes de abril 2020 muestran una caída de 31% de la generación hidráulica, comparando con abril 2019”, precisa.

De todos modos, Eduardo Soto, director ejecutivo de Alpha Energía Consultores, señala que la disminución en las cotas de las cuencas hidrológicas “deberían recuperarse y esos embalses serán de un grado de importancia superlativo para lo que es el abastecimiento del sistema eléctrico del país, especialmente si su operación se complementa con otras tecnologías con recursos renovables".

La nube negra en el horizonte de la hidroelectricidad es la baja hidrología de los últimos años, que ha provocado una reducción en la disponibilidad acumulada del recurso, impactando en la participación de esta tecnología. Según los datos del Anuario Estadístico 2019 de la CNE, la cantidad de agua acumulada en los puntos de medición dentro del territorio nacional ha bajado de 19.939 a 13.777 milímetros de agua entre 2009 y 2019, lo que significa una diferencia de 31%.

Para Valentin Albinet, socio y gerente Cuantitativo de Antuko, si bien la hidroelectricidad “juega un papel clave en el sistema eléctrico chileno, lo que no va a cambiar, la situación actual del

A su juicio, la operación del sistema eléctrico con menor disponibilidad de agua para generación “es posible lograrla ya que la configuración actual del sistema tiene múltiples tecnologías disponibles por tanto se logra un abastecimiento normal y seguro”.

Flexibilidad

Los especialistas sintonizan en la premisa de que una menor disponibilidad del recurso hídrico para generación eléctrica, junto a la incorporación de las energías renovables variables (solar y eólica), representa una oportunidad para avanzar en materia de flexibilidad dentro del sistema eléctrico, por lo que plantean que la hidroelectricidad tendrá un rol central, particularmente en el actual contexto de descarbonización de la matriz energética y en cumplir las metas de carbono neutralidad a 2050.

Foto: ArchivoELE

José Venegas, secretario ejecutivo de la CNE.

Foto: ArchivoELE

Claudio Seebach, presidente ejecutivo de Generadoras de Chile.

A partir de la actual disponibilidad hidrológica, Valentin Albinet sostiene que la optimización de la operación del sistema eléctrico “se hace principalmente gracias a los embalses, que permiten complementar la generación solar y eólica para abastecer la demanda, reduciendo

la necesidad de flexibilizar las plantas térmicas, dado que su flexibilidad tiene un cierto costo”.

“En la práctica, se hace un uso muy estratégico del agua almacenada, reservándola para momentos de mayor demanda neta (demanda bruta menos la generación solar y eólica): la generación de

Estrategia de flexibilidad: principios y expectativas

El avance regulatorio que actualmente se revisa en el sector energético, como lo es la estrategia de flexibilidad que encabeza el Ministerio de Energía, contempla el rol de la hidroelectricidad.

José Venegas indica que la capacidad de las centrales hidráulicas “para disponer de capacidades relevantes de gestión temporal de la energía almacenada, hace que sean una fuente de almacenamiento natural de la energía, por lo que deberá ser reconocida por los distintos perfeccionamientos regulatorios que se están llevando adelante en el sector eléctrico, tales como la estrategia para la incorporación de flexibilidad, o la actualización de los mecanismos de remuneración de potencia de suficiencia, los cuales deberán hacer el tratamiento adecuado de la tecnología hidráulica con capacidad de regulación y almacenamiento”.

A juicio del secretario ejecutivo de la CNE esta característica “constituye un complemento relevante a las nuevas tecnologías en que se basan los sistemas de almacenamiento de energía (como los bancos de baterías), puesto que las capacidades de gestión temporal de las centrales hidráulicas suelen ir desde las horas hasta los días, semanas o meses. En ese sentido, la capacidad de almacenamiento y regulación del aporte hidroeléctrico seguirá siendo un factor relevante para el sistema y mercado eléctrico y para el cumplimiento de los criterios de eficiencia económica en la operación del sistema”.

La autoridad recuerda que el organismo regulador actualmente se encuentra trabajando en conjunto con el Ministerio de Energía “en el adecuado reconocimiento de las señales de flexibilidad en el sistema eléctrico”, precisando que la tecnología de generación hidroeléctrica, “tiene importantes ventajas comparativas respecto de dicha provisión”.

“Por otro lado, actualmente se encuentra en curso el proceso de perfeccionamiento y actualización de la normativa de programación de la operación. Esto incluye un capítulo especial para la mejor gestión de los activos hidráulicos con capacidad de regulación, el adecuado reconocimiento al valor de la energía embalsada, y el establecimiento de un monitoreo permanente a los sistemas de pronósticos de generación de energías renovables, incluyendo lo relativo a pronósticos de caudales”, señala Venegas.

Gremios

El avance en la estrategia de flexibilidad es seguida atentamente en los gremios que representan a los pequeños y medianos generadores hídricos, como Apemec y GPM-A.G. De acuerdo con Rafael Loyola este tema es clave para “igualar las condiciones de competencia a todos los tipos de generación, siguiendo el

principio de la neutralidad tecnológica, en que se internalicen los costos de cada fuente energética presente en el sistema eléctrico”.

“En este sentido, a partir de la última modificación de la ley de transmisión, las energías renovables variables tienen una ventaja al socializarse los costos de la transmisión mediante el sistema de estampillado. Además, en el sistema de Servicios Complementarios y en la Estrategia de Flexibilidad debe recogerse el principio regulatorio según el cual cada tecnología de generación internalice los costos que se generan en el sistema por estos conceptos”, plantea el director ejecutivo de Apemec.

Y agrega: “Las regulaciones que están hoy en desarrollo, como la estrategia de flexibilidad y sus modificaciones de reglamentos deben reconocer la estabilidad que este tipo de generación de base aporta al sistema. Resulta necesario mejorar nuestro marco normativo, dotar de mayores y mejores capacidades al Estado y resolver dificultades en materia de permisos, disminución de tiempos de tramitación, de autorizaciones sectoriales y ambientales, entre otros. A lo anterior, se suma la incertidumbre en torno a la modificación del Código de Aguas y a la Constitución, particularmente respecto de las propuestas de fijarle un plazo a los derechos de aprovechamiento de aguas, exponerlos a la caducidad, extinción u otros mecanismos que podrían imposibilitar la expansión hidroeléctrica”.

Similar diagnóstico tiene Danilo Zurita, quien sostiene que la relevancia de la estrategia de flexibilidad está en “cómo serán reconocidos y asignados los costos de la provisión de herramientas que den mayor lugar a la penetración de Energía Renovable Variable. Es cierto que el cambio climático y los costos de inversión son puntos que en el mediano plazo están fuera del alcance de la mano, pero sí puede hacerlo la regulación para fomentar estos y otros proyectos”.

En su opinión, también existen otros factores que han “aumentado incerteza del desarrollo hidráulico, dificultando su viabilidad y financiamiento actual, como la baja de precios de energía, la reforma al Código de Aguas, el cambio climático y la reticencia social a este tipo de proyectos”.

Zurita afirma que otro desafío para los pequeños y medianos desarrolladores hidráulicos “es la incerteza que se tiene ante ciertas modificaciones, en especial el Código de Aguas. En otro nivel están las tramitaciones ambientales de estos proyectos, y claramente también los cambios a la regulación sectorial que hoy impulsa el ejecutivo, aunque en este último caso hay consenso en el objetivo y solo queda implementar los cambios de la mejor forma posible”.

embalse en general está a su mínimo durante las horas solares y alcanza su máximo durante las horas de noche, proporcionando rampas significativas. Además, la operación óptima del sistema eléctrico podría mejorarse mucho contando con sistemas de bombeo, que todavía están ausentes en Chile”, añade el especialista.

Según José Venegas, la flexibilidad de las centrales hidráulicas pasa por el atributo natural con que cuentan los embalses, con la capacidad de gestión de la energía que ello implica, especialmente en estos tiempos en que estas plantas generadoras “aparecen como un complemento perfecto de las otras tecnologías limpias”.

La autoridad también resalta el rol que tienen las centrales hidráulicas de pasada: “Tienen variabilidad estacional que presenta cierta madurez para su representación en la simulación de la operación esperada del sistema eléctrico, contribuyendo así también como complemento a las tecnologías eólica y solar fotovoltaica. Es así como en lo que va del año, se ha visto una gran participación de la operación hidroeléctrica en la provisión de los servicios complementarios asociados al control de frecuencia”.

Esto es complementado por Valentin Albinet, quien resalta el interés que tiene la transformación de embalses existentes “en sistemas que permitan la turbinación o el bombeo de agua, lo que

Foto: ArchivoELE

Rafael Loyola, director ejecutivo de Apemec.

Central hidráulica en la zona centro sur del sistema eléctrico local.

podrá ser clave para mantener alto niveles de generación y participación en el mercado”.

La visión de Claudio Seebach es que las centrales de embalse cuentan con una capacidad suficiente de regulación, por lo que asegura que el sistema eléctrico deberá seguir dependiendo de la operación flexible de este tipo de instalaciones, especialmente mientras no se incorporen masivamente otras tecnologías, “como el almacenamiento eléctrico o la gestión de demanda con redes inteligentes”.

José Venegas redondea este principio de flexibilidad, señalando que, “a pesar de la escasez hídrica, hay que recordar que las centrales eléctricas de embalse otorgan al sistema eléctrico −con menos costos y mayor seguridad que casi todas las otras tecnologías− la posibilidad de atenuar variaciones abruptas de los costos marginales, por cambios drásticos en los precios de combustibles, o las variaciones intradiarias de los consumos y centrales sin capacidad de gestión, contribuyendo así a una operación más económica”.

Otro atributo de flexibilidad que destacan los actores de la industria es la función multipropósito, como afirma Rafael Loyola: “La menor disponibilidad de agua debería hacer reflexionar a la industria completa acerca de la necesidad de implementar infraestructura hídrica multipropósito”.

“Por ejemplo, las pequeñas y medianas centrales hidroeléctricas plantean un beneficio directo para las comunidades y finalmente para el país en su conjunto, al promover el uso compartido del agua entre distintas industrias y actividades. Así, en materia de infraestructura de riego, mediante las mini hidro los regantes han financiado mejoras en redes de distribución de agua y aumentos en la capacidad de almacenamiento. Esto es clave para aprovechar un recurso cada día más escaso, y generar mayores capacidades para adaptarse al cambio climático”, precisa el representante gremial.

