JUNIO
255 2021 | Año 30 www.revistaei.cl
Chile: la cuna del
hidrógeno verde de la región
Entrevista Central: La visión de Acesol sobre el panorama regulatorio
Revolución PMGD: En cinco meses ingresaron 150 proyectos a evaluación ambiental
Bombas de calor: una opción para avanzar en carbono neutralidad
¡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
Chile: la cuna del hidrógeno verde en la región
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Energía
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Editorial
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Columna de Opinión Javier Bustos, director ejecutivo de Acenor A.G.
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Columna de Opinión Arturo Brandt, master of Law in Environmental Laws – Vermont Law School
JUNIO
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Bombas de calor: una opción para avanzar en carbono neutralidad
40 Análisis
Informe Técnico Cómo las nuevas tecnologías se tomaron el mantenimiento
Columna de Opinión Constanza Pizarro, presidenta de WEC Chile
36 Energía
Informe Técnico El rol de las salas eléctricas en proyectos de microrredes
Revolución PMGD: En cinco meses ingresaron 150 proyectos a evaluación ambiental
32 Visión Experta La importancia crucial del modelamiento en la transición energética
Entrevista Central Carlos Cabrera y Aura Rearte, presidente y directora de Estudios y Regulación de Acesol A.G.
Foto: Archivo B2B Media Group
Foto: Archivo B2B Media Group
Sumario
Planificación Energética de Largo Plazo: Proyectando la transición energética de Chile
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Potencia Regional Coquimbo: región emblemática en energía eólica abre paso a proyectos solares
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Mercado Eléctrico
Nº 255 | JUNIO 2021 | Revista Electricidad | ISSN 0717-1641
2021 | Año 30 www.revistaei.cl
Consejo Editorial: Verónica Cortez, Carlos Barría, Paola Hartung, Vinka Hildebrandt, María Consuelo Mengual, Mauricio Osses, Andrés Salgado, Francisco Sánchez, Rodrigo La Fuente.
Chile: la cuna del
hidrógeno verde de la región
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 Central: La visión de Acesol sobre el panorama regulatorio
Revolución PMGD: En cinco meses ingresaron 150 proyectos a evaluación ambiental
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
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Bombas de calor: una opción para avanzar en carbono neutralidad
Instalaciones de carga de combustible con hidrógeno en Alemania. Foto: Gentileza GIZ en Chile.
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Desencadenando la revolución del hidrógeno verde.
Ahora es el momento de lograr la neutralidad de carbono para 2050. Chile tiene un fuerte compromiso medioambiental, y el hidrógeno verde permitirá descarbonizar la economía aún más rápido. Con nuestros socios en Chile y las mejores soluciones en energía eólica, en Siemens Gamesa estamos preparados para dar ese gran paso para convertir al país en un referente del hidrógeno verde y avanzar para hacer realidad esta revolución. El hidrógeno verde amplifica el valor de las energías renovables. Siemens Gamesa: desencadenando la revolución del hidrógeno verde.
Editorial
Las prioritarias tareas
que debe enfrentar la transmisión EL PRESENTE Y EL FUTURO DE LA TRANSMISIÓN siguen siendo
El aterrizaje del reglamento es la tarea inmediata que deben
un eje central en el debate del sector energético, con varias las
realizar las empresas eléctricas para viabilizar soluciones de
aristas de preocupación en la industria, las cuales se concentran
conexión con los nuevos requisitos establecidos en este, a fin
en los tiempos de tramitación de proyectos, en el contexto de
de que puedan materializar el desarrollo de proyectos, pensando
la creciente presión que genera la cada vez mayor conexión de
en que el proceso de descarbonización y el retiro de centrales a
centrales generadoras de energía renovable, solar y eólica, en
carbón también presiona para fortalecer el sistema de transmisión
determinados puntos del Sistema Eléctrico Nacional.
en ciertos puntos del sistema eléctrico.
Actualmente hay en construcción 39 proyectos de transmisión, entre líneas y subestaciones, mientras que durante 2020 ingresaron a evaluación ambiental 27 iniciativas, que suman 999 kilómetros de extensión.
El aterrizaje del reglamento es la tarea inmediata que deben realizar las empresas eléctricas para viabilizar soluciones de conexión con los nuevos requisitos establecidos en este.
Agilizar los tiempos de tramitación de las conexiones es de vital importancia para el éxito de este proceso, ya que es necesario considerar que se requiere de un constante crecimiento de la infraestructura de transmisión, acorde al aumento de la demanda
Un nuevo capítulo en el quehacer de este segmento de la industria
eléctrica para los próximos años.
es la publicación del reglamento de los sistemas de transmisión y de planificación de la transmisión, donde se establecen las
También se debe tomar en cuenta la gran apuesta que significa
disposiciones aplicables al régimen de acceso abierto y al proceso
la licitación y adjudicación de la línea HVDC Kimal-Lo Aguirre,
de licitación de las obras de expansión, entre otras materias.
pues la industria sabe que se requiere seguir avanzando en redes de alta tensión dentro de los próximos siete años, paralelamente
A juicio de los actores del sector, esta normativa introduce mejoras
a la construcción de esta iniciativa, para lo cual se levantan
al proceso de conexión de proyectos, junto a la obligación de
alarmas y dudas respecto a su concreción.
