Revista Electricidad 254 by B2B MEDIA GROUP

MAYO

254 2021 | Año 30

www.revistaelectricidad.cl

Tiempo de

Definiciones para el GNL

Entrevista a Carlos Cortés, presidente ejecutivo de AGN

Informe Técnico: Digitalización: un aliado clave en tiempos de pandemia

Las 12 normas técnicas en las que trabaja la Comisión Nacional de Energía

¡NUEVA BASE DE DATOS!

CATASTRO PROYECTOS MINEROS EN CHILE 2020-2029 TIPOS DE PROYECTOS

EXPLORACIÓN GREENFIELD BROWNFIELD REPOSICIÓN MODIFICACIONES ESTRUCTURALES PROYECTOS DE GRAN-MEDIANA & PEQUEÑA MINERÍA mayor información en www.imercados.cl o contáctenos a imercados@b2bmg.cl

Reportaje Central

Tiempo de definiciones para el GNL

12 22

Editorial

VIsión Experta

Columna de Opinión Sebastián Novoa, presidente de la Asociación Chilena de Comercializadores de Energía

Demanda eléctrica de la minería 2021 debiera crecer más de 4,6%

Informe Técnico Generación mini hidro: 25% de las turbinas en Chile tienen entre 7 y 9 MW

29 Energía

Entrevista Central Carlos Cortés, presidente de AGN

Columna de Opinión Francisco Rojas, líder de Applied Intelligence de Accenture Chile

Foto: Gentileza IIMCh.

Foto: Archivo B2B Media Group

Sumario

Las 12 normas técnicas en las que trabaja la Comisión Nacional de Energía

Potencia Regional Región del Biobío: avanzando al mix hidroeléctrico-eólico

Mercado Eléctrico

Informe Técnico Digitalización: un aliado clave en tiempos de pandemia

MAYO

254

Nº 254 | MAYO 2021 | Revista Electricidad | ISSN 0717-1641

2021 | Año 30

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Tiempo de

Definiciones para el GNL

Consejo Editorial: Verónica Cortez, Carlos Barría Paola Hartung, Vinka Hildebrandt, María Consuelo Mengual, Mauricio Osses, Andrés Salgado, Francisco Sánchez, Rodrigo La Fuente. Director Revista Electricidad: Roly Solís B2B MEDIA GROUP Gerente General: Cristián Solís Editor General: Roberto Valencia Periodistas: Daniel Rojas, Aracelly Pérez-Kallens, Mylena Jeldes, Jeremías Roa

Entrevista a Carlos Cortés, presidente ejecutivo de AGN

Informe Técnico: Digitalización: un aliado clave en tiempos de pandemia

Jefe TI: Oscar Sánchez Jefe Inteligencia Mercados: Luis Ramírez Jefe Finanzas: Alex Céspedes Encargado Suscripciones: Rubén Villarroel Coordinadora de Marketing y Comunicaciones: Cristina Cid Diseño Web: Leonardo Olivares Fotografía: Archivo B2B Media Group Diseño Gráfico y Producción: Alejandra Barraza Impresión: A Impresores

Las 12 normas técnicas en las que trabaja la Comisión Nacional de Energía

Instalaciones de gas natural en Chile. Foto: Archivo B2B Media Group.

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COMPROMETIDOS CON LA CARBONO NEUTRALIDAD DE CHILE Nos transformamos para seguir acompañando el desarrollo del país. Saldremos totalmente del carbón al año 2025 e impulsaremos 2.000MW de energía renovable y tres proyectos de hidrógeno verde.

Editorial

Reconversión de centrales a carbón:

la importancia del primer paso ABRIL MARCÓ UN IMPORTANTE HITO de avance en el proceso

la reconversión de las centrales a carbón a otro combustible

de descarbonización en el Sistema Eléctrico Nacional con el

(gas natural o biomasa), siendo esta la que impulsará Engie

anuncio de Engie Energía Chile de reconvertir 725 MW de

Energía Chile.

su capacidad instalada a carbón, de aquí a 2025, lo que se suma a los 580 MW que han salido desde 2019 con el cierre

El estudio también destaca la relevancia del almacenamiento,

de cinco centrales, realizados por esta empresa, además de

mediante baterías térmicas o Carnot, como opción para reconvertir

AES Gener y Enel Generación Chile.

las plantas a carbón. Según las estimaciones preliminares hechas por del Coordinador Eléctrico Nacional, esta tecnología que

La reconversión es la opción a la que recurre la compañía de capitales belgas, la cual consiste en transformar dos de sus unidades generadoras de carbón (centrales Andina y Hornitos) a biomasa, las que se emplazan en su Complejo Térmico de Mejillones, sumando

Uno de los aspectos relevantes de esta iniciativa es que nace del fruto del trabajo público-privado del plan de descarbonización, en cuya mesa se acordó la realización de estudios que contribuyan a analizar escenarios para llegar a esta meta.

utiliza sales fundidas calentadas por electricidad renovable, podría cubrir 1.640 MW usando la capacidad de transmisión existente. Además, el reemplazo del carbón por este tipo de baterías podría mitigar las restricciones de transmisión en ciertas zonas del

350 MW de potencia instalada. Además, reconvertirán de

Sistema Eléctrico Nacional, pudiendo representar un aumento

carbón a gas natural la unidad de 375 MW correspondiente

de la demanda local o de carga que podría llegar hasta 4.500

a Infraestructura Energética Mejllones (IEM).

MW aproximadamente, liberando la capacidad de las redes durante las horas de generación solar fotovoltaica.

Uno de los aspectos relevantes de esta iniciativa es que nace del fruto del trabajo público-privado del plan de

El anuncio de Engie Energía Chile también es el reflejo de que

descarbonización, en cuya mesa se acordó la realización de

la descarbonización puede acelerar su proceso de manera

estudios que contribuyan a analizar escenarios para llegar

gradual y estable para la operación del sistema eléctrico a

a esta meta. Fue así como en 2019 se publicó el estudio

2025, con lo cual este proceso ofrece una mayor seguridad

“Alternativas Tecnológicas al Retiro y/o Reconversión de las

respecto al proyecto de ley de descarbonización acelerada que

Unidades de Carbón en Chile”, de la GIZ en Chile, en que se

se tramita en el Congreso, el cual pretende terminar con la

revisaron 15 alternativas, dentro de las cuales se menciona

instalación y funcionamiento del parque a carbón en 2025.

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Reportaje Central

TRANSICIÓN ENERGÉTICA

Tiempo de

Definiciones para el GNL 4

Nº254 | Mayo 2021 | www.revistaelectricidad.cl

Instalaciones de gas natural.

Foto: Archivo B2B Media Group.

Reportaje Central

POR DOS CARRILES AVANZA EL GAS NATURAL (GN) en la discusión dentro del sector energético. El primero es el objetivo que se ha planteado para ser un ser un puntal en la transición energética que vive Chile, planteándose directamente como una alternativa al uso del carbón en el Sistema Eléctrico Nacional, aprovechando el proceso de descarbonización, con la meta de que el 50% de la generación eléctrica en base a carbón será retirada a 2025. El segundo carril es el debate en torno al llamado gas inflexible, tema que está siendo tratado por la Comisión Nacional de Energía (CNE) en una mesa de trabajo con el sector privado, donde todavía existen posiciones encontradas entre empresas generadoras que operan en el sistema eléctrico.

Rol en la transición Según los datos de Generadoras de Chile, el gas natural actualmente anota 4.863 MW de capacidad instalada, representando el 18,3% en el sistema local, mientras que, en términos de generación bruta, acumula una participación de 17,7% entre enero y abril de este año, de acuerdo con las estadísticas de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera A.G.).

El combustible tiene un alto potencial para reemplazar el uso del carbón en la generación del Sistema Eléctrico Nacional, como lo destaca un estudio sobre sus perspectivas a futuro. Pero también actualmente es el foco de una de las principales discusiones en el sector por su condición de inflexibilidad.

Bajo este contexto es que el gas natural busca aprovechar su oportunidad en el proceso de cambios de la matriz de generación primaria y secundaria, reemplazando a combustibles fósiles más contaminantes, como el carbón y el petróleodiésel, como lo señala el estudio “Rol del gas natural en la transición energética 2020-2050”, realizado por el economista Klaus Schmidt-Hebbel y Quiroz & Asociados para la Asociación de Gas Natural (AGN). La investigación propone el reemplazo de carbón por gas natural en base a la capacidad de generación que se encuentra conectada al sistema, sosteniendo que permitiría reducir en 50% las emisiones de CO2 por cada MWh de energía que se genera. “Con esta sustitución, el sector eléctrico en su conjunto contribuiría a resolver un 68% de la brecha que separa a Chile de la meta de emisión comprometida al año 2030”. www.revistaelectricidad.cl | Mayo 2021 | Nº254

Reportaje Central

Finalmente, en materia de calefacción, el estudio indica la necesidad de recambiar 17.000 calefactores a leña por artefactos a GN, “lo que traería consigo una reducción 10% en las emisiones de Material Particulado en las ciudades de Temuco, Osorno, Talca y Gran Concepción. Esta medida tendría un gasto fiscal asociado de US$4,25 millones”.

del hidrógeno en el país, precisando que se puede utilizar la infraestructura gasífera para el transporte de este elemento.

La discusión

Foto: Archivo B 2B M edi aG rou p.

A nivel industrial se plantea extender la normativa de emisiones de dióxido de azufre de la región Metropolitana a todo el país, con lo que se reduciría en 60% sus emisiones y en 23% las emisiones de dióxido de carbono de las calderas y hornos industriales. En transporte, se propone aumentar el impuesto al diésel de los actuales 1,5 UTM/m3 a 4,9 UTM/m3, y reemplazar un 15% de la flota de RED a GN. Esto último permitiría en el Gran Santiago reducir las emisiones de CO2 en un 1,3%, mientras las emisiones de óxido de nitrógeno y material articulado disminuirían 6% y 5,2%, respectivamente.

Ramón Galaz, gerente general de Valgesta Energía.

El estudio se transformó en un libro, en cuyo lanzamiento participó el biministro de Energía y Minería, Juan Carlos Jobet, para quien este combustible tiene un alto potencial para el país.

Según Jobet, “todas nuestras proyecciones de largo plazo indican que el gas natural, en generación eléctrica, va a tener un rol esencial para complementar a las energías renovables y tener así una matriz energética más limpia, pero más segura, pues han habido casos en California durante el año pasado, donde los clientes tuvieron problemas de suministro por no tener una matriz suficientemente diversificada”, explicó la autoridad. El secretario de Estado también sostiene que el gas natural además puede acelerar el desarrollo 6

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Foto: Archi vo M edia Gro up

Según Ramón Galaz, gerente general de Valgesta Energía, es necesario entender el rol que tendrá el GNL en el actual escenario de transición energética que vive el país. “Estamos en pleno proceso de descarbonización acelerada, lo que probablemente significará que a 2030 no contemos con la mayoría de las centrales a carbón que hoy producen más del 40% de la electricidad del país, vemos una creciente penetración de renovables que requiere de un sistema eléctrico más flexible para su operación eficiente, y la proyección de hidrologías 20% más secas a lo que históricamente ha observado nuestro sistema para los próximos años”.

A su juicio, “no podemos tener un sistema eléctrico que dependa solamente de energías intermitentes como el sol y el viento. Es esencial poder complementar la energía solar y eólica con otras tecnologías que provean energía de base estable que permita calzar bien la generación eléctrica con la demanda y ahí el gas natural va a ser esencial”.

Junto a las perspectivas a futuro que tiene este combustible en la matriz nacional se encuentra la discusión que existe en torno a la Norma Técnica para la Programación y Coordinación de la Operación de Unidades que utilicen Gas Natural Regasificado, la cual permite que en ciertas circunstancias los diferentes actores puedan declarar suministro de gas bajo la figura de inflexibilidad.

Andrés Salgado, socio fundador de ENC Energy Consultants.

“En este contexto, tenemos que pensar qué requiere el sistema eléctrico para que opere de manera segura y eficiente, y en base a ello definir cuáles son las señales adecuadas al mercado. Cualquier discusión sobre posibles modificaciones a la regulación en general o a la norma de gas inflexible en particular, debe hacerse en base a ese contexto”, precisa. El especialista indica que, entre mayo de 2018 y diciembre de 2019, la participación del gas inflexible fue en promedio de 5,7% de la generación total del sistema, donde los meses de julio de 2019 y agosto de 2020 fueron los más altos con un 16% aproximadamente. “Esto trajo como consecuencia impactos a nivel del despacho de las unidades y en el costo marginal. Según nuestros análisis estos impactos fueron zonales

Foto: Archivo B2B Media Group.