Claudio Seebach coincide con esta idea: “Para un uso más eficiente del recurso hídrico se pueden plantear proyectos hidroeléctricos con embalses multipropósitos (generación eléctrica, riego para agricultura y agua potable para consumo humano, principalmente), los que adicionalmente

Precipitaciones acumuladas en el país 2009-2019.

Foto: GentilezaA

Valentin Albinet, socio y gerente Cuantitativo de Antuko.

Foto: ArchivoELE

Eduardo Soto, director ejecutivo de Alpha Energía Consultores..

Fuente: Coordinador Eléctrico Nacional.

también pueden ayudar a gestionar los riesgos de crecidas y aluviones como parte de la adaptación al cambio climático frente a eventos climáticos extremos”.

Almacenamiento

Dentro de las oportunidades que surgen en el actual escenario para la operación hidroeléctrica también está el almacenamiento de energía.

Rafael Loyola afirma que implementar esta

El análisis del Coordinador Eléctrico Nacional

Juan Carlos Olmedo, presidente del Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico Nacional aborda con ELECTRICIDAD la actual situación de la hidroelectricidad, destacando lo que realiza el organismo con el sistema de pronóstico de caudales, entre otros aspectos.

¿Cuál es el análisis de la situación actual de hidroelectricidad en el sistema eléctrico?

El año hidrológico actual se presenta seco, la probabilidad de excedencia acumulada del mes de abril de 2020 resultó mayor a 99% lo que implica que el mes de abril está dentro de los años más secos de la estadística disponible (La estadística hidrológica disponible parte en abril de 1960). Sin perjuicio de esto, la participación de la hidroelectricidad entre enero y abril de 2020 representa un 14.5% de la generación bruta del sistema.

¿Qué perspectiva a futuro tiene esta tecnología, considerando la baja hidrología de los últimos años y la incorporación de otras fuentes energéticas?

La generación hidroeléctrica sigue jugando un papel relevante en el sistema eléctrico, más aún con el aumento en la participación de la generación de las centrales de energías renovables no convencionales. Las centrales hidroeléctricas, y en particular las centrales de embalse, tienen un aporte muy significativo a la flexibilidad operacional del sistema (rampa de toma de carga, participación en control primario, segundario y terciario de frecuencia) y a la estabilidad dinámica (inercia) de Sistema

Eléctrico Nacional, así como para la prestación de servicios complementarios relacionados con el control de tensión en el sistema de trasmisión. Respecto de la hidrología futura, aun no existe evidencia suficiente que permita suponer que los próximos años serán secos (respecto de la estadística disponible)

¿De qué forma se puede optimizar la operación del sistema eléctrico con la menor disponibilidad de agua para generación?

Para garantizar la operación más económica el Coordinador utiliza pronósticos de caudales que se basan en información estadística de la energía afluente, así como modelos matemáticos

tecnología en centrales hidroeléctricas de pasada, como lo hace AES Gener con su proyecto virtual DAM, marcará un antes y un después.

En esto concuerda Valentin Albinet, quien asegura que el almacenamiento mediante baterías “terminará por disminuir la participación de las plantas térmicas con combustible fósil, lo que refuerza a la hidroelectricidad como el mejor aliado de cualquier sistema eléctrico basado en fuentes renovables de energía”.

Juan

para proyectar condiciones meteorológicas y derretimiento de mantos de nieve, así como para representar fenómenos físicos de las cuencas, por ejemplo, infiltración de agua en el suelo. Los pronósticos de caudales se incorporan al proceso de programación que realiza el Coordinador, donde se optimiza la colocación de todas las centrales minimizando el costo de operación del sistema. Al proceso se incorporan también pronósticos de generación ERNC y de demanda, además de costos y disponibilidad de combustible entre otros.

¿Cuáles son los resultados del sistema de pronósticos de caudales de centrales hidroeléctricas y cómo ha funcionado según sus objetivos?

Desde su operación el Sistema de Pronostico de Caudales (SPC) ha obtenido resultados positivos. En particular, durante el 2019 el SPC obtuvo un mejoro significativamente el desempeño respecto a la metodología que se utilizaba anteriormente, concretamente se logró una disminución del error en un 17% lo cual apunta a los objetivos planteados al momento de decidir implementar el SPC. Cabe destacar que el objetivo es ampliar la cobertura del servicio a más puntos de control y seguir mejorando los resultados.

Hay que destacar que el SPC comenzó a operar en octubre de 2018 considerando, inicialmente con 20 puntos de control asociados a las cuencas más relevantes del Sistema Eléctrico Nacional. En diciembre de 2019 comenzó la implementación de una segunda etapa, lo cual considera pronósticos de afluentes para centrales de pasada relevantes en las zonas del Maipo y Tinguiririca, entre otras.

Foto: Gentileza Coordin

Carlos Olmedo, presidente del Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico Nacional.

Tabla proyectos hidroeléctricos en construcción.

Nombre Capacidad

Alto Maipo 531

Región Metropolitana

Los Cóndores 150 Región del Maule

Ñuble 136 Región de Ñuble

San Pedro 170 Región de Los Ríos

Embalse Digua 20 Región del Maule

San Víctor 2,8 Región Aysén

Hidromocho 15 Región de Los Ríos

El Pinar 11 Región del Biobío-Los Ríos

CH Los Lagos 52,9 Región de Los Lagos

Virtual DAM 10 Región Metropolitana

Fuente: Generadoras de Chile

Por su lado, Claudio Seebach, sostiene que es posible integrar un sistema de almacenamiento “a un proyecto hidroeléctrico sin regulación, y constituir algo parecido a una central hidroeléctrica de embalse. Este ‘embalse virtual’, cuya capacidad dependerá del tamaño del sistema de almacenamiento eléctrico, se puede integrar al sistema para entregar la flexibilidad requerida en el escenario de un alto desarrollo de energías renovables variables como el chileno”.

Gentileza

Bajo el punto de vista de los pequeños y medianos generadores, presentados en la asociación gremial GPM AG el almacenamiento y la generación hidráulica no son excluyentes, sino todo lo contrario, ya que forman parte de soluciones “que están orientadas a distintas ventanas de tiempo, una como energía de base y la otra como aporte principal a las horas de mayor estrés del sistema, ya sea por la necesidad de rampas de generación o de aporte en horas de alta demanda”, afirma Danilo Zurita, director ejecutivo del gremio.

“Es totalmente deseable que todas las tecnologías renovables convivan y sean complementarias, ya que ambas dotan al sistema de flexibilidad, entre otros atributos. Pero esas características deben ser reconocidas por la regulación para

Danilo Zurita, director ejecutivo de GPM-A.G

US$3.048 millones AES Gener

US$967 millones Enel Generación

US$350 millones Eléctrica Puntilla

US$ 442 millones Colbún

US$30 millones Besalco Energía

US$9,9 millones EPA

US$46 millones Scotta

US$29 millones Aaktei Energía

US$175 millones Statkraft Chile

US$14 millones AES Gener

la competencia en igualdad de condiciones”, plantea.

Otra tecnología que finalmente menciona Eduardo Soto para mejorar la operación hidroeléctrica es la automatización y control, “incluyendo más equipamiento para permitir manejar óptimamente la variación de la demanda, la regulación de frecuencia y la tensión en las redes, además de otorgar mejor visibilidad del sistema a través de Scada más modernos y más completos”.

Conclusiones

• Si bien la sequía ha afectado la participación de la hidroelectricidad en la generación eléctrica, los especialistas afirman que esta tecnología sigue siendo relevante para la operación del sistema eléctrico en vista a la flexibilidad que se requiere a futuro.

• Las oportunidades que se estiman a futuro con las centrales hidráulicas consideran la incorporación de tecnologías de almacenamiento, para lo cual la implementación de sistemas de baterías en este tipo de plantas generadoras se aprecia como una solución concreta.

• Avanzar en temas regulatorios para despejar ciertos aspectos en materia de competencia es otro aspecto que destacan los actores de este sector, donde las expectativas están puestas en la estrategia de flexibilidad que defina el Ministerio de Energía.

Foto:

Queremos ratificar nuestro compromiso con el sector energético entregándoles este gran espacio de aprendizaje y negociación que hemos desarrollado a través de los años. Por ello, les comunicamos que nos encontramos trabajando para poder realizar la conferencia de la manera más segura posible. Queremos agradecer a todas las empresas, entidades, instituciones y proveedores por la comprensión y tolerancia entregada en estos tiempos de cambios e incertidumbre

ORGANIZA:

PATROCINAN:

CARLOS BARRÍA:

“El mercado eléctrico

es robusto y es capaz de administrar estas complejidades”

El jefe de la División de Prospectiva y Análisis Regulatorio y de la División

Ambiental y Cambio Climático del Ministerio de Energía, aborda la actual crisis desatada por el Covid-19 en el sector energético, precisando las prioridades regulatorias de la cartera, así como el trabajo que impulsan con los privados para avanzar en temas estratégicos a futuro.

INTENSA HA SIDO LA AGENDA de Carlos Barría, jefe de la División de Prospectiva y Análisis Regulatorio y de la División Ambiental y Cambio Climático del Ministerio de Energía. No solamente a causa de la actual pandemia que afecta al planeta y que ha impactado a todos los sectores productivos, incluido el energético, sino que también por el trabajo regulatorio que impulsa la cartera en este periodo, donde están los futuros proyectos de ley que se pretenden enviar al Congreso este año y al trabajo de mesas técnicas con el sector privado, para avanzar en temas estratégicos.

En entrevista con ELECTRICIDAD, el ejecutivo analiza el presente y futuro del trabajo ministerial, donde a corto plazo está la estrategia nacional de hidrógeno y la actualización de la planificación energética de largo plazo, entre otros temas.

Regulaciones

Con la actual crisis, ¿hay un ajuste en la agenda regulatoria sectorial?

La agenda mundial y del país se ha visto afectada por lo que está pasando, pero hemos mantenido las prioridades regulatorias desde fines del año pasado. En este sentido, el trabajo para avanzar en una nueva reforma a la distribución, es fundamental para desarrollar este año, pues es un tema relevante que permitirá tener más competencia en el sector minorista de comercialización, además de que fue un compromiso tomado cuando se legisló la Ley Corta de Distribución. También está el proyecto de biocombustibles sólidos que queremos impulsar, para regular al sector de leña y pellets, pues tenemos el desafío de hacernos cargo de la contaminación atmosférica local que produce el uso de leña húmeda e ineficiente en las ciudades del sur, produciendo efectos adversos en las personas, como enfermedades respiratorias y muertes prematuras, por lo que es importante entrar prontamente con un proyecto que regule este tema.