entrega de garantías por parte de terceros e incorporar pasos a lo que debe sujetarse el Coordinador Eléctrico Nacional,
Es así como, bajo este panorama, los trabajos del Plan de
organismo que también ahora tiene mayor atribuciones para
Fortalecimiento de la Transmisión cobran una importancia de
garantizar el acceso abierto, entre otros puntos. Sin perjuicio de
primera línea para seguir despejando lo que se viene para este
lo anterior, también se levantan voces críticas pues la suma de
segmento, por lo que las soluciones que se vayan dando en esta
soluciones casuísticas aleja la expectativa de que los procesos
instancia deben estar acopladas con el avance de los planes de
de planificación y expansión de la red permitan que el desarrollo
expansión de la transmisión y en la nueva planificación energética
de la transmisión se adelante al desarrollo de la generación.
de largo plazo que están en marcha. www.revistaei.cl | Junio 2021 | Nº255
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Reportaje Central
PASO A PASO
Chile: la cuna del
hidrógeno verde en la región
A una nueva etapa de desarrollo se alista a entrar el país, a partir de la aprobación ambiental del proyecto HIF en Magallanes, que espera iniciar su producción durante el próximo año. Otras iniciativas de gran escala están en estudios de factibilidad, mientras que ya están disponibles resultados para aplicaciones a escala local, en una carrera que pretender ser ganada por el país.
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Foto: Gentileza: GIZ en Chile.
Reportaje Central
EL HIDRÓGENO VERDE (H2V) prepara su camino para materializar sus primeros proyectos en el país, buscando ser el primero en la región en producir este recurso mediante energías renovables, en una carrera que pretende ser liderada por el territorio de Magallanes, donde se aprobó la iniciativa del Consorcio Highly Innovative Fuels (HIF) para construir una planta destinada la producción de eCombustibles, una turbina eólica de 3,4 MW y una línea de transmisión de respaldo de 13 kV. Su inicio de construcción está previsto para fines de este año. Pero también existen proyectos a escala local, los cuales ya cuentan con sus primeros resultados en cuanto al costo de producción de hidrógeno mediante energía solar fotovoltaica, según los datos dados a conocer por el Programa de Energías Renovables y Eficiencia Energética de la GIZ en Chile.
Pasos El desarrollo de estas iniciativas supone el paso a una nueva etapa en torno a este recurso energético. Max Correa, jefe de la División de Combustibles y Nuevos Energéticos del Ministerio de Energía, destaca los anuncios de proyectos de pequeña escala, como el uso de hidrógeno en grúas horquillas en empresas mineras y centros de distribución, además de otros de mayor tamaño. Durante el encuentro “Oportunidades y Desafíos del Hidrógeno Verde en Chile y el Mundo”, realizado por el Consejo Mundial de la Energía (WEC Chile), el especialista afirmó que la cartera prepara “un proyecto de Ley, que está prácticamente listo, para cubrir la obligación de una cuota de gas en las áreas de concesión. Ya lo hemos hablado con las empresas y estamos afinando los últimos detalles”, sostiene. Esta medida es vista por el Ministerio de Energía, la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) y la Comisión Nacional de Energía (CNE). “En inyección (de hidrógeno) en redes de gas, hay un proyecto en reserva, pero que está avanzadísimo, al cual lo estamos ayudando www.revistaei.cl | Junio 2021 | Nº255
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Reportaje Central
Foto: Gentileza GIZ en Chile.
A su juicio, estos subsidios pueden ser otorgados a empresas individuales, o consorcios. “Estos programas han sido habituales en Corfo y se podrían lanzar este año con presupuesto de 2022, para apoyar innovación de proveedores con alto impacto en el país. Se han identificado iniciativas vinculadas a la minería, salmonicultura, forestal y celulosa, agro industria e industria de alimentos y sectores proveedores de dichas industrias, como siderurgia, cemento y cal, logística entre otras”. En tercer lugar, menciona iniciativas de hubs territoriales en torno a zonas portuarias para compartir infraestructura de H2V con el sector logístico y empresas industriales en el entorno.
desde el Ministerio con el tema de los permisos y de la regulación. No solo en el norte, en Antofagasta y Magallanes, sino que en otras partes del país, en el Biobío y en Los Lagos, hay iniciativas en distintos tamaños, para distintos usos y aplicaciones”, agrega.
“Primero están las pilotaje, con tecnologías conocidas, con inversión de decenas de millones de dólares que van a postular a la convocatoria de Corfo con una escala de al menos 10 MW de capacidad de electrolizadores. Aquí hay proyectos de amoniaco verde, combustibles limpios entre otros. En segundo lugar, diferentes proveedores y empresas exportadoras han identificado casos de uso que requieren un esfuerzo de integración y desarrollo tecnológico, para acometerlos en la oportunidad que esperamos, se requieren subsidios a la innovación”. 6
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Foto: Archivo
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Eduardo Bitran, Presidente Club de Innovación, embajador de hidrógeno verde para el Ministerio de Energía y académico de la Universidad Adolfo Ibáñez, destaca este panorama, precisando que desde su rol como embajador de H2V y presidente del Club de Innovación, que organizó la Misión Cavendish, junto a H2 Chile, han identificado tres tipos de iniciativas que se están considerando en el sector privado.
Juan Carlos Olmedo, presidente del Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico Nacional, conociendo instalaciones de combustibles de hidrógeno en Alemania, durante una gira realizada a inicios de año.
Max Correa, jefe de la División de Combustibles y Nuevos Energéticos del Ministerio de Energía.