Reportaje Central

(en nodos específicos), por lo que es relevante identificarlos a nivel de agentes y del sistema”.

Andrés Salgado, socio fundador de ENC Energy Consultants, concuerda que este tema genera posiciones contrapuestas, “con diversos argumentos que, sin duda, son válidos”, añadiendo –eso sí- "que en materia de regulaciones y normativas no existen soluciones únicas, las que en realidad buscan crear políticas públicas con el

Foto: Archivo B 2B M edi aG rou

A su juicio, la evaluación de la norma de despacho de GNL debe revisarse desde la perspectiva total del sistema evaluando si entrega las señales correctas para el futuro. “Para que tengamos mucha energía renovable operando de manera segura y eficiente, se requiere contar con un sistema más flexible, donde el gas, al menos en los próximos 10 años, tendrá una participación importante. La regulación debe asegurar ello correctamente”.

Instalaciones de la central termoeléctrica Kelar en la Región de Antofagasta.

Francisco Muñoz, director de Estudios de Generadoras de Chile.

objeto de incentivar comportamientos eficientes del mercado. En este sentido, es necesario tener presente que nuestro sistema marginalista no busca que se suban o bajen los costos marginales, por el contrario, su objetivo es minimizar el costo de abastecimiento, lo que se entiende como el mejor aprovechamiento y optimización del uso de los recursos existentes". Señala la necesidad de considerar otros antecedentes en la normativa que se implemente en definitiva en esta materia, como –por ejemplola rigidez que existe en los contratos de GNL, que “suelen tener condiciones que obligan a los compradores a asumir compromisos de compra a todo evento, existiendo algunas condiciones de flexibilidad en los contratos que no son iguales en todos los casos”. “La discusión a mi juicio se debe centrar en si corresponde o no que las inflexibilidades o flexibilidades que pueden tener los contratos de www.revistaelectricidad.cl | Mayo 2021 | Nº254

Reportaje Central

GNL sean traspasadas al mercado de costos marginales, y los beneficios sistémicos que ello implicaría. En cuanto a la política pública, se debe tener un buen análisis respecto a si el modificar la normativa de GNL afectará o no las decisiones de nominación de los generadores, dado que, si ello ocurre, claramente aumentará el costo de operación del sistema eléctrico”, afirma el especialista.

Foto: Archivo

B2B Me dia Gr

p. ou

Y añade: “Cualquiera que sea el cambio a la normativa, siempre debe considerar aumentar las condiciones de trasparencia de la información y de las decisiones, de modo que los agentes del mercado tengan la tranquilidad de que los espacios entregados a la gestión y operación de los distintos recursos del sistema se encuentren dentro del espíritu de nuestro sistema, y propendan a una matriz eficiente, segura y sostenible”.

En esta última posición se encuentran los gremios energéticos relacionados con desarrolladores renovables: la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera A.G.), la Asociación Chilena de Energía Solar (Acesol), la Asociación de Pequeñas y Medianas Centrales Hidroeléctricas (Apemec) y GPM-A.G.

Danilo Zurita, director ejecutivo de GPM-A.G.

Gremios Francisco Muñoz, director de Estudios de Generadoras de Chile, señala a ELECTRICIDAD que las situaciones de suministro de GNL

. up

inflexible están contempladas en la normativa

Foto: Archivo B 2B M edi aG ro

vigente, donde se “permite que unidades que posean contratos con cláusulas de inflexibilidad del tipo Take or Pay se consideren en la coordinación del sistema como unidades con costos variables iguales a cero. El efecto en la operación es un desplazamiento de unidades de generación de mayores costos por generación a gas sujeta a cláusulas de inflexibilidad”. A su juicio, en Chile hay una arista adicional en esta discusión, relacionada con la aplicación de la normativa en la práctica: “Por un lado, existe una visión de que la aplicación de la normativa es adecuada, y que se debe permitir que los costos variables de las unidades que operan en base a GNL con cláusulas de inflexibilidad que reflejen tales atributos. Y por otro lado, existe otra visión en la que se cuestiona si es que esta normativa sigue cumpliendo los mismos objetivos que cuando fue elaborada”. 8

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Rafael Loyola, director ejecutivo de Apemec.

Danilo Zurita, director ejecutivo de esta última asociación, que reúne a pequeños y medianos generadores, sostiene a este medio que la inflexibilidad “que supuestamente aqueja a los generadores termoeléctricos no existe gracias a que hoy en día el mercado del gas es mucho más líquido y profundo. Y la situación de excepcionalidad para el suministro de gas inflexible estipulada en la actual Norma Técnica no se ha cumplido en los últimos años. De hecho, durante 2019 el 59% del total de GNL utilizado se hizo bajo dicha modalidad. Al tener que simular costo variable nulo para su colocación, desplaza energía renovable y altera la definición del costo de producción de la energía (Costo Marginal)”. Esto es compartido por Rafael Loyola, director ejecutivo de Apemec, quien afirma que la inflexibilidad de 2019 “implicó una reducción promedio anual de US$4,4/MWh, es decir, cerca del 8% del precio spot, mientras que en transferencias económicas produjo menores compras spot por parte de los generadores GNL -y menores ventas de los generadores renovables-, del orden de US$ 63 millones”. “Asimismo, el despacho forzado de GNL permitió a varios de los generadores GNL almacenar agua en sus embalses, energía que pueden despachar y vender posteriormente en el mercado spot. Este ahorro se estima del orden de 778 GWh, lo que representa unos US$ 31 millones adicionales al beneficio de menores costos de compra de energía en el mercado spot, y que viene a compensar gran parte del costo del gas adquirido que se habría despachado a costo cero en el sistema producto de la declaración de inflexibilidad”, precisa el representante gremial. Desde su perspectiva, estos números “evidencian que el uso de la inflexibilidad, por parte de los

Reportaje Central

generadores GNL, está muy lejos de ser una situación excepcional como lo dispone la norma, y está claramente siendo utilizada en un comportamiento estratégico por parte de los titulares de centrales a gas para deprimir artificialmente los precios spot en su favor, derivado de su posición comercial deficitaria en el mercado spot”. Otro efecto operacional es mencionado por Ana Lía Rojas, socia fundador de EnerConnex. “Seguimos con una situación en donde hay diferencias preocupantes entre los volúmenes de gas que las generadoras GNL programan y los volúmenes del combustible que realmente se requieren en el sistema, resultando una operación y despacho económicamente sub-óptimo e ineficiente. Las

declaraciones de gas inflexible no decrecen, lo que se debe a que la Norma Técnica permite declarar proyecciones de GNL inflexible de largo plazo, las cuales no son auditadas por el Coordinador Eléctrico Nacional que simplemente las incluye tal cual en los programas de operación”. El debate entre los actores del sector se ha centrado en si esta figura es una distorsión o no. Francisco Muñoz sostiene que no necesariamente lo es. “Las situaciones en que se presentan inflexibilidades asociadas al suministro de algún combustible o las inflexibilidades técnicas asociadas a la operación segura de una unidad no necesariamente corresponden a distorsiones de mercado”. “Por ejemplo, en mercados basados en oferta, es común que unidades relativamente inflexibles,

GNL inflexible, TDLC y Corte Suprema En septiembre de 2020, cinco empresas renovables acudieron al Tribunal de Defensa de la Libre Competencia (TDLC) solicitando un pronunciamiento sobre la “Condición de Inflexibilidad” definida en la Norma Técnica que regula las declaraciones de GNL regasificado, en que se solicita al tribunal pronunciarse si esta condición infringe o no las Nomas de Defensa de la Libre Competencia. Proponen su eliminación, en circunstancias de que puede producir efectos anticompetitivos y otorgar poder de mercado a los generadores que la utilizan, “al permitirles contravenir el principio de despacho centralizado establecido en la LGSE, alterar el orden de mérito desplazando energía renovable, modificar las compras propias de energía en el mercado spot y reducir los precios a los que acceden a este mercado”. Se indica que la eliminación de esta condición de inflexibilidad “no afectará a los contratos con cliente finales, cuyos precios están fijados en contratos de largo plazo, pero sí generará efectos en el mercado spot, puesto que pone término a las distorsiones de precios y a la prioridad injustificada que se da a las centrales termoeléctricas a gas, restituyendo así los incentivos para las metas de expansión eficiente y renovable del sistema”. También se señala que la consulta “no cuestiona el uso del GNL en el sistema, solo la condición de inflexibilidad que, conforme a los antecedentes presentados al TDLC, no tendría una justificación técnica, económica, ni legal y, sin embargo, ha terminado generando una verdadera regulación económica del mercado”. Si bien la consulta presentada consideró que la Norma Técnica constituye un acto administrativo del Estado, el TDLC determinó que esta es un reglamento, por lo que en octubre del año pasado las empresas renovables decidieron presentar un Recurso de Reclamación ante la Corte Suprema. Actualmente, se está a la espera de que el Máximo Tribunal lo ponga en tabla.

Para Mario Bravo Rivera, abogado que representa a las pequeñas empresas renovables, se espera que se “confirme que la Norma Técnica no es un reglamento y disponga que el TDLC inicie el proceso de consulta”. A su juicio, la Norma Técnica tiene por objeto fijar aspectos técnicos, de seguridad y coordinación del funcionamiento del sistema eléctrico, por lo que “no podría establecer una regulación económica, dado que sería desconocer el Principio de Reserva Legal de la Regulación Económica que la Constitución Política reserva exclusivamente al dominio de la ley, siendo este un principio básico y deseable que permite dar certeza jurídica y estabilidad regulatoria”. “La condición de inflexibilidad del gas confiere a las grandes generadoras que operan con centrales termoeléctricas con GNL una posición de dominio, que les permite abusar de su poder y arbitrar los precios de la energía en el Sistema Eléctrico Nacional, impactando negativamente en la competencia del mercado eléctrico, por lo que dicha Condición de Inflexibilidad debe ser eliminada”, agrega. De acuerdo con Ana Lía Rojas, socia fundadora de EnerConnex, esta presentación ante la Corte Suprema “defiende el principio basal de que toda actuación de regulación económica, sea realizada por vía de un instrumento con rango de Ley, y no a través de una Norma Técnica, ni tampoco por vía reglamentaria”. “Este principio, por lo demás establecido en la actual Constitución Política, será parte de la discusión de la nueva Constitución también. Por ende, me parece que la CNE debiera esperar el fallo de la Corte Suprema sobre esta presentación, pues sería un despropósito establecer una nueva Norma Técnica que luego pudiese entrar en conflicto jurídico con lo que el TDLC pudiese establecer en esta materia”, sentencia la economista.

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Reportaje Central

como centrales nucleares o a carbón, presenten ofertas por debajo de sus costos variables de operación en periodos en que tales ofertas les permitan evitar incurrir en costos de apagado y encendido por baja demanda”, indica el ejecutivo.

“En el largo plazo no viabiliza inversiones, al tener un costo marginal artificialmente bajo, y con las consecuentes señales en materia de seguridad y calidad de servicio y transmisión. Y por último puede ser usado como herramienta de precios predatorios, afectando la competencia y concentrando a los oferentes”, agrega.

Según Ana Lía Rojas, otro efecto es que “se modifica la consigna de despacho en orden de mérito por costos variables y por ende la operación de los embalses y la inyección de energías renovables se ve alterada, provocando vertimientos de energía renovable. En el caso específico de las generadoras hidroeléctricas, se provoca la acumulación forzada de agua en 10

Nº254 | Mayo 2021 | www.revistaelectricidad.cl

Fue en el marco de Proyecta Solar 2021, realizada por la Asociación Chilena de Energía Solar (Acesol), donde José Venegas, secretario ejecutivo de la CNE entregó su análisis respecto al origen de esta discusión: “Hoy día, la distribución tecnológica en el sistema es completamente distinta, por lo que no corresponde hablar de amenaza, sino que dificultades en el proceso de crecimiento, que tienen que ver con la adaptabilidad”. A su juicio, este tema se enmarca en la discusión sobre flexibilidad en la operación del sistema, reconociendo que es un tema complejo en la actual discusión del sector. “A mí lo que me complica un poco es que la discusión sobre la inflexibilidad del gas tiende a depender demasiado de la posición comercial de las empresas”.

Ana Lía Rojas, socia fundadora de EnerConnex.