También está el trabajo que se realiza en torno a la estrategia de flexibilidad, ¿en qué situación está la iniciativa?

Queremos que este año la estrategia de flexibilidad muestre sus primeros resultados, pues es fundamental para la integración de energías renovables y también para la mitigación de emisiones, el compromiso de carbono neutralidad y el retiro de las centrales a carbón. Creemos que la estrategia vendría a solucionar varios desafíos que tiene el sistema eléctrico para incorporar estas tecnologías. La idea es que en los próximos meses se presenten algunas iniciativas, donde el Ministerio y la CNE propondrán si es necesario hacer cambios legislativos o por vías administrativas, aunque también puede ser a través de procedimientos operacionales del sistema con el Coordinador Eléctrico Nacional.

Hidrógeno

Con el avance de la discusión en torno al hidrógeno verde en Chile, ¿Cuál es el cronograma en esta materia?

La idea es que este mes comience a trabajar el comité asesor de alto nivel que llamó el Ministro Jobet en este tema para tener una mirada más amplia de nuestra estrategia. Paralelamente vamos a tener mesas técnicas en que incorporaremos académicos, gremios, empresas, las que deberían trabajar hasta julio. En agosto queremos tener un borrador de la estrategia y llevarlo a consulta pública como instancia de participación, así que en septiembre esperamos publicar la estrategia.

¿Qué temas abordarán las mesas técnicas?

Queremos plantear cuatro ejes en la discusión: fomento a la producción; uso y exportación del hidrógeno; la transferencia de conocimiento e innovación; regulación y normas, y el desarrollo social y territorial asociado al hidrógeno. Lo relevante es la participación de todos quienes estén trabajando en hidrógeno en Chile, las distintas miradas y visiones, lo que nos permitirá ampliar nuestro trabajo e incorporarlo en la estrategia.

A nivel internacional se comenta que la pandemia y su posterior escenario será una oportunidad para las energías renovables, ¿comparten esta perspectiva para el mercado nacional?

Antes de que se iniciara la pandemia habíamos planteado ya como país el compromiso de la carbono neutralidad con otros ministerios y diversos sectores. Con eso llegamos al escenario del Covid-19 bien preparados, porque toda la reactivación verde, que algunos países están proponiendo, nosotros ya lo tenemos en cuenta en nuestra cartera de planes y proyectos. Lo que hay que hacer ahora es empezar a trabajar los instrumentos específicos para avanzar hacia esos compromisos, y así plasmarlos en nuestras políticas públicas, como la planificación energética de largo plazo, la cual debemos hacer nuevamente y que en septiembre vamos a iniciar formalmente el proceso que hemos llamado PELP 2.0, en el cual tenemos que incluir el compromiso de la carbono neutralidad. La idea es revisar además los distintos temas que hay que incorporar y mejorar de la primera planificación que se hizo hace cinco años, con elementos como la generación distribuida, la resiliencia y adaptación

al cambio climático, o los sistemas medianos para que sea considerados de forma más precisa y con un mayor involucramiento en la visión de largo plazo del sector energético.

Post pandemia

¿Qué perspectiva a futuro ve en un escenario post Covid-19?

Dado el tremendo potencial de energías renovables que tenemos en Chile, mucho más que nuestra demanda, tenemos que electrificar los consumos que puedan serlo, como el transporte, la industria y la minería, la calefacción y el mismo hidrógeno, a través de la electrólisis. Desde ese punto de vista, el crecimiento de la demanda eléctrica debería ser relevante en los próximos años, especialmente con el desarrollo de la electromovilidad. El desafío para nosotros es ver cómo se proyecta este crecimiento, viendo también las señales que se deben entregar al sector para que se sigan haciendo este tipo de inversiones. Otro de las grandes temas post pandemia será cómo desarrollamos la discusión en torno a los temas de transmisión y evitamos que nos demoremos periodos muy largos para poder desarrollar este tipo de infraestructura que es clave para la descarbonización del país.

¿Cómo se inserta la electromovilidad en este proceso?

Como mucho trabajo se ha detenido en terreno o de forma presencial, y las economías del mundo también, la electromovilidad al igual que otros desarrollos, se verá retrasada en el corto plazo por los que estamos viviendo, pero no creo que sea un tema que se pueda ver afectado por esta pandemia en el mediano y largo plazo, sino que todo lo contrario: cuando esto termine, más que nunca vamos a necesitar que la visión general en materia energética pueda ser hacia una reactivación sostenible, tratando de electricificar los consumos que tienen más emisiones, como el transporte, así que veo a la electromovilidad como una gran oportunidad que empezará a crecer considerablemente a mediados de esta década.

A propósito de señales, ¿cree que los ajustes provocados por la pandemia aumenten

la incertidumbre en los actores del sector?

Estamos viviendo un momento complejo en todo el mundo, con una crisis que no solo involucra al sector eléctrico, así que los efectos y la incertidumbre son para todos los actores de la economía. En esta crisis, en el Ministerio de Energía nos hemos concentrado en garantizar junto a las empresas, el suministro de los servicios

básicos, tanto en electricidad, gas y los diversos combustibles. Las empresas han trabajado de manera muy comprometida y responsable en los últimos meses para que no haya problemas en el suministro energético. El otro gran eje ha sido ayudar a los sectores más vulnerables que tengan complicaciones para pagar las cuentas de servicios básicos, para que no se le corten estos servicios.

Desde el punto de vista de la industria, hay un periodo de incertidumbre no sólo nacional sino que mundial, en que actuales y futuras condiciones están permanentemente siendo evaluadas, pero creo que el mercado eléctrico chileno es robusto, con actores responsables y capaz de administrar estas complejidades y que, de hecho, en el pasado siempre nos hemos caracterizado por asumir desafíos tan complejos como este, por lo que no creo que haya mayores problemáticas asociadas con esto.

Carlos Barría durante el ForoSur 2019, realizado por Editec en Concepción.

Foto: Archivo ELECTRICIDAD.

TRANSICIÓN ENERGÉTICA

Energía solar térmica

puede suplir hasta 40% de la demanda en la agroindustria

Según las estimaciones del Centro de Tecnologías para la Energía Solar de Fraunhofer Chile, estas aplicaciones tienen un alto potencial para ser usado en este sector productivo, el que poco a poco se abre al uso de tecnologías renovables.

LA ENERGÍA SOLAR TÉRMICA podría reemplazar hasta en 40% la actual demanda de este tipo de procesos en la agroindustria nacional, incorporando fuentes energéticas sin emisiones al sector, las cuales se encuentran en su fase de estudio para ser aplicadas en este sector productivo, según destacan los principales actores que trabajan en esta materia dentro del país.

Y es que, según los especialistas, el potencial para usar este tipo de tecnología renovable en la industria agrícola es alto, debido a los menores costos que implican los proyectos solares térmicos, debido a la baja en los costos que han experimentado estos equipos a nivel internacional en los últimos años.

Pertinencia

Darío Morales, director de Estudios de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera A.G.), destaca el horizonte que tiene esta tecnología, por cuanto “los sistemas solares térmicos aprovechan la energía del sol para generar calor y frío para procesos industriales, así como también para producir agua

caliente sanitaria permitiendo, de esta forma, sustituir el consumo de combustibles fósiles”.

A su juicio, los altos valores de radiación solar existentes en el territorio nacional son una base para incorporar sistemas de almacenamiento térmico en distintos sectores productivos, a los que se puede adaptar la tecnología solar, particularmente en la agroindustria.

Este diagnóstico es compartido por María Teresa Cerda, líder del Grupo de Sistemas Solares Térmicos de Fraunhofer Chile: “Desde hace años que la agroindustria chilena ha demandado mayores esfuerzos para poder innovar en sus procesos. Especialmente en esta pandemia, nos hemos dado cuenta de su importancia en la cadena de suministros para el país, por lo que hemos realizado algunos de los proyectos innovadores que se han podido desarrollar en esta industria en materia de I+D en energía solar”.

“Todavía son pocos ejemplos los que existen, principalmente en industrias de elaboración de bebidas con y sin alcohol. Algunas empresas han recurrido a nosotros con sistemas instalados que no estaban bien calculados para su demanda. Y más que sistemas instalados, en Chile todavía estamos en fases de estudios; nos falta atrevernos, invertir e innovar en este tipo de sistemas, porque tenemos los conocimientos y el capital humano para hacerlo”, precisa la especialista.

Según Annika Schuttler, Project leader de Energy & Sustainability de la Cámara Chileno-Alemana de Comercio (Camchal), la integración de energía solar térmica “es factible en la mayoría de los procesos agroindustriales que requieren de calor, sea para calentar el agua para el aseo (por ejemplo limpieza de cubas en el sector vitivinícola, o lavado de equipos de ordeña en el sector lechero) o también para procesos directamente vinculados a la manipulación de los productos (por ejemplo para la producción de fruta deshidratada, el secado de hortalizas o el secado de los frutos secos)”.

Darío Morales agrega que esta tecnología también sirve para la generación de frío por absor-

Instalación solar térmica en el agro.

Foto: Gentileza

Fraunhofer Chile.

Foto: GentilezaFra

María Teresa Cerda, líder del Grupo de Sistemas Solares Térmicos de Fraunhofer Chile.

ción, “en que se usa un equipo que utiliza energía solar como reemplazo del compresor de un ciclo de refrigeración estándar”.

El ejecutivo sostiene que otra aplicación que se desarrolla en Alemania es el uso de sistemas fresnel para aplicaciones que requieren alcanzar temperaturas mayores. “Son un arreglo de espejos planos que concentran la luz del sol en un fluido que se quiere calentar. Estos sistemas son más fácil de usar y de menores costos que los sistemas de cilindro parabólico usados en otras aplicaciones industriales”, dice.

Para María Teresa Cerda, el recurso gratuito que entrega la radiación solar es fundamental para los procesos productivos del agro. “Hoy estamos en condiciones de competir con los valores

del gas (que de todas maneras se puede tener como respaldo si se quisiera) y por sobre eso, es energía que no requiere de logística, que tiene almacenamiento factible, sólo hay que aprender y saber manejarla. Aunque tenemos el caso de una industria que quiere integrar calor solar a su demanda discontinua (trabajo por turnos), aun así hemos logrado calcular qué sería rentable para ellos, dado los altos costos en energía que muchas empresas gastan sin saber cómo poder hacerlo más eficiente”, afirma.