“Desde el Club de Innovación creemos que los primeros pilotos serán de amoniaco verde y combustibles limpios que incorporan hidrógeno verde con captura de carbono de grandes emisores de CO2. Estos proyectos participarán del llamado de Corfo, que permitirá acelerar procesos de escalamiento. Los proyectos de más de 10 MW de capacidad de electrolizadores también podrían postular al JCM de Japón, institución que compra los créditos de carbono a US$30 la tonelada. Con esta combinación de financiamientos y en algunos eventuales apoyos de gobiernos europeos, esperaríamos que por lo menos se inicien al menos unas tres iniciativas de inversión en el norte de Chile y en Magallanes que permitan generar un aprendizaje industrial que siente las bases para futuros escalamientos”, asevera Bitran. Otra iniciativa que pone sobre la mesa es el desafío que estableció AES Andes (ex AES Gener) en Antofa Innova, que es el torneo de innovación abierta impulsado por el Club de Innovación, para desarrollar un mecanismo que permita la trazabilidad y certificación de la producción de hidrógeno verde. Según Bitran, esta certificación “nos ayudará a no sólo verificar la procedencia del hidrógeno verde chileno, sino también a ser competitivos a nivel internacional. Los emprendedores e innovadores interesados en llevar a cabo este proceso, que será financiado por la empresa en cuestión”.
Reportaje Central
Contempla operar en base a fuentes renovables para energizar la planta productora de hidrógeno, a través de un electrolizador. En una primera etapa tendrá un piloto de 36 MW de energía solar que prevé ponerse en marcha en 2024, para posteriormente entrar a una mayor fase de desarrollo, con una capacidad instalada de 2.000 MW en fuentes renovables, que estaría en operaciones antes de 2030, proyectando producir entre 18.000 y 700.000 toneladas de amoníaco al año.
Club de Inn ov . ión ac
Tres proyectos de mayor envergadura son los que actualmente están en el radar del Ministerio de Energía. El primero es HyEx, perteneciente a Engie Chile y la Empresa Nacional de Explosivos (Enaex), para producir hidrógeno mediante energía solar y así desarrollar amoníaco verde en la Región de Antofagasta, destinado a la planta de explosivos de la segunda empresa, cuyos principales clientes están en el sector minero.
Foto: Gentileza
Eduardo Bitran, Presidente Club de Innovación, embajador de hidrógeno verde para el Ministerio de Energía y académico de la Universidad Adolfo Ibáñez.
Infraestructura en una planta de hidrógeno emplazada en Alemania.
Asunción Borrás, vicepresidenta de Desarrollo de Negocio H2 BU de Engie, señala que este proyecto presenta más de un desafío. “Es muy complicado hacer el proyecto a gran escala directamente, porque no hay disponibilidad de equipos de electrólisis para tener una capacidad de 2.000 MW, considerando que actualmente la fábrica más grande de electrolizadores del mundo puede hacer hasta 1 GW al año y nosotros necesitamos 2 GW para un solo proyecto, por lo que es muy complicado pasar a esta fase de gran escala en el corto plazo”, precisa. “Otro tema es que se necesitan precios de electricidad suficientemente competitivos. Si bien los precios solares fotovoltaicos son competitivos, se necesita electricidad de las redes por más horas al día, porque los equipos de Haber Bosch que producen el amoníaco no están diseñados para tener una operación muy flexible, específicamente para detenerse por 16 horas, por lo que este desafío tecnológico es lo que queremos probar con la primera fase de Foto: Gentileza GIZ en Chile.
Grandes proyectos
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Reportaje Central
Proyecto HIF: “Esperamos que para 2030 la producción en Magallanes sea similar a todo el consumo de bencina de Chile”
¿Cuáles son las características técnicas del proyecto de HIF en Magallanes? El principal diferenciador de este proyecto es su producto final: a partir de hidrógeno verde y energía eólica se producirá metanol carbono neutral y luego un eCombustible también carbono neutral, que puede reemplazar directamente a la gasolina convencional (de fuentes fósiles), sin necesidad de transformar los motores de los vehículos actualmente en circulación, logística de almacenamiento y distribución. Es un cambio radical para toda la industria del transporte. La “gracia” de esta tecnología es que permite empaquetar la mejor energía renovable en el mundo y transportarla a los centros de consumo. ¿En qué consiste el proceso de producción a grandes rasgos? Mediante electrólisis, con electricidad generada eólicamente, se separará el oxígeno del hidrógeno presente en el agua. Por medio de un proceso de filtrado se capturará el CO2 presente en la atmósfera, limpiando el aire. Luego se combinará el hidrógeno obtenido de la electrólisis con el CO2 capturado de la atmósfera mediante un proceso de síntesis, produciendo metanol y luego produciremos una gasolina carbono neutral. ¿A qué responde el haber escogido Magallanes para desarrollar el proyecto? Haru Oni, del que HIF es dueño en un 100%, se emplazará en el predio Tehuel Aike en Punta Arenas (Región de Magallanes y la Antártica), aproximadamente 15 kilómetros al norte de Cabo Negro a poca distancia de la Ruta 9. Su ubicación es estratégica, ya que facilitará la recepción de materiales para el proyecto y el despacho de los productos generados (metanol y gasolina sintética). El viento de Magallanes es uno de los mejores del mundo. Las mediciones que hemos hecho durante varios años nos aseguran que el factor de planta será óptimo. ¿Cuáles son los detalles del financiamiento de la iniciativa? La inversión para la planta demostrativa es de US$45 millones, que se han financiado por las distintas empresas que participan en el proyecto (Porsche, Siemens Energy, Enel Green Power, ExxonMobil y Gasco). Además, dada la importancia que podría tener esta industria en la descarbonización, el gobierno alemán aportó cerca de US$10 millones.