“A nosotros como regulador nos parece adecuado que el gas que llegue a Chile sea el más económico que es posible de conseguir, y eso significa tener ciertas inflexibilidades. Lo que sí nos parece que esas inflexibilidades funcionen en provecho de todos y eso es lo que ha hecho la CNE con la segunda propuesta de la mesa de trabajo”, indicó.

Foto: Archivo B 2B M edi aG rou

Esto es compartido por Rafael Loyola, por cuanto asegura que la inflexibilidad “no existe comercialmente: todos los contratos cuentan con cláusulas que permiten redirigir los envíos de GNL, y aun cuando no las tuviesen, la misma norma les exige adecuar sus contratos para incorporarlas. En la práctica, la inflexibilidad no tiene un sustento real y, sin embargo, se ha instalado en nuestro sistema como un mecanismo que otorga una ventaja anticompetitiva al conjunto de generadores termoeléctricos que la utilizan a su favor”.

Foto: Archivo B 2B M edi aG rou p.

Danilo Zurita piensa lo contrario, señalando que la regulación en Chile es en base a costos auditados y no en base a un mercado de ofertas, por lo que este tipo de declaraciones “no refleja el costo de abastecimiento del sistema eléctrico, al forzar la entrada de grandes bloques de energía a costo cero, desplazando a todo el resto de las unidades generadoras en función del orden de mérito, no permitiendo que los agentes perciban su correcta remuneración del mercado de energía en el corto plazo".

La visión de la CNE

los embalses (de propiedad de varios de los incumbentes con activos hidro y térmicos a gas), agua que luego puede despacharse a precios spot mayores”. “Esto genera un beneficio a los declarantes del GNL propietarios de embalses, pues tienen un comportamiento estratégico doble, pues optimizan su almacenamiento de agua y así logran recuperar

José Venegas, secretario ejecutivo de la CNE.

una parte importante de esa declaración a costo variable 0 del gas. En 2019, se estima que este efecto fue de unos 780 GWh de energía embalsada, con un valor estimado de US$31 millones, considerando un CMg promedio”, añade.

Mesa de trabajo La mesa de trabajo de la CNE para modificar la Norma Técnica espera entregar una salida a la situación actual. Francisco Muñoz, uno de los integrantes de esa mesa, señala que la propuesta para actualizar la normativa recoge elementos

Foto: Gentileza GNL Mejillones.

Reportaje Central

de ambas visiones en torno al tema. “Por un lado, reconoce la existencia de contratos de suministro de GNL con cláusulas de inflexibilidad, dando certeza regulatoria a los inversionistas. Por otro, recoge algunas de las preocupaciones de los actores que comparten la visión de que la aplicación de la NT de GNL puede no estar cumpliendo los objetivos primordiales que le dieron motivo a su existencia”. Para Rafael Loyola en el borrador con los lineamientos conceptuales sobre los cambios, “la CNE no sólo ha persistido en mantener la condición de inflexibilidad, sino que además ha planteado la incorporación de una serie de complejidades adicionales en la regulación de estas declaraciones de gas inflexible, involucrando incluso nuevas responsabilidades para el Coordinador Eléctrico Nacional, quien ha manifestado abiertamente que aquello escapa a sus competencias legales”. En opinión de Ana Lía Rojas, la propuesta sobre “gas inflexible evitable”, requiere lograr establecer incentivos o castigos para que las generadoras GNL puedan contratarse en forma eficiente y velar por la flexibilidad de sus contratos y por ende, sus suministros de GNL”. Como conclusión la economista plantea que, para lograr la descarbonización, se debe perfeccionar

Barco en faena de descarga en el terminal de Mejillones.

esta alianza natural entre energías renovables y gas natural, corrigiendo las distorsiones a la competencia que subsisten y que no permiten consolidar este joint-venture”. Una postura cercana manifiesta Danilo Zurita: “Considerando el proceso de descarbonización, dinamismo en la demanda y aumento de la participación de las energías renovables variables, el gas natural será una de las tecnologías llamadas a dotar de flexibilidad a nuestro sistema. Eliminando la condición de inflexibilidad de la norma, las señales del mercado de energía son correctas en ese sentido, pues se eliminan las distorsiones al costo marginal”.

Conclusiones • El gas natural tiene un alto potencial para reemplazar el uso del carbón en la matriz energética local, como lo destaca el estudio encargado por AGN, con varias propuestas para materializar esta oportunidad. • La discusión sobre el llamado gas inflexible es un eje central y los cambios a la Norma Técnica son fundamentales para la futura operación en el sistema eléctrico local. • Los actores del mercado esperan que haya una solución, por lo que se espera un pronunciamiento de la Corte Suprema para continuar con la discusión ante el TDLC, además de la propuesta que trabaja la CNE.

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CONFERENCIAS ELÉCTRICAS

2021

ONLINE

2021

FOROSUR Miércoles 07 Julio

ELECGAS Miércoles 17 Noviembre

www.forosur.cl

www.elecgas.cl

conferenciasyferias@b2bmg.cl

Foto: Gentileza ACEN A.G.

Columna de Opinión

Por Sebastián Novoa, vicepresidente de la Asociación Chilena de Comercializadores de Energía

Un mercado eléctrico más amable, simple y

al servicio de la ciudadanía EN LA ASOCIACIÓN CHILENA DE COMERCIALIZADORES de Energía (ACEN)

acompaña de mala atención y precios altos. Dolores profundos

nos propusimos el desafío de promover un mercado eléctrico

que como ACEN buscamos erradicar y estamos ocupados en ello.

más profundo, eficaz y simple. Estamos convencidos de que la ampliación del mercado libre para llegar al usuario residencial es solo el comienzo. En 2019 comenzamos con una misión: apoyar la portabilidad eléctrica y poder dar voz a las nuevas empresas de energía que buscaban posicionarse disruptiva-

Estamos preparando propuestas para avanzar hacia un mercado eléctrico más amable, más simple. Por ejemplo, ¿qué valor tiene, para el usuario, que la energía pueda transarse en cada barra del sistema? Un acercamiento inicial nos hace pensar

mente a través de la comercialización.

que es positivo. Que los riesgos de desacople serán cubiertos

En el camino nos dimos cuenta que nuestro objetivo y vocación

adecuados a su realidad especifica. Suena bien, pero ¿cuál es

era mucho más profunda. Observamos que hay múltiples inequidades en el mercado que afectaban a esas nuevas empresas de distintas formas, pero en realidad el problema no es

por el generador y que los precios ofrecidos al cliente serán

La comercialización viene a profundizar y acelerar la instalación de proyectos de energías renovables en los usuarios finales.

proviene que, al no poder dar soluciones efectivas a estas ineficiencias termina afectado el usuario final, esto significa que los precios y soluciones a las que estos acceden, bajo

Un mercado con menor liquidez, donde los precios de un cliente y otro no son comparables. En el corto plazo esto podría ser beneficioso para la línea final, pero en

ese, pues las empresas sobrevivirán a estas inequidades de todas formas. Nuestra incomodidad

el verdadero impacto de aquello?

el largo es parte de la receta para el descontento. La comercialización viene a profundizar y acelerar la instalación de proyectos de energías renovables en los usuarios finales. Las

otras condiciones, serían más atractivas.

nuevas empresas de energía promoverán el uso inteligente de

Nos incomoda cuando vemos que a un usuario final no lo atien-

y la demanda. La atención al usuario será el movilizador cen-

den en los tiempos reglamentarios. Nos desagrada cuando el

tral de este nuevo paradigma. Cada comercializador buscará

proceso que se requiere para una nueva conexión o un aumento

diferenciarse a través de soluciones, tarifas o atención. Pero

de potencia para una industria termina por torturar a la persona

para que todo esto ocurra, debemos tener en consideración la

solicitante producto de un aparataje de tal complejidad que

búsqueda de un mercado más líquido. Somos muy optimistas

requiere expertos y cuenta con plazos incomprensibles. A lo

ante el mercado energético que se viene y vamos a contribuir

anterior debemos sumar la complejidad de las facturas, la que se

a hacerlo realidad.

la electricidad para acomodar los costos horarios energéticos

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Entrevista Central

CARLOS CORTÉS

“El gas natural será el vértice de la transición energética de Chile” El presidente ejecutivo de Asociación de Empresas de Gas Natural (AGN) aborda con ELECTRICIDAD los principales frentes en que se encuentra este combustible: desde las adecuaciones de la industria frente al impacto de la pandemia, pasando por el potencial que tiene para interactuar con energías renovables y el hidrógeno, hasta la discusión en torno al llamado gas inflexible en el mercado eléctrico local. SON 19 AÑOS LOS QUE CARLOS CORTÉS Simón lleva como máximo representante de la Asociación de Empresas de Gas Natural, conduciendo a este gremio desde su nacimiento, lo que le ha significado ser partícipe de varios hitos históricos en el sector, como la consolidación de este recurso en la matriz energética nacional, así como la crisis producida por el cierre de los gasoductos desde Argentina, la construcción de los terminales gasíferos en la zona norte y centro del país y el actual proceso de transición que se vive en el sector, con el ingreso de nuevas tecnologías y la mirada puesta en la carbono neutralidad. Y esta es justamente la etapa en la que se concentra el presidente ejecutivo de la Asociación en la conversación con ELECTRICIDAD, abordando aspectos como el impacto de la pandemia en el sector, el papel del gas natural como una fuente que se plantea como opción al uso de combustibles fósiles y del carbón, así como la complementariedad con las energías renovables en la generación eléctrica. Además menciona otros relevantes aspectos del 14

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actual quehacer en el sector energético, como el aporte del gas natural en la producción y transporte del hidrógeno, junto a la discusión del gas inflexible en la operación del Sistema Eléctrico Nacional.

Transición ¿Qué lectura tiene AGN sobre la situación actual del gas natural en la matriz energética? El gas natural (GN) será un elemento clave en una matriz energética que va evolucionando aceleradamente en reducción de emisiones. Como recurso, es el compañero ideal de las energías renovables variables (ERV), las que por su naturaleza intermitente requieren un complemento que asegure la continuidad del sistema, característica que brinda especialmente el GN. Así que, tal como ocurre en otras partes del mundo, el gas natural será el vértice de la transición energética de Chile, aportando con sus atributos para alcanzar una matriz carbono neutral, reduciendo emisiones anticipadamente, compensando o capturando sus propias emisiones y facilitando la entrada de soluciones renovables variables.

El estudio “El Rol del Gas Natural en la Transición Energética: Chile 2020-2050", realizado por Klaus Schmidt-Hebbel y Quiroz & Asociados, nos ha permitido evaluar el panorama actual del GN y sus potencialidades hacia el futuro. Por ejemplo, el reemplazo de carbón por GN permitiría reducir en 50% las emisiones de CO2 por cada MWh de energía que genera el sistema. Con esta sustitución, el sector eléctrico en su conjunto contribuiría a resolver un 68% de la brecha que separa a Chile de la meta de emisiones a 2030. Con todos estos antecedentes, en AGN estamos enfocados en que

Entrevista Central

Chile pueda aprovechar las ventajas de un recurso abundante, eficiente y seguro. ¿Cuáles han sido los principales impactos de la pandemia en la industria local del GN? El suministro no se ha visto afectado por la crisis sanitaria, gracias a las medidas preventivas que adoptaron las empresas que participan en toda la cadena, ya sean de aprovisionamiento, transporte o distribución. Naturalmente, se han extremado los controles sanitarios en toda la cadena de suministro, lo que incluye la operación de los terminales de GNL, la logística de gasoductos y las cadenas de las empresas de distribución.

En cuanto a la demanda por GN, hemos visto una disminución especialmente en el sector comercial, en donde la pandemia ha generado un impacto notorio, dado el escenario recesivo en las principales economías del mundo. Foto: Gentileza AGN.

En los últimos años se habla sobre la complementariedad del GN con las energías renovables, ¿se han podido materializar proyectos que combinen estas tecnologías? Más que pensar en proyectos que combinen estas tecnologías, las centrales de ciclo combinado a GN son el complemento ideal para las ERV y un facilitador para su desarrollo. Ello, porque exhiben tiempos de partida y toma de carga de forma muy acelerada, ventaja que permite compensar los momentos de baja producción de energía que proviene de fuentes variables. Algunas tecnologías de combustión de GN tienen un start-up de solo minutos.