Experiencia internacional

Annika Schuttler menciona que en Alemania el uso de energía solar térmica en la industria de los

alimentos es bastante frecuente: “Durante una de nuestras giras tecnológicas que hemos realizado en el marco de nuestro proyecto Smart Energy Concepts pudimos visitar varias cerveceras que trabajan con este tipo de sistemas. En el proceso cervecero se requiere calor y hemos visto producciones en las cuales este calor industrial se ha podido obtener a través de sistemas termosolares. Varias empresas que requieren frío también trabajan con la tecnología de frío por absorción, o frío solar”.

Por su lado, María Teresa Cerda destaca el avance que registran en esta materia España, Sudáfrica y México, señalando que en este último país “se está integrando energía solar térmica en procesos que demandan tanto vapor como agua caliente -como procesos de pasteurización, pelletizado y maceración-, para las industrias de hotelería, láctea, alimentos e- incluso-, para hacer el tradicional tequila”.

“Parte importante de nuestro trabajo ha consistido en difundir estas tecnologías solares térmicas en la industria de bebidas, bajo el concepto de Drink Solar, en alianza con importantes empresas del rubro. Nuestro desafío es lograr abrir caminos a la agroindustria para que puedan alcanzar metas de eficiencia energética y reducir su dependencia de combustibles fósiles, mejorando así su competitividad y sustentabilidad”, sostiene la especialista de Fraunhofer Chile.

Retos

A futuro los especialistas proyectan la necesidad de aumentar las inversiones en actividades de Investigación y Desarrollo (I+D) en energía solar para llegar a sectores productivos como el agro.

De acuerdo con María Teresa Cerda, es necesario profundizar la innovación en el corto y mediano plazo dentro de los sectores industriales del país. “Todavía no entendemos que es una ventaja competitiva tener ideas en desarrollo continuamente, estar mirando al futuro cercano y lejano, tener maneras de reinventarse para poder mejorar tu producto y lo que ofreces al mercado. En esto me refiero tanto a las empresas como al Estado,

Foto: GentilezaA

Darío Morales, director de Estudios de Acera A.G.

Sistema solar térmico.

Foto:

Gentileza

Acesol.

debiera poder realizarse una alianza ventajosa entre ambos, porque el país gana con mayor innovación de sus empresas y con personas mejor capacitadas para enfrentar los cambios. Si algo nos enseña esta pandemia, es que todo cambia y rápido; hay que estar preparado”, sostiene.

Y añade: “En nuestra experiencia, cada vez que tenemos una empresa visionaria queriendo implementar este tipo de tecnologías, nos encontramos con la brecha que desconocen su demanda térmica, situación que se replica en la gran mayoría de las industrias en Chile. Si tienen medidores, muchas veces los datos no son analizados o los medidores no están calibrados o, simplemente, están desconectados”.

Pensando en ello, la especialista destaca el trabajo de Fraunhofer Chile para desarrollar un sistema de medición inteligente que permita ayudar a las empresas con esta información. “Para esta industria, hablamos de un potencial de poder suplir una demanda térmica del 40%. Imaginen poder reemplazar el total por energía limpia, que no contamina y que ayuda a combatir el reto más importante que tendrá la humanidad del siglo XXI luego que pase el virus: el cambio climático”.

Annika Schuttler indica que también existen retos financieros y operacionales que derrumbar para aumentar la presencia de la energía solar térmica en la agroindustria. Explica que en el primer ámbito “la empresa tiene que justificar la inversión y si algunas compañías no están dispuestas a aceptar inversiones que tengan un retorno de más de tres años, no se implementará el proyecto (los proyectos solares tienen un retorno de aproximadamente 6 a 8 años). La solución aquí podría ser un modelo ESCO donde la inversión la hace la compañía que instala el proyecto y simplemente vende el calor a la empresa productiva.

personal que sepa operar y mantener un sistema nuevo.

En cuanto a los retos operacionales, la especialista asegura que las empresas tienen “miedo” de tener que interrumpir la producción y, por lo tanto, verse obligadas a tener que contratar

“En todo caso, desde nuestro punto de vista, la energía solar térmica juega un rol muy importante en lograr la meta propuesta para Chile de ser carbono neutral al año 2050. Hasta ahora, más que nada se está avanzando en cuanto a la descarbonización de la matriz eléctrica, pero en relación a la energía térmica, todavía no se ha avanzado mucho y en esto, la energía solar térmica va a hacer una gran contribución”, agrega.

Darío Morales concluye que el sector agroindustria, en general, tiene flujos de caja estacionales, por lo que presenta más de un desafío financiero para avanzar en la integración de energías renovables, pero aclara que este proceso de inversiones y adaptaciones tecnológicas actualmente se ven favorecidos por la disminución progresiva de los costos para implementar sistemas térmicos en base a la energía solar.

Foto: Gentileza

Annika Schuttler, Project leader de Energy & Sustainability de Camchal.

Instalaciones solares térmicas.

Foto: Gentileza GIZ en Chile.

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Este fue uno de los principales aspectos abordados en la conferencia online “Industria Energética y Pandemia: cómo gestionar la incertidumbre”, donde también se revisaron las oportunidades que plantea la crisis para el ingreso de nuevas tecnologías.

ANÁLISIS DE ACTORES DEL SECTOR

Desarrollo

de la transmisión tendrá rol clave en post Covid-19

EL DESARROLLO DEL SISTEMA de transmisión será fundamental para enfrentar los desafíos y oportunidades que se plantearán para la industria, una vez que se haya disipado el actual escenario de la crisis sanitaria desatada por el Covid-19, según concordaron cuatro actores del sector durante la conferencia online “Industria energética y Pandemia: cómo gestionar la incertidumbre”, realizada por el Grupo Editorial Editec.

En el evento participaron Juan Carlos Olmedo, presidente del Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico Nacional; Carlos Barría, jefe de la División de Prospectiva y Análisis Regulatorio y de la División Ambiental y Cambio Climático del Ministerio de Energía; Ana Lía Rojas, socia fundadora de EnerConnex, y Andrés Salgado, socio fundador de ENC Energy Consultants.

Según Barría, “una de las preocupaciones ha sido cómo podemos garantizar que los proyectos de transmisión puedan seguir su curso en términos de desarrollo y evaluaciones para el crecimiento de las energías renovables”.

Y agregó: “Uno de las grandes temas post pande-

mia será cómo desarrollemos los futuros sistemas de transmisión y no tengamos tiempos tan largos en la implementación de estos proyectos”.

Tanto Juan Carlos Olmedo como Andrés Salgado coincidieron en aumentar la capacidad de transmisión en el sistema eléctrico local para avanzar en el cierre de centrales a carbón, en el plan de descarbonización, advirtiendo que lo que ocurrió en Alemania, donde no se han cumplido estas metas, debido al retraso en incorporar nuevas líneas.

El directivo del Coordinador Eléctrico afirmó el potencial de recursos renovables que existe en la zona norte del sistema pueden ser aprovechados por el proyecto de transmisión HVDC Kimal-Lo Aguirre.

Finalmente, Ana Lía Rojas señaló que es necesario seguir equilibrando las necesidades de la oferta que supone la segunda ola de inversiones de centrales de energía renovable, con la capacidad de transmisión en la zona centro-norte del sistema, para evitar vertimientos y desacoples, por lo que se necesita una mayor certidumbre regulatoria.

Editec.

TECNOLOGÍA FOTOVOLTAICA

Parque solar La Huella

espera inyectar 220 GWh anuales

El proyecto, de 86 MW de capacidad instalada, estima entrar en operaciones durante la segunda mitad de este año desde la Región de Coquimbo, con una inversión total de US$200 millones.

EN EL SEGUNDO SEMESTRE DE ESTE AÑO se estima la entrada en operaciones del parque fotovoltaico La Huella que desarrolla la empresa austríaca Clean Capital Energy Group (CCE) en la comuna de La Higuera, en la Región de Coquimbo, donde se contemplan 86 MW de capacidad instalada, que pretenden inyectar 220 GWh anuales al Sistema Eléctrico Nacional.

El proyecto tiene una inversión de US$200 millones y está en condiciones de suministrar energía para 280.000 personas al año, equivalente al consumo de 90.000 hogares, evitando la emisión de 155.000 toneladas anuales de CO2, lo que equivale a la plantación de 300.000 árboles para capturar las emisiones de carbono.

Sus instalaciones están emplazadas en un área total de aproximadamente 144,3 hectáreas, de las cuales 118 hectáreas están consideradas para obras permanentes y temporales, incluidas la superficies asociadas a la faja de la Línea de Interconexión y camino de acceso.

Paneles

La central de energía renovable está conformada por 214.704 paneles solares monocristalinos, de 400, 405 y 410 W de potencia, los cuales están fabricados de vidrio-vidrio, con un seguidor solar de un eje.

“La zona de paneles considerará los paneles fotovoltaicos, los seguidores y las cajas de agrupaciones. La zona de paneles considera una arquitectura modular o estandarizada, con la repetición de un total de 252 bloques similares de paneles fotovoltaicos, cajas de agrupaciones y seguidores”, se indica en la descripción del proyecto entregado al Servicio de

Simulación de la planta fotovoltaica terminada.

Evaluación Ambiental (SEA).

Los paneles se instalan sobre 252 seguidores mono axiales de tipo horizontal con seguimiento a un eje horizontal que girará siguiendo la trayectoria del sol del este hacia el oeste durante el día. Cada seguidor tendrá su propio motor eléctrico, responsable del giro, los que se instalarán sobre pilares reforzados específicos, por los cuales se realizara una perforación en el suelo de una profundidad de 6,5 metros por un diámetro de 1 metro.

Los 42 centros de conversión y transformación del parque fotovoltaico, que transformarán la energía de Baja Tensión en corriente continua de los paneles solares, a Media Tensión en corriente alterna, consideran equipamiento como:

• 1 cuadro de baja tensión, a lo cual se conectan los cables subterráneos de baja tensión que llegan de la zona de paneles fotovoltaicos antes descrita.

• 2 inversores con potencia nominal de 1000 kW cada uno, responsable de la conversión de la electricidad de corriente continua producida por los paneles a corriente alterna de baja tensión (0,4 kV).

• Un transformador de potencia con potencia nominal de 2000 kVA, responsable de elevar la tensión de baja (0,4 kV) a media (23 kV).

• Celdas de media tensión, a las cuales se conectan los cables subterráneos de media tensión que van a la subestación elevadora.