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Imagen modelada del proyecto HIF en Magallanes.
¿Cuál es la estimación sobre la producción que se puede alcanzar?
Foto: G entil eza HIF .
En la planta demostrativa se proyecta producir 350 toneladas al año de metanol crudo y 130.000 litros de gasolina al año. Además, en alianza con Gasco, se proyecta producir 16 toneladas anuales de gas licuado carbono neutral a partir de 2022. En paralelo, trabajamos en las fases comerciales, que ampliarán a escalas
Clara Bowman, directora de Highly Innovative Fuels (HIF).
considerables la capacidad de producción de eCombustible. Trabajamos en la ingeniería de detalle, que considerará una planta de 300 MW de energía eólica, para producir unas 140.000 toneladas de metanol en el año, con obras que se espera tener en operación a fines de 2024. Esperamos que para 2030 la producción en Magallanes sea similar a todo el consumo de bencina de Chile, pero más relevante aún es que este combustible contribuye de manera concreta a la descarbonización del planeta. ¿Cuál es el nivel de costos que presenta este proyecto respecto a otros países del hemisferio? La planta demostrativa no es un proyecto 100% comercial, por lo que el precio tiene otros componentes, pero en la medida que escalemos el proyecto irá bajando los costos y seremos competitivos. Chile tiene muchas ventajas que permitirán que los precios sean competitivos. Por ejemplo, en nuestro proyecto el factor de planta de la central eólica es mayor al 70%, la velocidad de los vientos es muy superior a lo que uno ve más al norte, solo estos dos componentes nos aseguran un costo de energía competitivo. Foto: Gentileza HIF.
Positivas son las perspectivas a futuro que tiene Clara Bowman, directora de Highly Innovative Fuels (HIF) respecto al avance que experimenta el proyecto, que obtuvo su Resolución de Calificación Ambiental en mayo pasado, detallando a ELECTRICIDAD las características que tendrá.
Reportaje Central
La segunda iniciativa anunciada por AES Andes (ex AES Gener) y consiste en el uso de agua desalada para la producción de hidrógeno en el norte del país, el cual también pretende ser utilizado en la producción de amoníaco. Según los antecedentes del Ministerio de Energía, “AES desarrollará su proyecto con un socio internacional aún no revelado para suministrar amoníaco verde para el transporte marino”.
Finalmente, está AustrianEnergy, en alianza con Okowind, que considera el uso de energía eólica y agua desalada para la producción de hidrógeno en la Región de Magallanes, el cual también busca producir amoníaco, destinado a fertilizantes, explosivos y su exportación por transporte marítimo. Prevé una capacidad instalada de 1.800 MW de energía eólica, pensando en una producción anual de 850.000 toneladas de amoníaco, con una entrada en operaciones para 2026.
Foto: Archivo
B2B Me dia Gr
Asunción Borrás, vicepresidenta de Desarrollo de Negocio H2 BU de Engie.
Foto: Gent ileza GIZ en Ch il
e.
De acuerdo con el estatus del Ministerio de Energía, “Engie y AES están llevando a cabo estudios de factibilidad. AustrianEnergy está desarrollando la ingeniería conceptual. Ningún proyecto ha ingresado al Servicio de Evaluación Ambiental”.
Instalaciones de hidrógeno en Alemania.
p. ou
Según las estimaciones preliminares, este proyecto contempla 800 MW de potencia instalada mediante energías renovables, para una producción anual de 250.000 toneladas de amoníaco, con una entrada en operaciones prevista para 2025.
Foto: Gentileza Fraunhofer Alemania.
este proyecto y ver cómo se van a comportar estos equipos, con una producción más flexible, además de ir viendo cómo bajar los precios de electricidad y permitir maximizar la producción de amoníaco”, agrega.
Escala local A nivel de escala local, menos a 3 MW de potencia instalada, también se registran avances para materializar estos proyectos, a partir de los estudios realizados por el Programa de Energías
Pablo Tello, asesor de GIZ en Chile.
Renovables y Eficiencia Energética de la GIZ en Chile, donde se determinó cuánto cuesta el hidrógeno instalado en ciertos lugares del país, particularmente en tres empresas ubicadas en la zona centro-norte: Aguas CAP/EPA S.A.; Espinos S.A. y GNA. En estas tres unidades productivas se estudió la integración de la tecnología solar y electrólisis, cuyos resultados fueron mostrados en un webinar organizado por este organismo internacional. Según Pablo Tello, asesor de GIZ en Chile, en el caso de Espinos S.A. ya existía una planta fotovoltaica, de tipo PMGD, para una producción anual de 35.000 kilos de hidrógeno, con dos días de almacenamiento y presión de 200 bar. Aquí se propuso una planta de electrólisis de 1,25 MW, "con lo que el LCOH es US$8,93/ kgH2, pero, dependiendo de variaciones en la configuración (con o sin almacenamiento, pureza del hidrógeno y otros elementos), el valor puede fluctuar entre: US$6,35 y US$9,52/kgH2". “En el caso de Aguas CAP / EPA S.A. se propuso planta FV de 2,9 MW y para una producción diaria de 289 kgH2, con dos días de almacenamiento y presión de 450 (bar), se propuso planta de electrólisis de 2,5 MW con lo que el LCOH es US$11,47/kgH2, pero, dependiendo de variaciones en la configuración (con o sin almacenamiento, pureza del hidrógeno y otros elementos), el valor puede fluctuar entre US$9,69 y US$11,98 kgH2”, sostuvo el especialista. www.revistaei.cl | Junio 2021 | Nº255
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Foto: Gentileza GIZ en Chile.