En 2020 sólo 17,6% de la generación eléctrica nacional fue en base a GN, porcentaje muy inferior al del promedio de los países de la OCDE. www.revistaelectricidad.cl | Mayo 2021 | Nº254

Entrevista Central

En estos, y en el mismo año, la participación del GN en la generación eléctrica superó el 25%. Si queremos avanzar hacia una descarbonización de la matriz, el GN es un gran aporte, en la medida que desplace la generación a carbón y diésel. ¿Qué posibilidad ve para que el GN participe en los proyectos de calefacción distrital? El GN, en su calidad de combustible seguro y ambientalmente amigable, estará disponible en aquellas iniciativas de calefacción distrital en ciudades de la zona centro-sur del país, donde sabemos existe interés del gobierno en que se concreten proyectos en esta línea. En la medida que estos se desarrollen, nosotros estaremos listos para suministrar GN, así como en cualquier otra iniciativa que busque sustituir combustibles más contaminantes como es el caso de la leña.

Para el sector industrial, vemos foco en la minería, la cual da cuenta del 35% de los GEI directos emitidos por el sector industria a nivel nacional. En el estudio citado anteriormente, se propone promover la adopción del GNL como combustible para los camiones de la minería del cobre. Esto permitiría reducir alrededor de un 30% las emisiones en comparación a un camión que opera en base a diésel. También estamos de acuerdo con la propuesta de extender los estándares ambientales de la RM a otras regiones del país, para el uso de combustibles en procesos industriales. Esta medida permitiría reducir en un 60% las emisiones de SO2 y en 20% las de CO2, provenientes de calderas y hornos industriales en las regiones en que se implemente. En la discusión sobre el hidrógeno, ¿cree que haya factibilidad de producir este re-

En 2020 sólo 17,6% de la generación eléctrica nacional fue en base a GN, porcentaje muy inferior al del promedio de los países de la OCDE. En estos, y en el mismo año, la participación del GN en la generación eléctrica superó el 25%”.

¿El GN ha reemplazado el espacio que ha dejado el cierre de las centrales a carbón en el sistema eléctrico? Como dije antes, el GN representa el vértice de la transición, ya que permite avanzar en el retiro de carbón y dar cumplimiento a las metas de reducción de Gases de Efecto Invernadero (GEI). Hemos visto que las primeras centrales a carbón que han sido retiradas no han producido un efecto significativo en el sistema eléctrico. Por sus bajos niveles de eficiencia y despacho, su ausencia ha podido ser absorbida por los recursos existentes en el sistema sin un aumento relevante en el uso de GN. Por lo tanto, ese reemplazo aún no se manifiesta, pero en la medida que se concreten los siguientes retiros, esa situación cambiará. ¿Qué perspectivas tienen sobre el consumo industrial con GN, para el reemplazo de combustibles fósiles? 16

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curso mediante GN en Chile (hidrógeno azul)?

El hidrógeno abre paso a posibles evoluciones para la industria del GN, partiendo de la base de la naturaleza común de ambos combustibles como vectores energéticos. Sin embargo, el hidrógeno puro presenta dificultades en su manipulación, transporte y almacenamiento, muy superiores a las del GN. Debido a eso existen algunas aplicaciones y partes de la infraestructura que podrían migrar, incluso progresivamente, de consumir o gestionar GN, a mezclas de éste con hidrógeno limpio o, en el extremo, a hidrógeno puro en el largo plazo. La producción de hidrógeno a partir del GN, incluyendo la captura del carbono generado en dicho proceso, podría ser un mecanismo inicial no oneroso, para ir familiarizándose con este nuevo producto en distintas aplicaciones: vehículos, industrias, transporte, barcos, entre otros. Sin embargo, para Chile la perspectiva final es la de producir hidrógeno a partir de energía de fuentes renovables, aprovechando los recursos del país. El desafío que eso tiene es conseguir reducciones de costos relevantes que lo hagan competitivo, y acceder a tecnologías también competitivas para la manipulación y almacenamiento, lo que aún no está resuelto. Una de las maneras de resolverlo

Entrevista Central

Foto: Gentileza AGN.

podría ser la conversión del hidrógeno verde a emetano (en la práctica, metano, el componente esencial del GN), agregando átomos de carbono en un ciclo cerrado, neutralizando las emisiones y facilitando la manipulación, almacenamiento y utilización. Con todo, vemos necesario resolver internamente temas normativos, técnicos y, particularmente, de seguridad, para incorporar el hidrógeno a la infraestructura ya existente, temas respecto a los cuales nuestra industria tiene mucho que aportar, dadas las similitudes entre ambos energéticos. En los intercambios de gas con Argentina, ¿cree que hay un retroceso en el tema con las últimas decisiones del país vecino de concentrarse en el mercado interno? El GN argentino es una fuente de abastecimiento complementaria al GNL que llega al país a través de los terminales de regasificación de GNL de Quintero y Mejillones. Así, la importación del gas argentino diversifica aún más nuestras opciones de abastecimiento. Ante esto, eventuales disminuciones en los envíos se encuentran dentro de lo previsto por las partes. Cada vez que la demanda interna lo requiera, Argentina puede suspender el suministro de GN, independientemente de que esto ocurra en verano o invierno. Atendido el comportamiento de la demanda interna en el país vecino, la probabilidad de caídas importantes en los envíos a Chile es mayor en invierno que en verano.

Si bien se ha visto una menor disponibilidad de gas trasandino, la regulación oficializada por el gobierno Argentino (Plan Gas) incluye un capítulo sobre la posibilidad de exportar cantidades de gas en firme durante el verano. Hoy se está a la espera de la regulación en detalle que permita ejecutar dichas exportaciones desde Argentina. ¿Cuál es la visión de AGN Chile sobre la discusión normativa sobre el gas inflexible? La disyuntiva del gas inflexible nace por volúmenes de GNL que fueron considerados por los distintos cargadores y que, por diversas condiciones operativas sistémicas, no terminan siendo requeridos por el sistema en forma endógena. La razón de contratar dichos volúmenes era que, con la infor-

mación disponible, esas cantidades serían requeridas. Sin embargo, al final no lo fueron o no fue posible su despacho, producto de una contingencia logística en la cadena de suministro del GNL. En un análisis ex-post, una cierta cantidad terminó siendo prescindible para el sistema, mientras que otra porción sí fue necesaria para la operación a mínimo costo o por criterios de seguridad para el sistema eléctrico. Por ello, si se va a optar por un esquema de planificación central de cuotas máximas para el gas inflexible de cada empresa, resulta imprescindible que dichas proyecciones se cuiden de utilizar los supuestos que permitan asegurar el normal abastecimiento del sistema eléctrico, manteniendo la competencia entre los combustibles y sus fuentes, haciéndose cargo de los efectos ambientales de los mismos, buscando un efecto neutro respecto de las posiciones comerciales de las empresas y, por último, incentivando las mejoras que pudieran requerirse en los contratos de abastecimiento de GNL. www.revistaelectricidad.cl | Mayo 2021 | Nº254

P U B L I R R E P O R T A J E

La iniciativa permitirá mejorar la rentabilidad de las centrales solares.

INNOVACIÓN AUMENTA HASTA EN 15% LA GENERACIÓN DE ENERGÍA

Nuevo producto hace más eficientes los proyectos de generación solar Cbb Cales, con la asesoría técnica de ENGIE Laborelec, han desarrollado una solución única en el país, cuyos impactos prometen mejorar sustancialmente la rentabilidad de las plantas fotovoltaicas bifaciales, tanto greenfield como brownfield. Se trata de un nuevo producto que aumenta el albedo del suelo bajo los paneles FV bifaciales, permitiendo maximizar el aprovechamiento del recurso solar disponible. Este producto fue desarrollado con la asesoría técnica de Cbb Cales -del Grupo Cbb- y Laborelec centro de expertise e investigación del Grupo ENGIE. La capacidad para reflejar la radiación solar incidente que se

alcanza al aplicar la solución es ampliamente superior a la de suelos agrícolas y desérticos, siendo incluso comparable a la capacidad de reflexión de la nieve. “Este producto, enfocado en proyectos solares, es resultado de la constante innovación que desarrollamos en Cbb y mejorará efectivamente el potencial solar del norte de nuestro país, pudiendo llegar a aumentar en un 15% la generación de energía, o proporcionar un ahorro desde un 4% sobre el CAPEX total en proyectos a construirse, además de acelerar el desarrollo de pequeños medios de generación distribuida (PMGD) en la zona centro, lo que en conjunto estimulará el futuro de energías renovables e hidrógeno verde en Chile”, destaca Felipe González, Gerente Comercial de Cbb Cales. Precisa, además que “Para la aplicación del producto disponemos de distintos medios, todos ellos pensados para optimizar la aplicación (mayor rapidez y menor costo) teniendo el cuidado de los módulos como primera prioridad, en el caso de proyectos existentes. Si los paneles ya están instalados, resguardamos los espacios para su aplicación, pudiendo depositar el producto con sistemas de mangueras especiales para evitar salpicaduras”, acota. Atractivas ventajas El nuevo desarrollo que ya entró en etapa de comercialización, presenta como principal característica la posibilidad de hacer más eficientes los proyectos de generación solar fotovoltaicos

Contacto Comercial: CbbCales@cbb.cl admin.laborelec.chile@engie.com

www.cbb.cl

Cbb Dirección: Av. Andrés Bello 2425, Providencia, Santiago. Teléfono: (56 2) 2560 7000

bifaciales, al mejorar de manera significativa la reflexión de la radiación solar incidente del suelo (propiedad técnicamente conocida como albedo), aumentando así la radiación disponible en la cara trasera del módulo y por ende su producción energética. Esto se traduce -para proyectos nuevos o en desarrollo- en menor inversión, y como consecuencia, un menor LCOE, mejorando así la rentabilidad de estos proyectos. En caso de proyectos existentes, o ya diseñados y prontos a construir, permite una generación adicional de energía de hasta un 15%. Este nuevo producto ha sido exitosamente validado por medio de pruebas en instalaciones reales en el Centro de Pruebas e Innovación Solar de ENGIE Laborelec, ubicado en la Planta Fotovoltaica El Águila, situada en Arica. Para las pruebas fue contemplado el más alto estándar en instrumentación y protocolos de monitoreo, validación y análisis de datos. Como principal resultado, el producto generó un albedo casi tres veces mayor que el registrado para el suelo natural de la planta, además de un comportamiento estable en el tiempo. En este sentido, resulta importante destacar que la mejora en albedo generada por el producto dependerá directamente de las características del suelo de cada sector en particular. Ya que las pruebas fueron realizadas sobre suelo desértico, el cual naturalmente genera un alto albedo, se espera que para otras regiones, como por ejemplo en la zona central de Chile, el beneficio generado por el producto sea incluso superior.

“Esta innovación representa un paso importante que permitirá que el mercado energético chileno sea aún más competitivo, haciendo más rentables los proyectos de tecnología bifacial que se están construyendo o se están por construir. El mayor beneficio se tendrá en los proyectos que adopten esta tecnología desde su concepción, ya que esto permitirá optimizar el lay-out de los mismos, una aplicación óptima, un monitoreo adecuado, entre otros. ENGIE Laborelec seguirá colaborando con Cbb Cales para asegurar que este producto sea implementado exitosamente y se pueda alcanzar su máximo beneficio en cada caso.” Declara Antonio Alarcón, Gerente General de Laborelec para Latinoamérica.

Dirección: Panamericana Norte s/n, Sector La Negra, Antofagasta Teléfono: (56 41) 226 7000

Foto: Gentileza Accenture Chile.