Transmisión

El proyecto contempla una subestación elevadora de 23 kV a 220 kV, inyectará la energía generada a una línea de transmisión de 412 metros de circuito simple, que se conectará a la subestación Don Héctor, en el sistema eléctrico local a través de una línea de doble circuito que fue aprobada en 2015 mediante la RCA del proyecto del parque fotovoltaico El Pelícano.

“Todos los cables subterráneos de media tensión provenientes desde los 42 centros de conversión y transformación se conectarán en paralelo en la

Cabina de Interconexión, para formar un solo circuito de salida que se conectará al Transformador de Alta Tensión. El Transformador de Alta Tensión será responsable de elevar la tensión de 23 kV a 220kV, y tendrá una potencia de 88 MVA”, se señala en la descripción del proyecto.

La línea está formada por dos torres, denominadas H1 y H2, con una altura de 31,5 metros. Se considera una faja total de intervención de 30 metros, 15 metros en cada lado del eje de la línea eléctrica, que corresponderá a la faja máxima de intervención durante la construcción de la línea de alta tensión.

Desarrollador

El proyecto es de Clean Capital Energy Group (CCE) que opera en Chile desde 2015, participando en el financiamiento de iniciativas de energías renovables, en una cartera de 500 MW, de los cuales dos proyectos, de 100 MW, ya han sido materializados.

Adicionalmente, la empresa compró tres iniciativas solares que totalizan 230 MW, las cuales estima que entren en marcha en 2022, para lo cual concretó un joint-venture con un fondo de pensiones alemán.

Ficha técnica

• Nombre: Parque fotovoltaico La Huella

• Ubicación: Comuna de La Higuera, Región de Coquimbo

• Capacidad instalada: 86 MW

• Inversión: US$200 millones

Vista del proyecto en la Región de Coquimbo.

Foto: Gentileza CCE.

PRESENTAN EL PRIMER ÍNDICE DE PRECIOS PARA CALEFACTORES Y CALDERAS DE BIOMASA EN CHILE

• ESTUDIO ES PARTE DE LOS ESFUERZOS POR MODERNIZAR LA MATRIZ DE CALEFACCIÓN DE LA ZONA CENTRO SUR Y REVELA EL ESTADO ACTUAL DEL MERCADO DE TECNOLOGÍAS DE BIOCOMBUSTIBLES SÓLIDOS, COMO ASTILLAS Y PELLETS DE MADERA.

Con la llegada del invierno y las bajas temperaturas, la generación de calor vuelve a ser un tema de interés para muchas familias y Pymes en el centro sur de Chile. En este contexto fue presentado el primer índice de precios para calefactores y calderas de biomasa de Chile, elaborado por el Proyecto de Apoyo a la NAMA “Energías Renovables para Autoconsumo”, implementado por el Ministerio de Energía y el Programa de Energía de la GIZ.

El estudio revela el estado actual del mercado de tecnologías de biocombustibles sólidos, como astillas y pellets de madera, utilizadas en el sector comercial y residencial. Hay una amplia variedad de precios y tamaños de calefactores a pellets para calentamiento en recintos residenciales y comerciales, así como de calderas que utilizan biomasa para aplicaciones térmicas, como agua caliente y calefacción.

Gabriel Prudencio, jefe de la División de Energías Sostenibles del Ministerio de Energía, explicó que “poner a disposición de las personas mejor información de precios de mercado, que se complementa con el etiquetado energético, es muy útil a la hora de evaluar el recambio de equipos de calefacción y calderas de biomasa por equipos más eficientes y limpios. Este es

el primer indice de precios para biomasa y replica lo que hemos hecho con los sistemas solares fotovoltaicos y bombas de calor, los que están disponibles en la página del Ministerio”.

Por su parte Vicente Olavarría, asesor del Proyecto de Apoyo a la NAMA “Energías Renovables para Autoconsumo” de la GIZ, añadió que el “estudio identifica un mercado desarrollado y bien distribuido a nivel nacional de calderas compactas a biomasa, complementando la oferta de calefactores a pellets de madera”.

Para esto, se desarrollaron tres índices de precios a través de encuestas a los proveedores: calderas que funcionan tanto con pellets, como con astillas de madera (con potencias inferiores a 1 [MWt]); calefactores a pellets de madera (inferiores a 25 [kWt]); y el precio de venta de pellets de madera en varias regiones de Chile, donde Maule y Aysén presentan los valores más económicos y más elevados, respectivamente.

El pellet es un combustible que se produce en Chile. Por sus características físicas y menor contenido de humedad, permite reducir drásticamente la contaminación del aire en comparación con la leña, principal combustible para calefacción y cocina utilizado actualmente entre las regiones de

O’Higgins y Aysén, asociado a altos niveles de contaminación del aire. Además de ello, el pellet presenta otras ventajas derivadas de su menor volumen y mayor contenido energético en relación a la leña.

“El estudio indica que existe una amplia variedad tecnológica y de precios para el mercado de las calderas a biomasa menores a 300 [kWt] utilizadas para la calefacción de habitaciones y el agua caliente para uso no industrial, correspondiente al 91% de las calderas menores a 1 [MWt] que fueron detectadas en el mercado nacional. También existe una tendencia a la disminución de sus precios en la medida que aumentan sus potencias térmicas”, sostiene Vicente Olavarría de GIZ.

Los resultados ofrecen a las pequeñas y medianas empresas una herramienta para evaluar económicamente proyectos de reemplazo tecnológico para los sistemas convencionales de calefacción, que utilicen combustibles fósiles como gas licuado, petróleo o parafina, mediante sistemas más eficientes y amigables con el medio ambiente, como lo son las tecnologías de calefactores o calderas que usan pellets o astillas de madera.

Los resultados de este estudio se pueden revisar www.4echile.cl

Por Sebastián Del Campo, socio de Lawgic Abogados

La incertidumbre que recae sobre la recepción de obras de centrales hidroeléctricas

YA ES HORA DE FRENAR LA INCERTIDUMBRE que sufre gran parte de los proyectos de generación hidroeléctrica respecto con si es o no posible operar sus centrales sin haber obtenido la recepción de sus obras hidráulicas por parte de la Dirección General de Aguas (DGA).

La duda se origina en 2015 con la entrada en vigencia del Reglamento de Obras Mayores, cuyo artículo 61 condiciona la operación de las obras mayores de una central a la recepción de las mismas por parte de la DGA. Dicha norma no solo generó un problema práctico enorme para muchas centrales que se encontraban operando, sino que desconoció completamente la realidad de las generadoras hidro en las últimas décadas.

administrativos (Circular Nº 1/2016 y Nº 1/2018). Dicha tesis fue incluso refrendada por la Contraloría General de la República (Dictamen Nº 12.758/2018). Sin embargo, un criterio distinto ha sostenido la tercera sala de la Corte Suprema en fallos recientes, suspendiendo la operación de centrales que se encontraban en funcionamiento por no contar estas con sus obras recibidas.

El artículo 61 del Reglamento de Obras Mayores, no solo generó un problema práctico enorme para muchas centrales que se encontraban operando, sino que desconoció completamente la realidad de las generadoras hidro en las últimas décadas.

Las interrogantes no pararon desde entonces. ¿Es la recepción de las obras un requisito para la operación de una central hidroeléctrica?, ¿Tiene facultades la DGA (y/u otros organismos, administrativos o judiciales) para paralizar la operación de centrales construidas por el solo hecho de no contar con la recepción de sus obras?

Fue la propia DGA quien hizo un llamado a la calma al afirmar la improcedencia legal de paralizar obras por estas razones, en una serie de procedimientos judiciales y pronunciamientos

Ha llegado el momento de que la autoridad se haga cargo de esta materia y realice los cambios regulatorios que se requieren para darle tranquilidad al sector, como podría ser una fuerte inyección de recursos a la DGA para agilizar la revisión técnica de los antecedentes y la recepción de obras de centrales en trámite, o incluso la modificación del Código de Aguas en el sentido de aclarar el procedimiento de aprobación de construcción y recepción de obras mayores. El primero de dicho cambios, según se nos ha informado, ya estaría en curso y se refiere a la modificación del ROM que lleva adelante la DGA, y que buscaría permitir el funcionamiento de centrales construidas mediante la recepción condicional de sus obras, bajo estrictas medidas de seguridad, monitoreo e información a la autoridad. La situación contraria mantendrá la fuerte incertidumbre en la industria hidroenergética del país.

Foto: Gentileza Lawgic Abogados.

EL PLAN DE EMPRESAS ELÉCTRICAS A.G.

Distribución y transmisión

buscan consolidar participación femenina

Los segmentos de distribución y transmisión eléctrica buscan consolidar y profundizar su accionar en materia de participación femenina y equidad de género, en el marco de la iniciativa Energía + Mujer que impulsa el Ministerio de Energía. Es así como la Asociación de Empresas Eléctricas, que representa a las distribuidoras y transmisoras con mayor presencia en el mercado nacional, se ha puesto como objetivo seguir aumentando los positivos números de integración que registra, donde el 25% de quienes se desempeñan en la distribución son mujeres, cifra que llega a 17% en el segmento de transmisión, según indica Carolina Cifuentes, directora de Comunicaciones del gremio.

La ejecutiva explica a ELECTRICIDAD que desde 2018 funciona un Grupo de Trabajo sobre Equidad, Diversidad e Inclusión, compuesto por “representantes de diversas áreas corporativas de nuestras empresas asociadas, y tiene además dentro de sus objetivos principales, compartir, reunir y analizar experiencias tanto de las mismas empresas como de la realidad nacional e internacional”.

Sobre este terreno se ha transmitido información para avanzar en buenas prácticas en las distribuidoras y transmisoras, lo que se refleja en que “hoy en día de nuestros ocho socios, siete ya firmaron el compromiso y entregaron sus planes de acción, en conjunto con el gremio.”

“Asimismo, para complementar nuestra labor de agentes de cambio hemos realizado una serie de acciones concretas y de difusión en materia de equidad. Dentro de nuestra estrategia gremial en asuntos corporativos y sostenibilidad establecimos cinco ejes de trabajo: Educación; Equidad, Diversidad e Inclusión; Innovación;

La asociación gremial

que representa a las empresas de estos segmentos ha definido una línea de acción, en sintonía con la iniciativa

Energía +Mujer, para profundizar los positivos resultados que registra en materia de género.

Medio Ambiente; y Vinculación con el Medio”, precisa Carolina Cifuentes.