Reportaje Central
Finalmente, en la experiencia de GNA, se propuso planta fotovoltaica de 2,9 MW, para una producción diaria de 289 kgH2, con dos días de almacenamiento y presión de 450 (bar), planteándose una planta de electrólisis de 1,25 MW, “con lo que el LCOH es US$11,27 /kgH2, pero, dependiendo de variaciones en la configuración (con o sin almacenamiento, pureza del hidrógeno y otros elementos), el valor puede fluctuar entre: US$ 7,8 y US$11,85/ kgH2”. Como cierre, Eduardo Bitran plantea que las perspectivas a futuro en el valor de los electrolizadores apuntan hacia una baja, siendo un aspecto clave para la concreción de más iniciativas en el país. “Hay noticias de proyectos en otras latitudes que estarían permitiendo que la industria de electrolizadores comprometa ofertas de escalas mayores a precios significativamente más bajos que los históricos. Por ejemplo, un productor europeo anunció el año pasado que vendería a la principal empresa de camiones con celda de combustible electrolizadores alcalinos con 10
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Estaciones de servicios con hidrógeno como combustibles.
capacidad para 85 MW a US$30 millones, es decir tan solo US$ 353 por kW, menos de la mitad que tan solo un año atrás. Al parecer, esta industria, que tiene tecnologías desarrolladas a escala industrial hace más cien años, tiene la capacidad de escalar rápidamente, lo que es una buena noticia para Chile dado el potencial disponible”, concluye.
Conclusiones • Chile está dando pasos decisivos para la materialización de los primeros proyectos para producir hidrógeno mediante energías renovables, siendo el proyecto HIF en Magallanes el que lleva la delantera, con una aprobación ambiental, que espera dar construcción a esta iniciativa a fines de esto año o inicios de 2022. • El Ministerio de Energía identifica otros tres proyectos de mayor escala con esta tecnología, dos en el norte y otro en el sur, destinados a la producción de amoniaco, los cuales están en etapa de factibilidad. • A escala local, GIZ determinó los costos de producir hidrógeno con energía solar, a partir de un estudio para tres empresas nacionales, que arrojaron valores de hasta US$12 por kilo de este recurso.
Foto: Archivo B2B Media Group.
Columna de Opinión
Por Javier Bustos, director ejecutivo de la Asociación de Consumidores No Regulados de Energía (Acenor A.G.)
Servicios Complementarios: mayor pago, mismas prestaciones EL FUTURO ENERGÉTICO SERÁ DEFINITIVAMENTE más eléctrico y
régimen, con un reducido número de empresas oferentes y
renovable. Esta es, sin dudas, una buena noticia para el
muchas subastas que terminan desiertas. Las modificaciones
país: podremos aprovechar nuestros recursos y liderar la
regulatorias efectuadas a fines de 2020 e implementadas
transición energética. Pero no debemos perder de vista que
desde enero de este año no parecen haber mejorado estos
este cambio viene aparejado con una variabilidad no antes
números. El promedio mensual de pagos de SSCC en 2020
experimentada tanto en la oferta como en la demanda. La energía renovable variable y las variaciones en la demanda obligan a disponer de Servicios Complementarios (SSCC) que nos permitan complementar el suministro de energía y potencia. En 2016, la ley de
fue de US$11,6 millones. En lo que va
El promedio mensual de pagos de SSCC en 2020 fue de US$11,6 millones. En lo que va de este año ya promedia cerca de los US$19 millones mensuales, remunerado completamente por los clientes.
de este año ya promedia cerca de los US$19 millones mensuales, remunerado completamente por los clientes. Cabe entonces hacerse algunas preguntas: ¿Son éstos los resultados esperados con el cambio legal del 2016? Tras triplicar los pagos de SSCC ¿es el
transmisión introdujo un esquema particular: la energía seguiría un esquema de costos, mientras
sistema eléctrico más seguro o eficiente? ¿se han efectuado
los SSCC podrían ser prestados mediante ofertas. Los pagos
inversiones que justifiquen estos costos? ¿han ingresado
para remunerarlos se efectuarían por la demanda, o bien por
nuevos prestadores de SSCC? Uno de los argumentos al
los generadores a prorrata de la demanda (lo que facilita su
inicio de la aplicación de este régimen era esperar a ver sus
traspaso directo a esta, por cierto).
resultados antes de justificar un cambio. Hoy la evidencia está a la vista.
A un año y medio de operación de este nuevo régimen de SSCC, es posible evaluar los resultados obtenidos. Las
La oportunidad que tenemos como país de aprovechar en
señales no son auspiciosas. A principios de 2020, el pago
beneficio de todos nuestros recursos renovables conlleva la
de SSCC bordeaba US$0,8 por MWh. A inicios de 2021
responsabilidad de que la regulación y las señales al mer-
este mismo pago superó los US$3/MWh. Este aumento
cado sean coherentes y eficientes. El llamado es entonces a
significativo se da en un escenario donde los SSCC son
que se reconozcan los errores de diseño y los corrijamos lo
prestados, casi completamente, por las mismas centrales
antes posible. Sólo así podremos tener un sistema eléctrico
convencionales que estaban presentes antes del cambio de
realmente seguro, eficiente y sostenible.