Columna de Opinión

Por Francisco Rojas,

líder de Applied Intelligence de Accenture Chile

Cómo impulsar

un machine learning

energéticamente eficiente EL MACHINE LEARNING está en todas partes. Ahora lo impulsa

aprendizaje por transferencia, en el que un modelo existente se

todo, desde los algoritmos de detección de tumores hasta los

reutiliza para una tarea diferente, puede ser otra opción para

programas de reconocimiento facial. Este tipo de inteligencia

ahorrar energía y tiempo. Proponemos un enfoque general

artificial es ahora omnipresente y una tecnología fundamental.

para el aprendizaje automático que se asemeja a lo que se

Pero, en la actualidad, el entrenamiento de modelos muy

hace cuando se realizan las pruebas finales de software para

complejos suele requerir un consumo de energía asombroso.

clasificar los fallos que quedan en un sistema. En esos casos,

Los investigadores que revisaron una destacada arquitectura

el nivel de fiabilidad general del software se compara con el

utilizada para el procesamiento del lenguaje natural des-

esfuerzo que se necesitaría para encontrar y eliminar cualquier otro error sin introducir

cubrieron que, en una ocasión, el entrenamiento del modelo requirió más de 650.000 kWh de energía por 84 horas. Esto generó aproximadamente el mismo impacto de emisiones de CO2 que tendrían 57 seres humanos a lo largo de todo

Este tipo de inteligencia artificial es ahora omnipresente y una tecnología fundamental. Pero, en la actualidad, el entrenamiento de modelos muy complejos suele requerir un consumo de energía asombroso.

otros nuevos. Si ese esfuerzo es muy intenso y el software es ya aceptablemente fiable, se libera. Necesitamos un enfoque similar para tomar decisiones informadas sobre la formación y la precisión de

un año de sus vidas.

los modelos, a la vez que somos eficientes energéticamente Sin nuevos enfoques, el impacto energético del machine lear-

con el machine learning.

ning podría ser rápidamente insostenible. Entonces, ¿cómo utilizarlo de forma responsable? Para empezar, se debe conocer

Y no hay que olvidar los rápidos avances que se están pro-

bien la relación entre los enfoques utilizados para entrenar un

duciendo en el hardware especializado y en los marcos in-

modelo y la energía que requieren. Hoy existen vías viables

formáticos para el aprendizaje automático. Las arquitecturas

para entrenar modelos de aprendizaje automático de forma

informáticas tradicionales necesitan mucha potencia para

sostenible y eficiente desde el punto de vista energético.

realizar tareas de aprendizaje automático. Pero enfoques como la computación neuromórfica se adaptan mejor y, a medida que

También hay que considerar otras opciones tecnológicas. ¿Es

alcancen la madurez, proporcionarán otra vía hacia el machine

necesario crear y entrenar un nuevo modelo desde cero? El

learning más eficiente desde el punto de vista energético.

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Foto: Gentileza Transelec.

Informe Técnico

SECTOR ENERGÉTICO

Digitalización:

Centro de Control de Operaciones de Transelec.

un aliado clave en tiempos de pandemia El trabajo remoto, que ha sido posible gracias a las tecnologías y modalidades de operación que han incorporado las organizaciones, ha posibilitado resguardar a los trabajos e impedir que el suministro eléctrico se viera afectado.

entre Arica y Chiloé, en el segmento de transmisión y en las redes de distribución, respectivamente.

UNA SERIE DE DESAFÍOS OPERACIONALES ha implicado la actual crisis sanitaria en las diversas actividades económicas, un proceso del cual no ha estado exento el sector energético, sumado a lo esencial que ha sido la mantención del suministro eléctrico, tanto para clientes libres como regulados.

Ernesto Huber, gerente de Operación del Coordinador Eléctrico Nacional, destaca que el mantenimiento de la continuidad y la seguridad de la operación del sistema eléctrico ha sido fundamental durante la pandemia: “La crisis sanitaria dejó de manifiesto la importancia del sector eléctrico para mantener funcionando las clínicas y hospitales, centros educativos, empresas e industrias, servicios públicos, hogares, entre muchos otros”.

Es así como actores del sector como el Coordinador Eléctrico Nacional, Transelec y Empresas Eléctricas A.G. detallan a ELECTRICIDAD las medidas que han implementado en la operación del sistema eléctrico

Para cumplir esta misión, explica que en el organismo se implementó una serie de procesos organizacionales y tecnológicos que contribuyeron a mitigar eventuales riesgos productos de la pandemia. www.revistaelectricidad.cl | Mayo 2021 | Nº254

Foto: Gentileza Transelec.

Informe Técnico

de redes a distancia y disminuir los tiempos de recuperación y presencia de personal en terreno.

Trabajo remoto Ante las mayores exigencias que ha vivido el sector eléctrico, las compañías que lo integran han procurado incorporar nuevas tecnologías y metodologías de trabajo. Alejandro Rehbein, gerente de Innovación y Transformación Digital de Transelec, destaca que “desde que comenzó la pandemia, Transelec en general aseguró la continuidad operacional, primero que todo, tomando una serie de medidas sanitarias y de seguridad ocupacional para resguardar a colaboradores y contratistas”.

Resguardo y atención Rodrigo Castillo, director ejecutivo de Empresas Eléctricas AG, comenta que la digitalización en el segmento de distribución es un proceso que lleva tiempo desarrollándose, el cual se acentuó “aún más durante la actual coyuntura de pandemia, considerando que se ha priorizado el cuidado de nuestros colaboradores, ajustando el personal en terreno y aumentando el teletrabajo”. Esto ha implicado, por ejemplo, “que todas las empresas hayan reforzado sus canales virtuales y telefónicos de atención al cliente, fortaleciendo sus contact center de manera remota y sus procesos de autoatención. Eso ha sido clave”, asegura. Por otro lado, también ha supuesto la incorporación de mayor tecnología en la automatización de redes, potenciando, por ejemplo, la instalación de reconectadores automáticos, que permiten un monitoreo 22

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El uso de smartglasses ha permitido a Transelec optimizar las tareas de operación y mantenimiento.

El Coordinador Eléctrico implementó una serie de medidas para mitigar eventuales riesgos productos de la pandemia.

Foto: Gentileza Coordinador Eléctrico Nacional.

“Así por ejemplo, y dado el rol estratégico de los ingenieros despachadores del Coordinador -que han debido realizar sus tareas durante toda la pandemia en forma presencial-, se adoptaron diferentes medidas: adecuación de turnos, condiciones de funcionamiento de los Centros de Despacho y Control (CDC), capacitación a ingenieros(as) para disponer despachadores suplentes en casos de emergencia, segmentación de sedes, gestión de alojamientos en cuarentenas, alimentación segura, entre otras acciones”, detalla.

“Luego vinieron otras decisiones operacionales clave, como fue la habilitación de un tercer centro de control y la capacitación de 24 nuevos operadores y operadoras para una mayor preparación ante contingencias”, resalta el ejecutivo. Todo esto se llevó a cabo mientras “gran parte de nuestros colaboradores estaban trabajando remotamente, un escenario inesperado pero que nos encontró en plena ejecución de una intensa estrategia de transformación digital que pone a los datos en el centro de nuestras decisiones, y cuyo objetivo principal es una gestión cada vez más inteligente de la red de transmisión”, agrega.

Informe Técnico

El rol de lo virtual

Por otra parte, la contingencia también llevó a la compañía “acelerar el uso de otras tecnologías como la realidad aumentada, la que se tornó particularmente importante dada la restricción de viajes y actividades presenciales. El uso de smartglasses nos ha permitido que actividades de soporte técnico, de entrenamiento en campo y muchas otras de operación y mantenimiento estén a un clic de distancia entre colaboradores, contratistas y expertos que se pueden encontrar en cualquier parte del mundo”, detalla.

Ernesto Huber señala que, "para garantizar la seguridad y bienestar de los trabajadores y sus familias, desde el inicio de la pandemia en el Coordinador se tomaron diversas medidas para apoyar a cada uno de nuestros trabajadores y trabajadoras, de manera de garantizar la continuidad operacional del sistema eléctrico de Chile".

Foto: Gentileza Empresas Eléctricas AG.

De esta forma se efectuaron, por ejemplo, test rápidos con el fin de detectar el Covid-19 para quienes se desempeñan en los centros de despacho y control, junto a las sanitizaciones permanentes a todas las dependencias del organismo. A ello se sumó la realización de un programa de apoyo psicosocial para los profesionales y técnicos, junto a una campaña preventiva de información que incluyó señalética en todas las instalaciones de la empresa y mensajería electrónica. El profesional de la entidad comenta que “todo el personal que podía realizar sus labores de manera remota fue autorizado para desempeñarse desde sus casas. Esto constituyó en un enorme desafío tecnológico, para lo cual se les envío a los hogares sus equipos computacionales, sillas, conexiones de Internet y VPN. Para la gestión de reuniones se adoptó la modalidad de conexión virtual a través de la plataforma Teams de Microsoft y se realizaron más de 20 webinar para el público interno y empresas coordinadas”. “Para aquellos profesionales cuyas funciones debían realizarse en forma presencial se mantuvieron estrictas medidas de control sanitario. Como resultado de estas acciones no se registró ningún contagio dentro de las oficinas”, agrega. Por su parte, Alejandro Rehbein menciona que en Transelec “hemos avanzado en digitalizar completamente la gestión de trabajos en terreno – como inspecciones – a través de formularios electrónicos, en desarrollar planes de intervención utilizando modelos matemáticos y algoritmos que nos permitan optimizar la programación y la ejecución de tareas. La sensorización, analítica avanzada y el desarrollo de modelos predictivos, son algunas de las palancas digitales que estamos explorando activamente”.

En el sector distribución se ha incorporado mayor tecnología en la automatización de redes.

Como conclusión, Rodrigo Castillo manifiesta que el actual escenario sanitario “también ha acelerado la necesidad de avanzar en ciberseguridad, aumentando la seguridad en los procesos de digitalización. En este sentido, recientemente firmamos un convenio con el Equipo de Respuesta ante Incidentes de Seguridad Informática del Ministerio del Interior, que nos permitirá colaborar mutuamente en este tema, a través del intercambio voluntario de información técnica, estadística, buenas prácticas, formación y difusión en estos temas”. www.revistaelectricidad.cl | Mayo 2021 | Nº254

Visión Experta

MARÍA ISABEL GONZÁLEZ:

Demanda eléctrica de la minería 2021 debiera crecer más de 4,6% MARÍA ISABEL GONZÁLEZ cuenta con una histórica trayectoria en el sector energético, donde se ha desempeñado a la cabeza de instituciones como la Comisión Nacional de Energía, la Empresa Nacional del Petróleo (Enap), además de dirigir la consultora Energética y estar ejerciendo la vicepresidencia del directorio del Instituto de Ingenieros de Minas de Chile (IIMCh).

Así lo señala la histórica ejecutiva que actualmente reparte su quehacer entre la gerencia general de la consultora Energética y la vicepresidencia del directorio del Instituto de Ingenieros de Minas de Chile (IIMCh). La ejecutiva entrega su visión a ELECTRICIDAD sobre la simbótica relación minería-energía, destacando los contratos que la industria del metal rojo ha realizado para avanzar hacia un suministro eléctrico vinculado a energías renovables, lo que cobra una mayor relevancia en el actual proceso de descarbonización de la matriz energética nacional, donde el sector minero es el principal consumidor, representando más del 30%.

Justamente la ejecutiva, quien también es una seguidora del tango, es ingeniera civil en Minas de la Universidad de Chile. También es coautora del libro “Energía para el desarrollo de América del Sur”, donde subraya la importancia que sigue teniendo el consumo de la actividad extractiva en el ítem energético. Y, luego de que la demanda en el sector eléctrico se viera afectada en 2020 producto de la pandemia, parece pertinente saber cómo -desde esta industria- perciben el comportamiento que tendrá este año, el gran cliente libre que encabeza el consumo de este servicio: la minería.

Asimismo, aborda el impacto que tendría la Ley de Eficiencia Energética en el mismo nicho productivo, junto con revisar los desafíos técnicos que implica alcanzar una minería sustentable.

Proyecto Energía Renovable Patrocinante Año para Suministro Eléctrico

Potencia MW

Calama Solar, Primera Planta Fotovoltaica Codelco Norte 2012 1

Parque Eólico El Arrayán

Los Pelambres

2014

115

Pozo al Monte solar

Collahuasi

2014

Planta fotovoltaica Conejo

Los Pelambres

2016

130

2019

Panel Solar en Depósito en Relaves

AngloAmerican

Planta fotovoltaica Javiera

Los Pelambres

Proyecto Eólico Horizonte

BHP-Billiton

En construcción

607

Proyecto Fotovoltaico Sol de Lila

BHP Billiton

En construcción

163

Proyecto Fotovoltaico Domeyco

BHP Billiton

En construcción

204

Proyecto Fotovoltaico Finis Terrae

BHP Billiton

En construcción

126

Nº254 | Mayo 2021 | www.revistaelectricidad.cl

Visión Experta

Análisis ¿Cuál es su análisis respecto al comportamiento que tendrá este año el sector eléctrico en demanda, oferta instalada y participación ERNC? Indudablemente que la demanda se verá afectada por la pandemia, igual que en 2020, que creció menos de 1% y aunque las cifras de crecimiento del PIB son bastante auspiciosas, no creo que se llegue a tasas como las anteriores a la pandemia.