El gremio ha establecido alianzas con otros actores como RedEG, la Alianza por el Género de Fundación ProHumana, además de participar en el programa “Women in Energy” de WEC Chile con dos profesionales de la Asociación y de tres empresas socias. Además, según Carolina Cifuentes, para este año “incorporamos en la 7ª versión de nuestro Diplomado en Mercado Eléctrico y Regulación un nuevo curso justamente sobre equidad y diversidad en el sector energético, a cargo de Marcela Zulantay coordinadora de género del Ministerio de Energía”.

Empresas

El trabajo realizado por las empresas asociadas es destacado por la directora de Comunicaciones del gremio: “Chilquinta y Saesa forman parte de la Iniciativa Paridad de Género (IPG) con medición anual de estándares; se han certificado bajo la Norma de NCh3262:2012 de Sistemas de Gestión de igualdad de género y conciliación de la vida laboral, familiar y personal; han aumentado la participación femenina en altos cargos con 6 y 3 ejecutivas, respectivamente; realizan talleres de sensibilización

25% de los trabajadores de empresas distribuidoras son mujeres

entre sus colaboradores y se han esforzado en aumentar la inclusión laboral de colaboradores en situación de discapacidad en distintas áreas”.

También menciona lo realizado por Enel Chile, donde “se cuenta con una Política de Diversidad e Inclusión institucionalizada, que abarca cuatro dimensiones: género, nacionalidad, edad y discapacidad, realizando programas de formación y tutorías muy claros, además de canales de ayuda y de denuncias, como parte también de su compromiso ético y valórico”.

“CGE, también posee un Plan de Integral de Diversidad con tres pilares: equidad de género, edad e inclusión laboral, a través de los cuales desarrollan permanentemente charlas, campañas y encuestas entre sus colaboradores”, relata la ejecutiva.

Y añade: "En cuanto a las 412 medidas voluntarias y progresivas que 52 organizaciones adherentes comprometieron en el Plan Estratégico de Energía + Mujer, 7 de nuestras empresas asociadas y el gremio aportamos con 135 acciones, que abarcan trayectoria laboral, conciliación, igualdad de remuneraciones, entre otros".

Finalmente, según Carolina Cifuentes, el prinicipal desafío es que "este camino es largo y sus logros no son de cada empresa ni de determinado gremio, este es un trabajo conjunto, generoso y coordinado, que ha logrado un importante avance gracias al esfuerzo público-privado que se ha realizado y que ha permitido levantar una temática que hace pocos años no era prioridad en casi ningún sector pero que hoy es parte de los objetivos estratégicos y de las políticas de sostenibilidad de casi todas las compañías".

7 de los 8 asociados

a Empresas Eléctricas A.G. firmaron el compromiso de Energía +Mujer

Carolina Cifuentes, directora de Comunicaciones de la Asociación de Empresas Eléctricas.

Foto: Gentileza Empresas Eléctricas.

EN TIEMPOS DE CRISIS

Redes de distribución:

desafíos más allá de lo técnico

Si bien la digitalización en el segmento producto de la incorporación de nuevas tecnologías, sigue avanzando, también se plantea aumentar los niveles de confianza con los clientes en aspectos importantes, como la medición inteligente.

LA DIGITALIZACIÓN EN LAS REDES de distribución llegó para quedarse en el país, donde las empresas del segmento han invertido en nuevas tecnologías para enfrentar los desafíos que impone la continuidad del suministro eléctrico ante contingencias externas, principalmente vinculadas a eventos climáticos y a otra clase de crisis, como la

que se experimenta actualmente con la pandemia del Covid-19.

Los especialistas consultados por ELECTRICIDAD destacan la incorporación tecnológica que realizan las empresas del sector, en el marco de las nuevas demandas que surgen con la transición energética,

Centro de control de redes de distribución.

como la descentralización de los consumos, la generación distribuida y la electromovilidad.

Tecnologías

Javier Bustos, director de Estudios y Regulación de Empresas Eléctricas A.G., resalta la inversión que realizan las distribuidoras en “equipos telecontrolados en la red de Media Tensión, lo que permite disponer de supervisión remota del suministro y reducir el tiempo de reposición y la cantidad de clientes afectados en caso de interrupciones de servicio”.

“Adicionalmente se han incorporado nuevas tecnologías como sensores remotos de temperatura, humedad y gases en transformadores de poder en subestaciones, incrementando la calidad de las comunicaciones con el despliegue de fibra óptica”, agrega.

Según el especialista, esta transformación digital “permitirá que gradualmente las empresas distribuidoras puedan avanzar en la automatización de sus procesos, pasando de una operación reactiva a una operación predictiva”.

Y menciona que las principales tecnologías son:

• Uso de sistemas Scada (Supervisión, Control y Adquisición de Datos), centros de control a distancia y tecnologías de telecontrol para media tensión, que permiten monitorear, controlar y optimizar el proceso de distribución en tiempo real. Incluso algunas empresas están avanzando en el uso de tecnología para enfrentar fallas sin la intervención del Centro de Control, con el uso de equipamiento que se configura para que selectivamente minimice las zonas de falla y los clientes afectados.

• Infraestructura para Medidción Inteligente, que permita la conexión automática, directa y bidireccional entre los medidores inteligentes y centro de control de distribución.

Desafíos

Javier Bustos afirma que “dadas las actuales circunstancias que estamos atravesando y el desafío que la transformación del sector imponen, hoy más que nunca es necesario avanzar hacia la digitalización de procesos”.

“Es por ello que si queremos avanzar en la utilización de big data, ciberseguridad e inteligencia artificial, las cuales son utilizadas por empresas digitalmente evolucionadas, siendo la distribución un segmento regulado, la normativa del sector debe evolucionar”, señala el ejecutivo.

En esto coincide Rosa Serrano, ingeniera industrial PUC y estudiante del programa de PhD en “the School of Electrical and Electronic Engineering at the University of Manchester”, plantea que desde el punto de vista técnico, “una de las grandes deudas históricas del sector ha sido mejorar la calidad de servicio”.

“Al respecto, la Norma Técnica de Calidad en Distribución ha significado un gran avance al incrementar los estándares de calidad, pero este es solo el punto de partida ya que es imprescindible avanzar hacia un sistema de distribución resiliente que permita hacer frente a eventos de alto impacto y a las necesidades de una sociedad cada vez más dependiente de la electricidad.

Esto se logra mediante el fortalecimiento de la red y/o la incorporación de inteligencia a través de automatismos, sistemas de monitoreo y medición inteligente, entre otros”, asegura.

• Despliegue de equipos reconectadores y seccionadores de red que sean capaces de detectar sobrecorrientes, interrumpirlas y reconectarlas, automáticamente, para reenergizar las líneas, a través de una operación que es telecomandada.

• Plataformas que operan sobre GIS y que permiten la gestión en línea de la operación y gestión de los equipos en terreno.

Para la especialista, la integración de nuevas tecnologías en las redes de distribución debe ir de la mano de un incremento en los niveles de confianza en los clientes: “Hace algunos años en Chile cuando hablábamos de cliente, nos referíamos al medidor de electricidad. Este paradigma ha cambiado, lo que es tremendamente positivo, y tanto las empresas como la autoridad han hecho grandes avances en esta materia, dando un enfoque más ciudadano al servicio. Se han llevado

Foto: ArchivoELEC

Rosa Serrano, ingeniera industrial PUC y estudiante del programa de PhD en “the School of Electrical and Electronic Engineering at the University of Manchester.

Foto: GentilezaEmp

Javier Bustos, director de Estudios y Regulación de Empresas Eléctricas A.G.

a cabo proyectos como la modificación de la boleta de suministro, y se han realizado acuerdos para apoyar a clientes electro-dependientes, pero es necesario seguir trabajando en ello, fortaleciendo el principio de que el sector eléctrico es una industria

de servicios y que, por lo tanto, es fundamental que los clientes se sientan satisfechos con el servicio entregado”.

Sostiene que el reto no solo pertenece al ámbito técnico, sino que va de la mano con “resolver la crisis de confianza que hay en el sector y que es un fiel reflejo del clima que está viviendo el país, para esto debe, entre otros aspectos, cumplir la promesa de servicio y entregar información certera a los clientes”, por lo que asegura que es “imposible tener avances significativos en problemáticas que son urgentes como la incorporación de medidores inteligentes si no existe confianza respecto de los beneficios que esto conlleva”.

A su juicio, la medición inteligente es una de las tecnologías claves que se debe incorporar. “No es posible pensar en una modernización de las redes de distribución si no se avanza en este ámbito. La medición inteligente, genera beneficios técnicos relacionados con la mejor respuesta y distribución de recursos ante contingencias, beneficios económicos para los clientes al permitir hacer gestión sobre el consumo y abre la puerta a la comercialización”.

“Por otra parte, la pandemia del coronavirus ha dejado en evidencia la necesidad de contar con una medición remota, pues con esto se minimizarían los problemas de facturación provisoria, así como también los riesgos de contagio entre trabajadores y clientes”, complementa la especialista.

Serrano indica que desde el punto de vista técnico, entre otros aspectos, es necesario mejorar la calidad de servicio, “en especial la continuidad de suministro; prepararse para la transición energética; garantizar el libre acceso a generación distribuida, y velar por un manejo de la información transparente”.

“Para hacer frente a estos desafíos, la nueva regulación debe premiar la innovación, y entregar los incentivos y recursos necesarios para transformar la red actual en una red inteligente. Asimismo, el nuevo escenario que debe afrontar la distribución está lleno de incertidumbres, por lo tanto, se debe entregar certezas a los inversionistas respecto de aquellas inversiones realizadas”, concluye.

Foto: Archivo ELECTRICIDAD.

Mantenimiento de redes en terreno.

SYSTEP PLANTEA DISEÑAR

OTRO MECANISMO

ANTE AGOTAMIENTO DE FONDOS DE ESTABILIZACIÓN DE PRECIOS

Ante el escenario de un menor flujo de ingresos para las empresas eléctricas, a causa del actual escenario de la pandemia del Covid-19, Systep Ingeniería señala que el gobierno “deberá diseñar un mecanismo adecuado, una vez acabados los fondos de estabilización, que evite efectos adversos, como el aumento de tarifa previo a la aplicación de las reducciones esperadas”.

Según el análisis publicado en el reporte mensual de la consultora, el eventual nuevo mecanismo “deberá ayudar a mantener la cadena de pagos, tanto para mantener la salud financiera de las empresas, como para que los clientes puedan seguir pagando sus cuentas”.