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Entrevista Central
EVALUACIÓN REGULATORIA DEL SECTOR
“Los Medios
Foto: Gentileza Acesol.
Energéticos Distribuidos no han estado en el foco de nuestra regulación" Carlos Cabrera, presidente, y Aura Rearte, directora de Estudios y Regulación del gremio, revisan con ELECTRICIDAD el crecimiento actual y las perspectivas de la generación distribuida en el país, así como las principales inquietudes regulatorias que preocupan al sector. CATORCE AÑOS SE EXISTENCIA, con 120 asociados son una carta de presentación gravitante para el rol que cumple la Asociación Chilena de Energía Solar (Acesol A.G.) en la industria nacional, especialmente en el desarrollo que anota la generación distribuida, mediante proyectos de generación de pequeña escala (PMG y PMGD) y de Netbilling, cuyo crecimiento ha tomado cada año más fuerza, pasando de 269 MW instalados en 2015 a más de 1.400 MW en la actualidad,
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de acuerdo con los datos del Coordinador Eléctrico Nacional. Dos representantes del gremio, Carlos Cabrera, presidente, y Aura Rearte, directora de Estudios y Regulación, abordan con ELECTRICIDAD la situación actual del sector, así como las perspectivas a futuro y los principales desafíos regulatorios que aprecian. ¿Cuál es el análisis de Acesol sobre la situación actual de la generación distribuida? Carlos Cabrera: Mientras Netbilling y PMGD son dos figuras que tienen un tratamiento regulatorio definido, el autoconsumo sin inyección nace como respuesta a proyectos de mayor capacidad instala-
Entrevista Entrevista Central
solo a clientes regulados, sino que también a clientes libres y por supuesto, eliminar el actual límite de 300 kW.
Foto: Gentileza Acesol.
Aura Rearte: Bajo nuestro esquema de Generación Distribuida (GD), hemos visto un crecimiento, pero todavía no lo suficientemente rápido, considerando el proceso de descarbonización con un proyecto de ley que buscar acelerarla a 2025. Por ello, creemos que no se han realizado los estudios que valoren adecuadamente los beneficios de la GD, ya sea con altos o bajos niveles de penetración y tecnologías de almacenamiento. En este sentido, la autoridad sigue rehuyendo considerar en su estudio del valor agregado de distribución los efectos y realidad de las redes con más 80 MW de Netbilling, más de 1.400 MW de PMGD y más de 17.000 instalaciones de autoconsumo sin inyección. Si el proceso de transición energética se acompaña de incentivos correctos para incrementar la capacidad instalada de los recursos distribuidos, uno de los beneficios sería aliviar el sistema de transmisión y requerir menores obras en el mediano plazo. ¿Cómo ve la inserción de este segmento en el Sistema Eléctrico
da, pero con la única vocación de que esa energía sea consumida al interior de la instalación como parte de sus procesos productivos. El Netbilling tiene un techo máximo de 300 kW dado por la capacidad instalada, es decir, que basta con que supere mi consumo en una mínima proporción para que se considere que inyecta el 100% de la energía, no permitiendo abastecer consumo de clientes desde 300 kW hacia arriba y forzando al autoconsumo sin inyección. No es casualidad, que el techo solar más grande de Latinoamérica (instalado por un socio Acesol) sea de autoconsumo y no de Netbilling. En definitiva, buscamos ampliar el mercado de proyectos Netbilling no
Nacional? Carlos Cabrera: Las inyecciones de GD son cada vez más crecientes y los sistemas de distribución estan evolucionando a ser más dinámicos y de mayor interacción con los sistemas de transmisión. En este sentido, el Coordinador Eléctrico Nacional tiene un desafío enorme con la GD y las redes de distribución, aún muy ajenas a su actuar diario, que dice relación con administrar adecuadamente estos recursos distribuidos para anticipar la expansión eficiente de infraestructura zonal minimizando situaciones de congestion, y al mismo tiempo, administrando congestiones presentes. Sin perjuicio que el CEN está realizando en mayo y noviembre de cada año un informe que busca identificar subestaciones con problemas de congestiones por inyección de GD, falta un análisis que busque anticipar los problemas de congestión y tomar acciones preventivas. www.revistaei.cl | Junio 2021 | Nº255
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Entrevista Central
Aura Rearte: Por otro lado, la dificultad para la CNE de obtener información fehaciente de los futuros proyectos a desarrollar en distribución, sumado al bajo interés que ha demostrado la autoridad para este sector, no permite que tanto los proyectos en desarrollo como las proyecciones a futuro sean parte del ejercicio participativo de planificación de la transmisión. Así ha quedado demostrado en los planes de expansión de la transmisión donde sucesivamente se rechazan las propuestas de proyectos de GD.
La autoridad sigue rehuyendo considerar dentro de sus análisis los efectos y realidad de las redes con más 80 MW de Netbilling, más de 1.300 MW de PMG/ PMGD y más de 17.000 instalaciones de autoconsumo sin inyección”.