Por otra parte, hay muchos proyectos particularmente fotovoltaicos y eólicos en construcción y muchos más aprobados o en trámite ambiental. ¿Cómo ve el comportamiento de la demanda eléctrica para el sector de grandes clientes libres? Todos sabemos que la minería, que es un gran consumidor de energía eléctrica, ha sido una de las pocas actividades que ha continuado funcionando casi normalmente y esperamos que siga haciéndolo durante el presente año. La minería encabezó la demanda eléctrica del país el año pasado con 4,6%, ¿cree que este año

Foto : Ar c hivo EL

ECT RICID AD.

será igual, mayor o menor este ítem? Debiera crecer eso y más con los proyectos de ampliación que hay en carpeta. Es así como, pese a la pandemia, las inversiones mineras siguen vigentes. Las mineras siguieron adelante con sus procesos y hay una cantidad importante de iniciativas que debieran concretarse ¿Cuáles son los principales aspectos que destaca de los contratos que están haciendo las mineras para tener suministro eléctrico proveniente de energías renovables? Las empresas mineras han sido las grandes impulsoras del auge de las energías renovables, particularmente eólicas y fotovoltaicas. Ya desde 2011 suscribieron contratos de largo plazo con desarrolladores de estas fuentes a precios muy altos y siguen haciéndolo. Ejemplos de

www.revistaelectricidad.cl | Mayo 2021 | Nº254

Visión Experta

Las empresas mineras han sido las grandes impulsoras del auge de las energías renovables, particularmente eólicas y fotovoltaicas. Ya desde 2011 suscribieron contratos de largo plazo con desarrolladores de estas fuentes a precios muy altos y siguen haciéndolo”.

También la definición de intensidad energética desfavorece a los sectores productivos, ya que se concibe como Consumos de Energía dividido por las ventas de la empresa respectiva, ya que las ventas dependen del precio y como sabemos particularmente en la minería estos precios son muy variables.

Foto: Archivo ELECTRICIDAD.

Según el gremio Acenor los costos han aumentado en los últimos años a consecuencia de las regulaciones en el sector eléctrico, ¿cuánto cree que esto ha afectado a las empresas mineras? Si bien los costos por concepto de regulaciones puede que hayan subido, los costos de la energía han disminuido gracias al avance tecnológico especialmente en las plantas fotovoltaicas

esto pueden verse a continuación en esta tabla de la página 24. ¿Cómo ve el impacto de la Ley de Eficiencia Energética en la minería?

Si bien la Ley es muy bienvenida, ya que creo que es la forma más inteligente de disminuir las emisiones, hay que tener en cuenta que la minería ya ha hecho grandes avances al respecto, con ejemplos notables como la molienda semi autogena, el calentamiento solar de soluciones, entre otras. La Ley obliga a los grandes usuarios a disminuir en un 10% su intensidad energética con respecto a 2019, pero la minería puede verse desfavorecida por factores estructurales que le afectan, como la baja de leyes, mayores distancias a los acopios, entre otros aspectos. 26

Nº254 | Mayo 2021 | www.revistaelectricidad.cl

¿Cuáles son los desafíos técnicos más importantes para avanzar hacia lo que se llama la minería verde? Más que verde, prefiero el adjetivo sustentable. En este ámbito los desafíos son muchos y en distintos aspectos: Seguridad y salud de los trabajadores, relacionamiento con las comunidades, emisiones, transparencia, inclusión e igualdad de oportunidades y por cierto el uso eficiente de los recursos como el agua y la energía. ¿Cree que el positivo ciclo del precio del cobre, aumente la demanda por energías renovables? Creo que en los ciclos de precios altos incentivan a producir más cuando es posible y por tanto a consumir más energía en general y en particular energías renovables.

Informe Técnico

REALIDAD SECTORIAL

Generación mini hidro: 25% de las turbinas en Chile tienen entre 7 y 9 MW

Foto: Gentileza Apemec.

Turbina instalada en central mini hidro.

Los principales equipos de esta pieza fundamental de los proyectos usan modelos Kaplan, Francis y Pelton, los cuales se concentran en construcciones de menor tamaño, debido a los cambios que actualmente experimentan este tipo de centrales. UN TOTAL DE 596 MW DE CAPACIDAD instalada en el Sistema Eléctrico Nacional registran las pequeñas centrales hidráulicas, siendo una cifra que seguirá en crecimiento con la futura incorporación de otros 66 MW de proyectos que están en construcción,

a lo que se suman otros 750 MW de iniciativas que ya cuentan con aprobación ambiental, según indica el reporte ERNC de la Comisión Nacional de Energía (CNE). Según los datos del Ministerio de Energía, dentro de las iniciativas que este año entrarán en operación, se encuentra la pequeña central hidroeléctrica El Pinar (11 MW) y la mini central Aillín (7 MW), mientras que hacia 2023 se prevé la puesta en marcha de proyectos más pequeños, por debajo de los 3 MW. La generación eléctrica bruta de estas centrales www.revistaelectricidad.cl | Mayo 2021 | Nº254

Informe Técnico

llegó a 121 GWh durante marzo pasado, lo que representó un incremento de 15,2% respecto a lo inyectado en marzo del año pasado, de acuerdo con los datos de la CNE.

diferentes a los de gran envergadura, y solo conceptualmente difieren en el tamaño”. “Así, en los proyectos de proyectos pequeños, también se pueden encontrar turbinas Kaplan, Francis y Pelton y su selección solo dependerá de la relación altura neta versus caudal a turbinar”, se indica.

En este escenario las turbinas generadoras son la pieza central de estos proyectos, de las cuales la mayoría corresponden a las de tipo Francis, con eje horizontal, específicamente en los proyectos menores a 10 MW de potencia.

Además, se sostiene que en estas iniciativas “no existe una regla para definir exactamente un proyecto pequeño o uno de gran tamaño, no obstante, en general es aceptado que potencias menores a 20 MW se consideran pequeños o medianos”.

Estos equipos se escogen en función del caudal y de la altura de la caída del río en que se emplace una mini central, pudiendo representar entre 20% a 25% de la inversión total de una de estas centrales, donde la mayoría de las turbinas tienen potencias de entre 250 kW hasta 20 MW, según indican los estudios realizados por el Ministerio de Energía.

Por su lado el ingeniero civil mecánico y doctor en Fluidos y Turbomáquinas y académico de la Universidad de Concepción, Cristian Rodríguez, explica que para proyectos pequeños, de menos de 10 MW, lo usual es que la turbina sea de eje horizontal.

Situación actual Un informe entregado a ELECTRICIDAD por la Asociación de Pequeñas y Medianas Centrales Hidroeléctricas (Apemec) señala que en los proyectos hidráulicos más pequeños del país, “las características técnicas de las turbinas no son

“En Chile la mayoría de las turbinas de menos de 10 MW son del tipo Francis con aproximadamente un 65% del total. El resto de estas turbinas son del tipo Pelton (23%) y del tipo Kaplan (11%). Existe también una turbina del tipo Ossberger de potencia 0,2 MW”, precisa.

Turbina del proyecto Chanleufu.

Respecto a la potencia de las turbinas utilizadas en este tipo de proyectos, el especialista indica que si se consideran las centrales declaradas en el Coordinador Eléctrico Nacional, “el promedio de potencia de las turbinas hidráulicas de menos de 10 MW, es de 6 MW. Entre estas turbinas, el 25% tiene entre 7 y 9 MW de potencia”.

Foto: Gentileza Apemec.

Instalación En los proyectos de estas características, se instalan turbinas que proceden de distintas partes del mundo. El documento de Apemec señala que en los últimos años, “los mejores proveedores de estos equipos han sido países europeos, como Alemania, Austria, Italia, y otros, además de China. En general, el proceso de instalación se realiza con personal de los mismos proveedores en terreno, quienes certifican que el equipo queda montado y operando correctamente”. Algunos de estos proyectos son turbinas a pie de 28

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Informe Técnico

más modernos es posible cambiar componentes de la turbina y generar más energía. Estas repotenciaciones o repowering son rentables, actualmente las inversiones en turbinas hidráulicas se han orientado en esa dirección”, culmina el ingeniero.

embalse, por lo que la instalación implica una obra civil en dicho embalse, desviar el agua hasta una casa de máquinas en donde se encuentra la turbina y restituir el agua. Cuando no existe un embalse, se extrae parte del caudal de un río y se traslada a la casa de máquinas por canales o tuberías, para luego restituirlas.

Pandemia Si bien es cierto que la pandemia provocada por el Covid-19 ha afectado a diversos agentes del sector, el análisis de Apemec expresa que “las instalaciones de turbinas de menos de 10 MW

En el área de inversiones de estos proyectos, el informe de la asociación gremial asevera que la situación de las generadoras hidroeléctricas de pasada “en general ha bajado sustancialmente en los últimos tres a cinco años, debido a cambios normativos en general, la baja de los costos de inversión de otras tecnologías y la disminución de los precios de energía en el país, lo que ha provocado que se esté prefiriendo invertir en energía solar o eólica, dentro de las renovables”. “No obstante, creemos firmemente que la generación hidráulica de pasada tendrá que seguir creciendo en el mediano plazo dado su bajo impacto y en particular a su característica de proveer energía estable, no intermitente, es decir, de base al sistema eléctrico nacional”, se indica. Por su parte, el académico Cristian Rodríguez añadió que entre 2002 y 2016, entraron en servicio la mayoría de estas turbinas. “Si revisamos hoy el catastro de proyectos del Coordinador, vemos que ya no hay, o existen pocos proyectos de este tipo en construcción. Eso indica que la inversión en turbinas hidráulicas nuevas de menos de 10 MW ha bajado”. El análisis del académico concuerda con el de Apemec en torno a los factores que inciden en el menor número de proyectos en construcción. “Esto probablemente está asociado a la disminución del precio de la energía y la disminución de los costos de otros proyectos de generación como los fotovoltaicos. La inversión en turbinas hidráulicas actualmente se encuentra orientada a repotenciar turbinas existentes y de mayor potencia”, plantea. “Las turbinas de mayor potencia, que en su mayoría son más antiguas, tienen diseños de menor rendimiento que los diseños actuales. Con diseños

Foto: Gentileza Apemec.

Inversiones

Turbinas en casa de máquinas.

han sido impactadas por el precio de la energía, o más bien por el pronóstico de precio futuro, porque actualmente aún vemos precios que harían rentables proyectos de este tipo. En el mundo de la generación, veo que se han tomado todas las medidas necesarias para enfrentar la crisis sanitaria, con protocolos rigurosos que permiten no poner en riesgo el suministro”. Y a modo de conclusión se indica: “Como cualquier actividad económica y productiva del país está siendo afectada, sobre todo por la preocupación sobre las personas que trabajan en ella. Las medidas implementadas en las centrales han sido efectivas y han permitido continuar generando sin contratiempos entregando energía limpia y permanente todos los días sin interrupción”. www.revistaelectricidad.cl | Mayo 2021 | Nº254

P U B L I R R E P O R TA J E

Abastible provee suministro eléctrico renovable

fortaleciendo su posicionamiento como proveedor de soluciones energéticas sostenibles para clientes industriales y comerciales

Ignacio Mackenna, gerente Comercial de Granel y Soluciones Energéticas de Abastible,

De la mano de un equipo de profesionales altamente especializados, la compañía amplió su portafolio con el servicio de suministro eléctrico que ha permitido a sus clientes contar con procesos productivos sustentables, reducir las emisiones de CO2 al medio ambiente y obtener certificación de uso de energía renovable I-REC (International Renewable Energy Certificate).