El documento sostiene que los efectos económicos de la crisis sanitaria “aumentarán las presiones para que el gobierno reduzca las tarifas de los clientes regulados”, por lo que plantea la necesidad de “recuperar los saldos acumulados sin que la tarifa efectiva aumente, pero a la vez manteniendo la estabilidad financiera de las empresas del sector”.

El reporte Systep recuerda que, por motivo del estallido social de octubre del año pasado, la autoridad congeló las tarifas de energía y potencia, para posteriormente congelar el Valor Agregado de Distribución (VAD) y el cargo de transmisión nacional y zonal, lo que ha implicado una acumulación de fondos a pagar en el

COORDINADOR

futuro, los que se deberán recuperar a través de las tarifas, por lo que la consultora se interroga “qué ocurrirá en caso de una mayor contracción económica y cómo lo anterior podría agravar la situación de los clientes finales y empresas del sector”.

“Los cargos de energía y potencia, asociados al segmento de generación, están congelados de acuerdo con la Ley 21.185, a fin de proteger a los clientes regulados del alza del tipo de cambio, inflación, entre otras variables macroeconómicas. Sin embargo, como consecuencia de este mecanismo se acumularán saldos, con un tope de 1.350 MMUSD, los cuales se compensarán con la entrada en vigencia de contratos con precios menores a las tarifas vigentes, resultantes de las licitaciones 2015/01 y 2017/01 y respaldados en gran medida por fuentes de energía renovables”, menciona el documento.

“Una vez alcanzado el tope, los saldos se deberán ir pagando con recargos, adicionales al IPC, a las componentes de energía y potencia de los clientes finales al igual que aquellos saldos que no lograrían ser pagados antes del término del mecanismo de estabilización, a finales de 2027. En este contexto, si se mantiene un tipo de cambio sobre los 820 CLP/USD, el tope podría alcanzarse durante el 2021, por lo que salvo que el gobierno lo extienda mediante una nueva ley, habría un aumento adicional al IPC en la tarifa de los clientes”, se explica.

ELÉCTRICO NACIONAL

ELABORA PROYECTO DE AUTOMATIZACIÓN DE COSTOS MARGINALES

La automatización de costos marginales, a través de una plataforma web, es uno de los proyectos en los que trabaja la Gerencia de Mercados del Coordinador Eléctrico Nacional con el objetivo de que estos valores estén disponibles 15 minutos después de que se haya efectuado la operación real del sistema eléctrico en las 1.249 barras de transferencia de energía que realiza el organismo.

Así lo sostuvo Aníbal Ramos, gerente de Mercado del Coordinador, en las últimas Jornadas Técnicas 2020 del organismo, donde precisó que el incentivo de esta medida es tener una “mayor transparencia y trazabilidad de los distintos cálculos que se van haciendo”.

El ejecutivo explicó que el proceso que se pretende implementar “debiera considerar la revisión de los cálculos a las 24 horas de publicada la información y al finalizar el mes”.

“Esto nos permitirá tener información disponible en línea con los costos marginales de balance, dando información relevante a los agentes de mercado, aportando con trazabilidad del cálculo”, agregó.

De acuerdo con las estimaciones del organismo, esta plataforma debería entrar en operaciones durante el segundo trimestre de 2021.

Rhona

ADQUIERE NUEVA MÁQUINA CORTADORA DE NÚCLEOS DE TRANSFORMADORES

ENERGÍA +MUJER: 52 ACTORES

DE LA INICIATIVA EJECUTAN 412 ACCIONES EN EL SECTOR

La puesta en marcha del Plan de Acción 2020-2022 de Energía +Mujer se encuentra ejecutando 412 acciones para aumentar la participación de las mujeres en el sector energético, por parte de los 52 actores que suscribieron esta iniciativa, según destacó Marcela Zulantay, coordinadora de Género del Ministerio de Energía, durante la conferencia “Covid-19 y Equidad de Género: Una oportunidad para compartir buenas prácticas y avanzar”, organizada por Acera A.G.; Empresas Eléctricas A.G. y Generadoras de Chile.

De la marca italiana L.A.E., la compañía de fabricación de equipamiento eléctrico, Rhona, adquirió una nueva máquina de corte de acero magnético para núcleos de transformadores.

Este equipo está diseñado y fabricado para realizar un tipo de corte denominado “Step Lap” (hasta un ancho de chapa de 450 mm), contando para ello con la última tecnología en CNC, de acuerdo a lo informado por la empresa.

PRIMER CONSEJO EDITORIAL

DE ELECTRICIDAD 2020-2021

ABORDÓ CRISIS DE LA PANDEMIA EN EL SECTOR

Thierry Chamayou, Country president; Gustavo Jaramillo, Industry director, y Rafael Segrera, South America Zone president.

SCHNEIDER ELECTRIC

ABORDÓ GESTIÓN DE LA ENERGÍA EN DIGITALIZACIÓN DEL SECTOR MINERO

El evento contó con más de 300 asistentes, donde se analizó la situación actual de las mujeres laboralmente activas, las herramientas y buenas prácticas dispuestas por las organizaciones; además de las lecciones y oportunidades que la crisis sanitaria puede impulsar para mejorar o avanzar en la materia.

Asimismo, se abordaron materias como el acompañamiento de las empresas durante la crisis, la importancia de aumentar la presencia de mujeres en la industria y mejorar los espacios de participación de mujeres en el sector.

Carlo Savoy, gerente industrial de Rhona, explica que las características de esta máquina les permiten fabricar núcleos para transformadores de distribución, de media potencia y de poder. “Este equipo tiene muchas ventajas, destacándose la rapidez de corte y armado, un mejor aprovechamiento de material y lo más importante, una disminución de pérdidas con respecto al corte tradicional”, explica el especialista.

Asimismo, el ejecutivo de Rhona enfatiza que esta máquina cortadora es la primera en su tipo en nuestro país. “Contar con esta tecnología nos permitirá mejorar los plazos de entrega a nuestros clientes, ya que la ejecución de los núcleos será más rápida, así como también entregar transformadores con menos pérdidas sin carga o del núcleo y, por lo tanto, contribuir a la eficiencia energética de nuestras redes de distribución y transmisión”, concluye Savoy.

La situación actual que atraviesa la industria energética nacional en el contexto de la pandemia del Covid-19 fue el eje central que se abordó en la primera reunión del Consejo Editorial de ELECTRICIDAD 2020-2021, donde participan ochos representantes de los actores del sector, como son los segmentos de generación, transmisión y distribución, además del mundo académico, de las consultorías, empresas y organismos públicos.

La reunión fue encabezada por Roly Solís, director de ELECTRICIDAD; Pablo Bravo, editor general del Grupo Editec, y Roberto Valencia, editor de ELECTRICIDAD.

Analizar las oportunidades y los retos de la transformación digital en la minería fue uno de los principales objetivos de “Innovation Day: Digital Mining Santiago 2019”, organizado por Schneider Electric, donde se reunieron más de 35 especialistas del sector, ocho expertos internacionales y los máximos referentes de la minería nacional.

Los miembros del Consejo son:

Catastro de Inversiones de la minería chilena para el periodo 2018-2027, de Cochilco.

• Paola Hartung, directora de Asuntos Regulatorios de AES Gener y directora de Acera A.G.

• Francisco Sánchez, director de Regulación de CGE.

• Vinka Hildebrandt, directora Statkraft Chile.

• Rodrigo La Fuente, gerente de Negocios de Transelec.

Gustavo Jaramillo, director de Industrias de Schneider Electric, destacó el evento, pues las tecnologías digitales “nos ayudarán a transformarnos y a dar un gran paso para optimizar y administrar eficientemente nuestros activos, mejorar nuestro rendimiento y lograr la excelencia operativa”.

Según Marcela Zulantay, de las 412 acciones comprometidas por los actores de la iniciativa dicen relación con el ámbito de la trayectoria laboral (115); conciliación (79); gobernanza (66); participación laboral (43); gestión estratégica (41); promoción de liderazgo (25); igualdad de remuneraciones (21); violencia (15); cadena de suministro (5), y comunidad (2).

La personera informó que durante 2020-2021 “se realizarán ciclos de Asistencia Técnica para intercambiar Buenas Prácticas, Metodologías, Instrumentos, Casos de Éxito, y nuevas formas”.

• Verónica Cortez, gerente de Energía de Compañía Minera Doña Inés de Collahuasi SCM.

• Andrés Salgado, socio fundador de ENC Energy Consultants.

La jornada reunió a más de 200 clientes, proveedores y colaboradores, quienes también conocieron los productos y soluciones de la plataforma EcoStruxure para la minería, minerales y metales. Adicionalmente estuvieron presentes con sus soluciones partners estratégicos de Schneider Electric como son Eecol, Bermat, Krontec, Arelec, ElectraFK y Dartel.

• María Consuelo Mengual, abogada del Consejo Directivo y Gerente de Asuntos Legales del Coordinador Eléctrico Nacional.

• Carlos Barría, jefe de la División de Prospectiva y Análisis Regulatorio y de la División Ambiental y Cambio Climático del Ministerio de Energía.

A su juicio, la industria minera en Chile tiene grandes oportunidades por su cartera de proyectos −la más alta de los últimos tres años− donde se consideran 44 iniciativas por más de US$65 mil millones, según el

• Mauricio Osses, académico de la Universidad Técnica Federico Santa María e investigador invitado de la Universidad de Toulouse de Francia.

Jay Abdallah, Global Director of Cybersecurity Solutions Schneider Electric, expuso sobre ciberseguridad en la minería, recalcando la oportunidad que tienen las organizaciones de mejorar su productividad y mejorar sus resultados financieros, por lo que destacó las funciones de EcoStruxure en materia de automatización y la conectividad de potencia.

Las reuniones se realizan cada mes para analizar la contingencia de la industria energética y el sector eléctrico. Sus próximas sesiones se realizarán por teleconferencia, dada la actual situación de pandemia por la que atraviesa Chile t y el mundo.

Tenemos la energía y el poder para transformarla

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

LOS CAMBIOS NORMATIVOS QUE CONTEMPLA

EL PLAN ANUAL 2020 DE LA COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA

El Plan Anual 2020 de cambios regulatorios y procesos normativos que realiza la Comisión Nacional de Energía (CNE) contempla trece medidas, entre anexos técnicos y normas técnicas, dentro del sector energético, las cuales se relacionan con el segmento de transmisión, la operación del sistema eléctrico y el cálculo de costos marginales, entre otros.