¿Cómo evalúa el DS 88, especialmente en vista a que no se ve interés de invertir bajo este régimen? Carlos Cabrera: Toda la cadena de valor de un proyecto, desde los financistas hasta los desarrolladores de proyectos, necesita tiempo para analizar el nuevo precio estabilizado por bloques, para lo que vemos pertinente conocer algunas fijaciones más y luego volver a analizar. De momento, el enfoque de la industria está en el Precio Estabilizado del DS 244 a la espera que madure el nuevo precio estabilizado por bloques. Por otra parte, los sistemas de almacenamiento siguen entrando a nuestro país, por lo que es posible que, en un futuro cercano, empecemos a ver proyectos asociados al nuevo precio estabilizado e incorporando nuevos elementos tecnológicos asociados a almacenamiento. ¿Cómo ve Acesol la solicitud de corrección normativa del DS 88 que realizó el TDLC? Carlos Cabrera: La postura de Acesol puede ser leída en detalle en los antecedentes que acompañamos al Tribunal, pero consisten básicamente en fundamentar que no es un subsidio, no podría serlo
si el costos del esquema es bidireccional y que 14
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el precio estabilizado ha funcionado como motor de financiamiento, disminuyendo así barreras de entrada a proyectos de menor tamaño y por lo tanto, mejorando la competencia, en vez de atentar contra ella. Más allá que no vimos necesario y nos pareció prematuro modificar la fórmula de cálculo del precio estabilizado, nos parece que como país debemos proteger la estabilidad y certeza jurídica y es nuestra visión esperar algunas fijaciones de precio para evaluar adecuadamente el nuevo precio estabilizado. Esperamos cerrar el capítulo de modificación del precio estabilizado para así dar un marco de estabilidad a la determinación del precio estabilizado y con ello contar con la suficiente certeza jurídica que incentive la mayor entrada de GD y seguir haciendo crecer la industria solar en Chile. A su juicio, ¿hay otro tema regulatorio o reglamentario pendiente para el sector?
Carlos Cabrera: Se necesitan incentivos que cuenten con los respectivos análisis de impacto, con lo que se podrá determinar el nivel de penetración más eficiente para la GD. En este sentido, no recibimos buenas noticias con la actualización de Política Energética y Acesol vio truncado su objetivo de instaurar una meta clara y trazable de penetración de GD. A nuestro juicio, aspiramos a que en 2030 un 10% de la energía del sistema provenga de Medios Energéticos Distribuidos (MED). También es importante mantener en nuestro radar la generación solar térmica, nuestra asociación representa más de veinte empresas que se desarrollan en este ámbito. Aura Rearte: Efectivamente la modernización de la distribución debe contener la solución a estos problemas que hemos planteado, pero vemos un bajo interés por parte del Ministerio de Energía en impulsar su avance en el congreso. Por otro lado, recién el año pasado se modificaron los reglamentos de GD y aún no se han iniciado la modificación de las respectivas NTs que dan la puntada final de esta regulación, asimismo la consideración de los PMGD en los estudios de factibilidad de Netbilling está precisamente en las NTs de ambos procesos de conexión, limitando el potencial de crecimento
Foto: Gentileza Acesol.
Entrevista Entrevista Central
de los proyectos Netbilling y subutilizando las redes de distribución. ¿Qué realidad aprecia para el almacenamiento solar en generación distribuida? Aura Rearte: El almacenamiento es una tarea pendiente para Chile. La prioridad ha estado en tecnologías de más largo plazo como el hidrógeno,
Instalación del techo solar más grande de Latinoamérica, destinada al autoconsumo de energía, instalado por un socio de Acesol en la Región Metropolitana.
Vemos con preocupación cómo los reiterados atrasos en las instalaciones de transmisión están frenando el desarrollo de la industria renovable, no solo para los grandes proyectos sino también para la generación distribuida”.
lo que redunda en una regulación poco clara para capturar los beneficios de las distintas formas de almacenamiento disponibles en el mercado. A nivel distribuido la situación es más crítica, hoy en día prácticamente no es viable desarrollar proyectos con almacenamiento aunque los costos de inversión siguen a la baja, se aprecian proyectos de almacenamiento distribuido en aplicaciones y situaciones muy específicas. Carlos Cabrera: Se vislumbran señales regu-
latorias en la modificación del reglamento de potencia de suficiencia, así el almacenamiento será evaluado en proyectos de mayor escala, lo que redundará en una baja de precios para esta herramienta. También ya mencionamos que el nuevo Precio Estabilizado entrega algunas señales de precio que pueden ser interesantes para desarrollar el almacenamiento en Chile, pero aún falta regulación a nivel de Servicios Complementarios y Flexibilidad. Por su parte, las empresas distribuidoras también podrían incorporar sistemas de almacenamiento para el tratamiento de problemas de suficiencia en sus redes. ¿Cuáles son los principales desafíos técnicos y normativos para el sector? Aura Rearte: Incrementar el nivel de capacitación y de información que se traspasa a quienes hacemos uso de la energía. La normativa, debe avanzar en cerrar los espacios de discrecionalidad que se le permiten a las empresas y eliminar las asimetrías de información. Se debe retomar la implementación de los medidores inteligentes, esta política pública fue un mal traspaso de información que nos hizo retroceder en la implementación siendo que la medición inteligente en las redes de distribución, es el primer paso para contar con una plataforma de interacción dinámica entre usuarios. www.revistaei.cl | Junio 2021 | Nº255
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INFORMES TÉCNICOS AGOSTO Edición 257
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1 Exploración geotérmica
Protecciones eléctricas
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Foto: Gentileza Transelec.
Informe Técnico
Equipamiento instalado en sala eléctrica.