En el marco de la alianza estratégica que establece con sus clientes industriales y comerciales, Abastible continúa avanzando en la búsqueda constante de contribuir a obtener procesos productivos más limpios. Es por esto que, además de contar con la generación eléctrica con gas licuado, incorporó a su portafolio de soluciones energéticas la comercialización eléctrica a clientes libres y la generación distribuida fotovoltaica, lo que le permitirá a empresas de distintos rubros contar con energía renovable en sus procesos. El servicio viene a complementar el modelo de socio energético enfocado en brindar asesoría técnica especializada en desarrollar soluciones energéticas innovadoras, orientadas a las empresas de todos los sectores productivos del país, cuyo propósito es la identificación de oportunidades de mejoramiento energético, con el objeto de lograr la eficiencia en el uso de la energía en procesos productivos limpios. Alianzas energéticas Un caso exitoso es la alianza energética de Abastible con la Cervecería Artesanal Kross, poniendo en marcha un proyecto de soluciones energéticas que consistió en redimensionar la caldera de vapor que utilizaba en el proceso productivo, permitiéndole operar de forma más sostenible y eficiente. Además, se implementó un proyecto de generación distribuida fotovoltaica de 110 kWp conectado a su sistema eléctrico, generando ahorros en los costos energéticos. Gracias a esta implementación, las emisiones de CO2 de la planta de Curacaví, debidas a su consumo eléctrico, han disminuido en un 28%. solucionesenergeticas@abastible.cl I www.abastible.cl

“Abastible ha sido nuestro socio estratégico en temas energéticos desde el inicio en Kross, ya que a través de su asesoría experta y acompañamiento permanente, nos ha permitido conocer las oportunidades de ahorro energético, ayudándonos a eficientar nuestros procesos productivos con una mirada de energía renovable. Además, la propuesta nos permitió robustecer nuestro programa de sustentabilidad que estamos trabajando hace ya 4 años, cuidando así el ecosistema del Valle de Curacaví”, explica José Tomás Infante, Co Fundador y Gerente General de Cervecería Kross. El gerente Comercial de Granel y Soluciones Energéticas de Abastible, Ignacio Mackenna, explica que, “como compañía nos hemos posicionado como un actor relevante en el escenario de la transición energética que vive el país, asesorando e implementando proyectos de eficiencia energética que contemplan suministro eléctrico sustentable y permiten conseguir procesos productivos con menos emisiones y mayor productividad”. Otra experiencia interesante de asociación energética es con SWT, empresa que produce extractos de Stevia para la industria de alimentos, a través de un proceso único que permite purificar las hojas de stevia utilizando solo agua en su procesamiento, sin el uso de solventes orgánicos como alcohol o procesos químicos agresivos. “Existe un cambio a nivel global en la forma de enfrentar los procesos industriales con el cual buscamos alternativas de menor impacto ambiental que puedan ser sostenibles en el tiempo. Y como parte de nuestra visión de negocio la energía renovable es una de nuestras prioridades”, enfatiza John Alarcón cofundador de SWT. Ante ese requerimiento, la industria encontró en Abastible el partner energético indicado para continuar desarrollando su Política de Sostenibilidad que busca reducir continuamente su impacto ambiental e ir a la vanguardia de las regulaciones más exigentes. El proyecto desarrollado entre SWT y Abastible asegura la provisión de suministro eléctrico 100% renovable lo cual ha permitido a la compañía reducir sus emisiones de CO2 y certificar la procedencia renovable de su energía eléctrica, obteniendo el International Renewable Energy Certificate (I-REC).

Energía

PLAN ANUAL

Las 12 normas técnicas Foto: Gentileza Enorchile.

en las que trabaja la Comisión Nacional de Energía

Consumo eléctrico nocturno en Santiago:

Estas se enmarcan en la Coordinación y Operación del Sistema Eléctrico Nacional son las más relevantes y forman parte del reglamento sobre esta materia que corresponde a la Ley de Transmisión de 2016, además de otras que se deben modificar y que dicen relación con la conexión y operación de PMGD. DOCE SON LAS NORMAS TÉCNICAS en las que trabaja durante este año la Comisión Nacional de Energía (CNE), dentro de las cuales las más relevantes son aquellas que se refieren a la de Coordinación y Operación del Sistema Eléctrico Nacional, la que contempla cinco procedimientos en curso. También están en proceso las modificaciones de Normas Técnicas vigentes, como la que dice re-

lación con la “Programación y Coordinación de la Operación de Unidades que utilicen Gas Natural Regasificado” y el desarrollo de la “Modificación de la Norma Técnica de Conexión y Operación de PMGD en Instalaciones de Media Tensión”, según señala a ELECTRICIDAD el secretario ejecutivo del organismo regulador, José Venegas. Este trabajo se enmarca en el Plan Normativo Anual para la elaboración y desarrollo de la normativa técnica correspondiente 2021, según la Resolución Exenta N°471, del 15 de diciembre de 2020 y publicada el sábado 19 de diciembre en el Diario Oficial. Como una forma de facilitar el seguimiento del Plan Normativo, la CNE mantendrá publicada y actualizada esta información en su sitio web www.cne.cl. www.revistaelectricidad.cl | Mayo 2021 | Nº254

CALENDARIO CONFERENCIAS ONLINE

2021

FOROSUR Miércoles 07 de julio www.forosur.cl

2021

FOROLITIO Martes 10 de agosto www.forolitio.cl

AQUAFORUM PATAGONIA Martes 17 y Miércoles 18 de agosto wwwaquaforum.cl

AQUAFORUM PUERTO MONTT octubre www.aquaforum.cl

2021

FORONOR Miércoles 06 de octubre www.foronor.cl

ELECGAS Miércoles 17 de noviembre www.elecgas.cl

conferenciasyferias@b2bmg.cl

Energía

Próximas a su dictación Tres son las Normas Técnicas que ya finalizaron la etapa de consulta pública y se encuentran en elaboración del Informe Consolidado de Respuestas a las observaciones recibidas en las consultas públicas respectivas. Estas normas son: - Elaboración de la Norma Técnica de Coordinación y Operación, capítulo Transferencias Económicas. - Elaboración de la Norma Técnica de Coordinación y Operación, capítulo Cálculo de Costos Marginales.

- Elaboración de la Norma Técnica de Coordinación y Operación del Sistema Eléctrico Nacional, capítulo funciones de Control y Despacho. - Modificación de la Norma Técnica para la programación y coordinación de la operación de las unidades que utilicen Gas Natural Regasificado, donde se aborda la temática del llamado gas inflexible. La CNE presentó el 29 de enero al Comité Consultivo Especial una propuesta preliminar y está analizando los comentarios del Comité.

- Elaboración de la Norma Técnica de Coordinación y Operación, capítulo Programación de la Operación Grupo 1.

Otras normas en desarrollo

Este último procedimiento finalizó su consulta pública el martes 27 de abril.

- Modificación del Anexo Técnico Requisitos Técnicos Mínimos de Instalaciones que se interconectan con el Sistema Interconectado.

Estos tres procedimientos normativos se relacionan con el Reglamento de Coordinación y Operación del Sistema Eléctrico Nacional, aprobado en diciembre de 2019, que pertenece a la Ley de Transmisión de 2016, donde se contienen las disposiciones aplicables a la programación de la operación que deba efectuar el Coordinador Eléctrico Nacional de los Sistemas Medianos.

Otros procedimientos normativos que este año iniciarán su desarrollo son:

- Modificación de la Norma Técnica de Conexión y Operación de Equipamiento de Generación en Baja Tensión. - Modificación Norma Técnica de Conexión y Operación de PMGD.

Desarrollo de proyecto de norma previa a consulta pública

- Elaboración Anexo Técnico Requisitos Sísmicos para Instalaciones Eléctricas de Alta Tensión, perteneciente a la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio.

De acuerdo con el Plan Normativo Anual de la CNE, estipulado en la Resolución 471 de diciembre de 2020, cinco procedimientos se encuentran en desarrollo previo a la consulta pública:

Los principales cambios dentro del plan normativo de este año se relacionan con la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NTSyCS) en dos puntos:

- Elaboración de la Norma Técnica de Coordinación y Operación, capítulo Declaración de Costos Variables.

- Revisión artículo 5-5 de la NTSyCS.

- Elaboración de la Norma Técnica de Coordinación y Operación, capítulo programación de la Operación, Grupo 2. - Modificación de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio, abordando dos modificaciones: - Revisión artículo 4-29. - Exigencias mínimas para diseño de centrales eólicas y fotovoltaicas.

- Evaluación y revisión de los Anexos Técnicos de la NTSyCS. El secretario ejecutivo de la CNE destaca que “a pesar de la situación de pandemia, la Comisión ha seguido trabajando en la actualización de las normativas técnicas comprometidas en el Plan anual, lo que permitirá seguir modernizando nuestra regulación energética, dando mayor claridad a las empresas y, en definitiva, mejorando el servicio de energía a las familias”. www.revistaelectricidad.cl | Mayo 2021 | Nº254

Región del Bíobío

Foto: Gentileza Mainstream Renewable Power.

Potencia Regional

Construcción del parque eólico Alena.

INVERSIONES

Región del Biobío:

avanzando al mix hidroeléctrico-eólico Es el territorio de mayor capacidad instalada en centrales hidráulicas del país y en los últimos años está abriendo la puerta a varios proyectos de energía eólica, preparándose para llegar a casi 600 MW con esta tecnología a 2024. ES LA SEGUNDA REGIÓN CON MAYOR capacidad instalada en el Sistema Eléctrico Nacional después de Antofagasta, con la mayor presencia de centrales hidroeléctricas en el país: se trata del Biobío que también ha puesto sus ojos en el desarrollo de la energía eólica, donde se registran seis proyectos en construcción, los cuales incorporarán más de 419 MW de potencia instalada, con lo cual la zona quedará con casi 600 MW de esta tecnología a 2024. La región poco a poco ha incorporado esta tecnología en su mix de generación, dejando atrás la

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construcción de grandes proyectos hidroeléctricos, aunque sigue construyéndose pequeñas centrales hidráulicas, menores a 9 MW. Actualmente la región presenta 4.753 MW de capacidad instalada, albergados en 77 Centrales de Generación, de las cuales 33 son Termoeléctricas que totalizan 1.748,30 MW; 31 son Hidroeléctricas de 2.833,73 MW; 12 corresponden a parques eólicos que almacenan 170,20 MW, y una central solar fotovoltaica de 2,63 MW, de acuerdo con los datos del Coordinador Eléctrico Nacional. En transmisión, Biobío es la tercera región con mayor capacidad instalada, detrás de Antofagasta y la Región Metropolitana, pues registra 12.827,50 MVA, con 117 subestaciones eléctricas y 28 líneas de transmisión, sumando 560,38 kilómetros de extensión, de los cuales 364,23 kilómetros están en 220 kV; 49,04 km en 154 kV y 147,11 en 66 kV. También es la zona que tiene un mayor desarrollo

Potencia Regional

en redes de distribución, con 621.434 clientes regulados, de los cuales, 420.138 pertenecen a la empresa CGE; 162.391 a Frontel; 26.009 a Coopelan; 11.243 a Coelcha y 1.653 a Copelec, según los datos de la Comisión Nacional de Energía (CNE). Por su parte, el número de clientes libres llega a 27 empresas, de las cuales 21 pertenecen al sector industrial, dos al comercio, dos del rubro energético, una del minero y otra del transporte.

Los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) ubicados en la zona también anotan un crecimiento sostenido, llegando a 109 MW de potencia instalada, contando con la mayor cantidad de proyectos eólicos en el país, bajo esta categoría, como se indica en los reportes mensuales sectoriales que elabora el Coordinador Eléctrico Nacional.

Parque Eólico Alena, de 84 MW. Pero la principal iniciativa energética que se pondrá en marcha durante el año es la Modernización Ampliación Planta Arauco (MAPA) de la empresa Arauco, que contempla una inversión de US$400 millones, con una capacidad instalada de 166 MW, proveniente de biomasa forestal. Esta empresa también ingresó a evaluación ambiental el proyecto eólico Viento Sur, que considera una capacidad instalada de 215 MW, con una inversión estimada de US$250 millones. Foto: Gentileza Ministerio de Energía.

El desarrollo de proyectos de generación distribuida, especialmente de Net Billing, consigna 491 instalaciones que totalizan 3,3 MW de capacidad instalada, según señala el Centro de Informaciones de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera A.G.).

Región del Bíobío

Proyectos en construcción Los 14 proyectos en construcción dentro del territorio suman 622 MW de capacidad instalada, los cuales tienen previsto entrar en operaciones en el sistema eléctrico local, entre el presente año y 2024, totalizan una inversión de US$1.122 millones, según indican los datos del boletín del mercado eléctrico de Generadoras de Chile. Las seis iniciativas eólicas son las que encabezan esta lista, con 419,1 MW de capacidad instalada, las cuales entrarán en operaciones durante el presente año, de acuerdo con los datos que maneja el Ministerio de Energía. El parque de mayor tamaño es Los Olmos, que construye AES Gener, con 100 MW, a los que se suman otras dos centrales que construye la empresa generadora: Campo Lindo (81,7 MW) y Mesamávida (60 MW). El desarrollador alemán WPD también está avanzando con dos proyectos: Lomas de Duqueco (57,4 MW) y Negrete Etapa I (36 MW). Por su lado, Mainstream Renewable Power levanta el

Parque eólico Negrete de la empresa WPD.