Según el cronograma estimado por el organismo regulador, para este año algunas normas se encuentran en proceso de elaboración, mientras que otras están en sesiones del Comité Consultivo y otras deberían entrar en vigencia durante el presente ejercicio.

Según la CNE, las normas y anexos en proceso de elaboración son:

• Anexo técnico diseño de instalaciones, de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio, que actualmente está en revisión de las observaciones de la Consulta Pública.

• Norma Técnica sobre Declaración de Costos Variables, que está en elaboración de proyecto de norma.

• Norma Técnica sobre Transferencias Económicas, en elaboración de proyecto de norma.

• Norma Técnica sobre Cálculo de Costos Marginales, en elaboración de proyecto de norma.

• Norma Técnica sobre Programación de la Operación, en elaboración de proyecto de norma.

• Modificación de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (TTMM y requisitos eólicas-fotovoltaicas), que está en sesiones del Comité Consultivo.

• Norma Técnica para determinación y cálculo de compensaciones

ENERGÍA SOLAR:

por indisponibilidad de suministro, en sesiones del Comité Consultivo.

• Norma Técnica sobre Funciones de Control y Despacho, en sesiones del Comité Consultivo.

• Modificación del Anexo Técnico de requisitos técnicos mínimos de instalaciones que se interconectan en el sistema interconectado, cuyo inicio está estimado para el segundo trimestre de este año.

• Modificación de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio asociados a Parámetros T. de Unidades, con un inicio estimado en el tercer trimestre del año.

• Norma Técnica para Programación y Coordinación de la operación de las unidades que utilicen Gas Natural, con un inicio estimado en el tercer trimestre del año.

• Modificación de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (Criterio N-1 en Sistemas de Transmisión zonales), con un inicio estimado en el tercer trimestre del año.

PROYECTOS EN EVALUACIÓN AMBIENTAL TOTALIZAN CERCA DE US$18.000 MILLONES

Un monto total en inversiones de US$20.008 millones registran los proyectos de Energías Renovables No Convencionales (ERNC) que se encuentran en evaluación ambiental que, a abril de este año, llegan a 226 iniciativas, de las cuales 208 son solares fotovoltaicas, 14 son parques eólicos, 3 con centrales mini hidro y 1 es una central de biomasa.

Así lo señala el Reporte ERNC de la Comisión Nacional de Energía (CNE), donde se consigna que el

total de proyectos en esta etapa representan 15.040 MW de potencia.

Del total de inversiones, la energía solar fotovoltaica representa el 80%, cerca de US$18.000 millones, mientras que la energía eólica llega a 19% y el restante 1% es mini hidro.

En cuanto a la capacidad instalada que representan los proyectos, la tecnología solar fotovoltaica tiene 11.678 MW, seguida de 3.343 MW de proyectos eólicos, la biomasa (16 MW) y las centrales mini hidro (8 MW).

Foto: Roberto Valencia-ELECTRICIDAD.

PROGRAMA DE ENERGÍA DE GIZ PRESENTÓ ANÁLISIS INTERNACIONAL

A LA NORMATIVA DEL HIDRÓGENO VERDE PARA SU DESARROLLO EN CHILE

Debido a que el sector energético chileno es responsable del 78% de las emisiones del país, la descarbonización de los sectores de la electricidad, la calefacción, el transporte y la industria es clave para lograr los objetivos de protección del clima.

Con este trasfondo de la transformación del sistema energético chileno hacia las energías renovables y del crecimiento de la demanda energética, debido al crecimiento económico del país, la importancia del hidrógeno, como vector energético se ha incrementado drásticamente.

El hidrógeno se perfila como uno de los vectores energéticos más prometedores del futuro. Su uso reduciría significativamente la dependencia de recursos de energía fósil, lo que reduciría las emisiones de gases de efecto de invernadero y otros contaminantes en el aire. El hidrógeno puede ser producido a partir de una variedad de fuentes energéticas y es relativamente fácil de almacenar. Por ejemplo, su uso en una celda combustible permite la provisión de

ABB POWER GRIDS

energía útil altamente eficiente y libre de emisiones contaminantes.

De esta forma el proyecto Descarbonización del Sector Energético Chileno del Programa de Energías renovables y Eficiencia Energética de la GIZ junto al Ministerio de Energía de Chile encargan a Fichtner un análisis de distintos países sobre las regulaciones, normas y códigos que usan y las políticas implementadas, entre otros, para así desarrollar un mapa analítico y comparativo del marco internacional sobre el hidrógeno como vector energético y toda su cadena de valor.

En paralelo se encarga un estudio al Centro de Energía UC, para que junto al Ministerio de Energía desarrolle una propuesta de normativa para Chile, basado en el estudio internacional y la experiencia en materia regulatoria chilena.

Esta información permite apoyar al gobierno chileno a desarrollar su propio marco regulatorio para poder aprovechar este recurso de forma óptima.

ENTREGA TRANSFORMADORES DIGITALES A PROYECTOS SOLARES Y EÓLICOS EN CHILE

ABB Power Grids entregará la tecnología de transformadores digitales de potencia para los proyectos solares y eólicos de Mainstream Renewables Power en Chile, los que totalizan una capacidad instalada de 1,5 GW en energía renovable, si se consideran los transformadores de potencia que también se entregaron a los proyectos eólicos Cuel, Sarco y Aurora.

en Chile.

“Llevar al mundo hacia la energía sostenible es una de nuestras principales prioridades, y estamos orgullosos de ser parte de estos grandes proyectos que integrarán las energías renovables a la red eléctrica de Chile”, dijo Bruno Melles, director general de la Línea de Negocios de Transformadores de ABB.

“Al implementar los transformadores digitales de ABB Power Grids, Mainstream Renewable Power podrá convertir los datos del estado de los transformadores en inteligencia procesable para optimizar el rendimiento de los activos y la gestión activa de la red obteniendo una mayor integración de las energías renovables, lo que significa que más de esta electricidad sostenible llegará a los consumidores finales”, explicó el ejecutivo.

Mainstream Renewable Power es un actor importante en el mercado eléctrico en evolución de Chile. En todo el mundo, tiene más de 16.000 megavatios (MW) de energía renovable instalados y en etapas de planificación

“Para lograr nuestra visión de electrificar el mundo con energía renovable, es esencial que la energía que generan nuestros proyectos esté siempre disponible”, dijo Manuel Tagle, gerente general de Mainstream Renewable Power Latam.

“Los transformadores de energía en nuestros parques eólicos y solares son críticos, por lo que esta tecnología debe ser de la más alta calidad y diseñada para nunca desconectarse inesperadamente. Los dispositivos digitales integrados en estos transformadores nos permitirán monitorear constantemente el estado de los transformadores y tomar medidas preventivas antes de que cualquier problema se vuelva crítico. Este monitoreo remoto es especialmente importante para nuestros sistemas, que pueden estar aislados y en zonas de difícil acceso”, afirmó el ejecutivo.

Foto: Gentileza

ABB

ENEL X CHILE ENTREGÓ

DOS AMBULANCIAS ELÉCTRICAS A LA CRUZ ROJA

Las primeras dos ambulancias 100% eléctricas de Latinoamérica, con su respectivo punto de carga, recibió la Cruz Roja Chilena de parte de Enel. Los nuevos vehículos de emergencia permitirán agilizar la llegada de personal de la salud a comunidades de alto riesgo de contagio por COVID-19 que necesitan atención.

“Estamos viviendo un momento complejo que requiere de la colaboración de todos. La donación de estas dos ambulancias 100% eléctricas con sus respectivos puntos de carga son parte de nuestro compromiso por contribuir a superar esta pandemia que afecta al mundo y nuestro país, incorporando la movilidad eléctrica a la atención de salud, contribuyendo además al cuidado del medioambiente y la descontaminación de la ciudad”, explicó Karla Zapata, gerente general de Enel X Chile.

Esta iniciativa se enmarca en la campaña “Codo a Codo”, un paquete de medidas impulsadas por las empresas del grupo Enel en Chile en conjunto con municipios, hospitales y organizaciones que diariamente destinan sus esfuerzos al combate de la pandemia, que se traduce en medidas que apuntan a resolver necesidades básicas como salud y alimentación.

Cada ambulancia eléctrica tiene hasta 200 km de autonomía y en un año de recorrido evita la emisión de alrededor de 6 toneladas de CO2 a la atmósfera.

Los costos operacionales son 70% menores que los de las ambulancias convencionales, con un costo por kilómetro, que llega a $30 pesos aproximadamente, versus los $80 pesos que cuesta el kilómetro de un equivalente diésel.

Anesco Chile A.G.

Andrés Rebolledo fue elegido como integrante del directorio de la Asociación Chilena de Eficiencia Energética (Anesco Chile A.G.). Es economista de la Universidad de Chile y tiene un postgrado en Economía Internacional en la Universidad Complutense de Madrid, España. Fue ministro de Energía en el gobierno anterior y actualmente es decano de la Facultad de Administración de Negocios de la Universidad SEK.

Engie Energía Chile

Luis Merhsoon es el nuevo gerente corporativo comercial de Engie Energía Chile. El ejecutivo es ingeniero comercial de la Universidad Gabriela Mistral y tiene un MBA en The Berlin School of Economics and Law. Anteriormente se desempeñó como gerente de la División Energy Management de Siemens Chile.

ISA Interchile

Álvaro González asumió como nuevo gerente de Relaciones Institucionales de ISA Interchile, filial del grupo de origen colombiano ISA. El ejecutivo es periodista de la Universidad Diego Portales, con maestría en Comunicación Política y Corporativa en la Universidad de Navarra, España, y diplomado en Gestión de Negocios de la Universidad de Chile. Además, es académico en la Facultad de Comunicaciones y Letras de la Universidad Diego Portales.

RWE Renewables

Loreto Rivera asumió como gerenta de Stakeholders de RWE Renewables. La ejecutiva es periodista de la Universidad de Los Andes, además de tener un diplomado de Comunicaciones Corporativas de la Universidad Católica de Chile y un magíster en Comunicación Estratégica de la Universidad Adolfo Ibáñez. Anteriormente fue gerenta de Asuntos Corporativos del Grupo CGE.

WEC Chile

Gabriel Calgaro asumió como vicepresidente del Consejo Mundial de la Energía en Chile (WEC Chile). Es licenciado en Administración de Empresas de la Universidad de Palermo, además de tener un Programa de Alta Dirección en la Universidad Austral de Argentina y un PADE en el ESE Business School. Actualmente es Country manager de Cisco Chile.

Foto: Gentileza

Enel.