En calificación Según los datos del Servicio de Evaluación Ambiental (SEA), la Región del Biobío cuenta con 23 proyectos de energía que actualmente se encuentran en calificación ambiental, los cuales contemplan una inversión total de US$1.893 millones. Del mismo modo, al primer trimestre de este año, el territorio anota tres proyectos ingresados que suman US$344 millones, mientras que en lo que va de 2021 tiene una iniciativa aprobada por US$12 millones de inversión. En abril, la región registró tres proyectos que entraron a calificación ambiental: Minicentral El Portal, de 1 MW; Parque Fotovoltaico Alcázar Solar, de 9 MW, y el parque eólico San Martín, de 107,7 MW, que considera una inversión de US$224 millones. www.revistaelectricidad.cl | Mayo 2021 | Nº254

Foto: Gentileza Schneider Electric.

HITACHI ABB POWER GRIDS LANZA ECONIQ:

ADQUIERE NUEVA MÁQUINA CORTADORA SOLUCIONES EXCEPCIONALES PARA EL MEDIOAMBIENTE DE NÚCLEOS DE TRANSFORMADORES ejemplola unidad de negocio de Alto Voltaje ha anunciado el uso de un gas de aislamiento alternativo que cambia las reglas del juego para los alto voltaje, acelerando la Thierry Chamayou, Country president; Gustavoequipos Jaramillo,de Industry director, y Rafael Segrera, South America Zoneadopción president. de una solución industrial ecoeficiente estándar para el hexafluoruro de azufre (SF6). Foto: Gentileza Hitachi ABB Power Grids

Hitachi ABB Power Grids lanzó EconiQ, su portafolio de productos, servicios y soluciones que ofrecer un rendimiento medioambiental excepcional, con lo cual refuerza el compromiso con un futuro energético neutro en carbono.

Foto: Gentileza Rhona.

MERCADO MERCADO ELÉCTRICO ELÉCTRICO

Rhona

SCHNEIDER ELECTRIC

Hitachi ABB Power Grids ha estaAl no contener SF6, el portafolio de do invirtiendo constantemente para Alto Voltaje de EconiQ reemplaza a abordar la creciente demanda de solos productos AirPlus de la Comluciones ecoeficientes de sus clientes pañía, habiéndose demostrado que reduce a más de la mitad las y socios, la cual está directamente relacionada con los objetivos de De la marca italiana L.A.E., la compañía de fabride CO2 el ciclo de vida. de la minería descarbonización, combinados con el aumento en el consumo mundial Analizar lasemisiones oportunidades y losdurante retos todo Catastro de Inversiones cación de equipamiento eléctrico, Rhona, adquirió de del la transformación digital en la chilena para el periodo 2018-2027, de electricidad, lo que se duplicará pasando una nueva máquina de corte de acerosignificativamente, magnético “Junto con nuestros clientes y socios, estamos co-creando soluciones minería fue uno de los principales de Cochilco. para 20%núcleos a másde deltransformadores. 40% de la demanda total de energía para 2050, innovadoras para acelerar la transición hacia un futuro energético objetivos de “Innovation Day: Digital de acuerdo condiseñado sus estimaciones. La jornada más Power de 200 sostenible”, Claudio Facchin, CEO dereunió Hitachia ABB Grids. Este equipo está y fabricado para realizar Mining Santiago 2019”,dijo organizado clientes, proveedores y colaboradoun tipo de corte denominado “Step Lap” (hasta un pora Schneider Electric, donde se reEl portafolio de EconiQ de la empresa tiene un diseño orientado la “Ahora más que nunca, se res, necesitan pioneras,loscomo quienestecnologías también conocieron ancho de chapa de 450 mm), contando para ello unieron más de 35 especialistas del sostenibilidad para ofrecer un rendimiento superior el portafolio ecoeficiente de productos EconiQ, para avanzar hacia sistema y soluciones de laun platacon la última tecnología en CNC, de acuerdomedioambiental a lo sector, ocho expertos internacionales en comparación con las soluciones convencionales, donde –por energético neutro en carbono”, planteó el ejecutivo. forma EcoStruxure para la minería, informado por la empresa. y los máximos referentes de la miminerales y metales. Adicionalmente nería nacional. Carlo Savoy, gerente industrial de Rhona, explica estuvieron presentes con sus soque las características de esta máquina les permiten Gustavo Jaramillo, director de Indus- luciones partners estratégicos de fabricar núcleos para transformadores de distribución, trias de Schneider Electric, destacó el Schneider Electric como son Eecol, de media potencia y de poder. “Este equipo tiene evento, pues las tecnologías digitales Bermat, Krontec, Arelec, ElectraFK muchas ventajas, destacándose la rapidez de corte “nos ayudarán a transformarnos y a y Dartel. y armado, un mejor aprovechamiento de material y dar un gran paso para optimizar y Jay Abdallah, Global Director of lo más importante, una disminución de pérdidas con administrar eficientemente nuestros Cybersecurity Solutions Schneider respecto al corte tradicional”, explica el especialista. activos, mejorar nuestro rendimiento Electric, expuso sobre ciberseguridad Los usuarios de vehículos eléctricos podrán ingresar a las salas forma continua la infraestructura de carga eléctrica del país -como es y lograr la excelencia operativa”. Asimismo, el ejecutivo de Rhona enfatiza que esta en la minería, recalcando la oportunide venta de Aventura Motors para cargarlos usando la App Copec en este caso, al asociarnos con empresas del rubro automotrizmáquina cortadora es la primera en su tipo en nuesA su juicio, la industria minera en dad que tienen las organizaciones depara tro país. luego “Contardecon tecnología nos permitirá Voltex, queesta instalaran nuevos puntos de carga pública de así favorecer el uso creciente de vehículos eléctricos”. Chile tiene grandes oportunidades mejorar su productividad y mejorar mejorar loskW plazos de entrega a nuestros hasta 22 en las comunas de Colinaclientes, y Vitacura. por su cartera de proyectos −la más sus resultados financieros, por lo que El ejecutivo precisó que “al día de hoy hemos logrado cubrir con ya que la ejecución de los núcleos será más rápida, alta de los últimos tres años− donde destacó las funciones de EcoStruxure Francisco Larrondo, gerente general de Copec nuestra red de carga pública de 1.400 kilómetros a ylolalargo así como también entregar transformadores con Voltex, explicó seque consideran 44 iniciativas por más enmás materia de automatización menos pérdidassesin carga oendel porcomo lo empresa sedeestá esta iniciativa enmarca el núcleo impulsoy,que Chile, y esperamos con estas iniciativas de instalación de de potencia. US$65demil millones, según elque, conectividad tanto, contribuir a la eficiencia energética de“Tenemos nuestras el compromiso de puntos de carga en espacios públicos, las personas puedan contar dando a la electromovilidad en el país: redes de distribución y transmisión”, concluye Savoy. con carga para sus vehículos estén donde estén”. contribuir a la movilidad sustentable de las personas, fortaleciendo de

ABORDÓ GESTIÓN DE LA ENERGÍA EN DIGITALIZACIÓN DEL SECTOR MINERO

ELECTROMOVILIDAD: COPEC VOLTEX INSTALA NUEVOS PUNTOS DE CARGA EN SECTOR COMERCIAL

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. Transformadores TUSAN Avda. Gladys Marín 6030, Estación Central Fono: +56 2 2779 7636 · Ventas: +56 2 2748 1621/25 · Fax: +56 2 2748 1625 · www.tusan.cl · E-mail: ventas@tusan.cl

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REICH INGENIERÍA: EN MÁS DE 30 AÑOS HA DESARROLLADO MÁS DE 600 PROYECTOS DE ENERGÍAS RENOVABLES En más de 30 años de trayectoria en el desarrollo de proyectos, estudios eléctricos y de regulación, tanto a nivel nacional como internacional, la empresa Reich Ingeniería ha realizado, según destaca Marta Baraona, directora y fundadora de la compañía, junto a su esposo Federico Reich. La ejecutiva también resalta la experiencia y dedicación de un calificado equipo compuesto por más de 50 ingenieros civiles eléctricos y estructurales, proyectistas y dibujantes, entre otros profesionales del área.

MERCADO ELÉCTRICO

DESIGNACIONES ACEN Sebastián Novoa fue elegido presidente de la Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN). Es ingeniero civil electrónico de la Universidad Santa María, además de ser magíster en ingeniería eléctrica en sistema de potencia de Escuela Politécnica de la Universidad de Sao Paulo y tener un MBA de la Universidad Adolfo Ibáñez. Es director ejecutivo de Ecom Energía.

Acesol Aura Rearte asumió como directora de Estudios y Regulación de la Asociación Chilena de Energía Solar (Acesol). La ejecutiva es ingeniera civil electricista de la Universidad Técnica Federico Santa María. Trabajó en la Comisión Nacional de Energía y es mentora en el programa Women in Power organizado por la IEEE y embajadora del World Energy Council (WEC Chile).

Enel Chile

Foto: Gentileza Reich Ingeniería.

Monica Girardi se incorporó como directora de Enel Chile. La ejecutiva posee un título “Summa cum laude” en Administración de Negocios de la Universidad Luigi Bocconi de Milán. También es gerente Relación con Inversionistas del Grupo. Ha trabajado en Unicredit Group, JPMorgan y Lehman Brothers.

Ello es compartido por José Ignacio Serrano, gerente general de Reich Ingeniería, quien indica que “apoyamos a nuestros clientes desde el inicio, buscando alternativas de conexión para sus proyectos, y les preparamos la información que requieren para presentar ante organismos como el Coordinador Eléctrico Nacional, la Comisión Nacional de Energía o algún tercero”. La asesoría integral que presta la firma va desde desarrollo de estudios de factibilidad de conexión, donde evalúa las alternativas técnico-económicas para determinar el mejor punto de inyección, hasta las distintas etapas que tiene un proyecto de transmisión. También ofrece soporte a la ingeniería que requieren las empresas para cumplir con las tramitaciones ambientales, solicitar las conexiones y las concesiones eléctricas. Reichi Ingeniería ha realizado servicios de consultoría en estudios de tarificación del sistema troncal, elaboración de especificaciones técnicas, bibliotecas de datos y revisión de ofertas técnicas para el Coordinador Eléctrico Nacional, aprovechando el know how adquirido. Serrano afirma que han apoyado a la Comisión Nacional de Energía en la generación de anexos técnicos, y al Ministerio de Energía en la determinación de los requerimientos y necesidades para definir las nuevas franjas de servidumbre. La firma estuvo presente, por ejemplo, en el aumento de capacidad de Alto Jahuel-Lo Aguirre, efectuado en conjunto con Power China, línea de 500 Kv que atraviesa la Región Metropolitana y que interconecta dos de las subestaciones más importantes del Sistema Eléctrico Nacional.

H2 Chile Olivia Heuts fue elegida vicepresidenta de la Asociación Chilena de Hidrógeno (H2 Chile). Es economista de la Universidad Católica de Lovaina de Bélgica. Hace 12 años trabaja en Colbún, donde actualmente desempeña el cargo de Gerente de Desarrollo.

SEC Mariano Corral asumió como jefe de la División de Ingeniería de Electricidad de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC). Es ingeniero civil eléctrico de la Universidad Católica de Valparaíso, magíster en Economía Energética de la Universidad Santa María y tiene un Diplomado en Administración de Contratos de la Universidad Católica de Chile.

WEC Chile Constanza Pizarro fue elegida presidenta de WEC Chile. Es periodista de la Universidad Diego Portales. Actualmente es la directora de Comunicaciones de Generadoras de Chile y anteriormente fue gerenta de Asuntos Corporativos y RSE de Latam Cargo, y gerenta de Comunicaciones de Fondo Esperanza.

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Índice Avisadores

ABB S.A.

Abastible S.A. Bac Ingenieros CM3Energia ABB Power Grids Chile S.A.

Tapa Cuatro

12 30

36 Tapa Cuatro

CMI Universidad de Chile

Conecta Ingeniería S.A.

Calendario Conferencias B2B 2021

Conferencias Eléctricas B2B 2021 Editec Ferias y Conferencias

Electricidad Newsletter Elecgas 2019

12 32

Tapa Tres Tapa Tres

Engie Energia Chile S.A. Exponor 2019

INACAL S.A.

Foro Apemec 2019

Informe Técnico Electricidad Forosur 2019

Inteligencia Inteligenciade de Mercados Mercados Catastro de Proyectos Mineros 2020-2029 RHONA S.A.

2 22

Tapa Dos

Tapa34Dos 2

Transformadores Tusan S.A.

UNHOLSTER S.A.

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