NUEVAS TECNOLOGÍAS
El rol de las
salas eléctricas
en proyectos de microrredes Académicos destacan la importancia que tiene el almacenamiento de energía en este tipo de iniciativas, para su funcionamiento en isla o conectado a las redes LAS SALAS ELÉCTRICAS SON SOLUCIONES integrales que permiten contener todos los equipos de control, fuerza y operación necesarios para el óptimo desarrollo operativo de los procesos industriales donde se instalan. Una de sus características principales es que son transportables y generalmente, se utilizan en recintos donde no es posible construir obras permanentes. Por otro lado, para hacer que la energía llegue a zonas rurales o de difícil acceso, los proyectos de microrredes se posicionan como una opción viable en comparación a otros tipos de extensiones de red que pueden resultar más caras o más difíciles de instalar, ya que además, las microrredes funcionan como un conjunto interconectado de recursos ener-
géticos distribuidos que pueden funcionar aisladas de las redes principales. Además, entre los beneficios de los sistemas de microrred se encuentra el ahorro de los costos de electricidad gracias a la generación distribuida y la mejora de la seguridad, debido a que existe la opción de desconectarlos en casos de cortes de energía para salvaguardar el suministro continuo con cargas críticas. El académico de la Universidad de Chile, Patricio Mendoza, explica a ELECTRICIDAD que el rol que tienen las salas eléctricas en los proyectos de microrredes es el de “albergar todos los equipos necesarios para la correcta operación de ellas, tales como convertidores electrónicos de potencia, baterías, accionamientos y controladores, entre otros. Todos estos elementos son cruciales para el buen funcionamiento de una microrred, y es imperativo mantenerlos en lugares seguros y confiables”. www.revistaei.cl | Junio 2021 | Nº255
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Informe Técnico
Foto: Gentileza DIE U. de Chile.
-en zonas remotas, por ejemplo- o conectado a la red (para ofrecer servicios "aguas arriba" de la microrred)”.
Su respuesta es complementada por el director de Carrera Electricidad y Energías Renovables de Duoc UC, Rodrigo Muñoz, quien señala: “El papel de las salas eléctricas en microrredes es albergar tableros, sistemas de protecciones, sistemas de monitoreo y control, sistemas de gestión de la energía, sistemas de comunicaciones, donde también es posible encontrar equipos de respaldo de energía auxiliar como son las UPS”.
Laboratorio de microrredes del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Chile.
Foto: Gentile za U .
Equipamiento En cuanto al equipamiento necesario para albergar proyectos de estas características, Muñoz sostiene la necesidad de que estas instalaciones estén equipadas con elementos “que permitan mantener una temperatura adecuada para los dispositivos en su interior, así también, una buena iluminación tanto exterior como interior para los operadores que deban ingresar a ellas. Junto con eso, también es importante que la sala contemple dispositivos de presurización y sistemas de protección ante incendios, además de algún sistema Scada que permita monitorear la operación de manera remota, con el fin de tener una disponibilidad prolongada en el tiempo, reduciendo la probabilidad de fallas y entendiendo que este tipo de instalaciones está pensada para zonas aisladas principalmente donde no necesariamente habrá personal capacitado 24/7 para realizar alguna reparación”. De la mano con eso Patricio Mendoza, menciona que “de todos los equipos que una microrred necesita, destaca al almacenamiento en forma típica de baterías, ya sea para su funcionamiento en isla 18
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de Ch ile.
“Muchos de los recursos distribuidos de una microrred requieren de equipos de electrónica de potencia, y si bien algunos están diseñados para su uso a la intemperie, la mayoría requiere de una sala adecuada para su buen funcionamiento. En algunos casos de microrredes pequeñas, podría ser posible albergar gran parte de la microrred en una única sala eléctrica”, agrega. A su juicio, también es necesario que las salas eléctricas estén equipadas correctamente “para albergar proyectos de estas características. Principalmente, se equipan con instalación eléctrica para servicios auxiliares, sistema de filtrado de aire y aire acondicionado cuando es necesario (muy importante para evitar problemas con los equipos electrónicos), aislación térmica, protección contra incendios, entre otros”. “Volviendo al caso del almacenamiento en baterías, éstas generalmente requieren de ambientes controlados –particularmente en temperatura– para un correcto funcionamiento, y con esto asegurar que su funcionamiento se haga en condiciones óptimas que permitan aprovechar al máximo su vida útil”, agrega.
Nuevas tecnologías Patricio Mendoza, académico de la Universidad de Chile.
Sobre las nuevas tecnologías implementadas en este tipo de proyectos, Mendoza resalta los avances en salas eléctricas modulares y móviles -por ejemplo, en forma de container- que por su flexibilidad facilitan la rápida implementación de microrredes. “Es muy común ver en los actuales proyectos de microredes salas de este tipo dedicadas a contener un sistema de almacenamiento en baterías, inversores de plantas fotovoltaicas, sistemas de gestión de energía, entre otros. Todas ellas luego se interconectan para formar la microrred”. “En el ámbito de las microrredes, los investigadores han perseguido la idea de generar sistemas con capacidad plug-and-play, que se refiere a sistemas que se puedan desplegar de manera sencilla, con conexiones fáciles de realizar y controladores que permitan su operación autómática. Las salas
Informe Técnico
En los pliegos técnicos mencionados en el nuevo reglamento, se incluyen varios aspectos normativos relacionados con salas eléctricas.
Por otra parte, según Rodrigo Muñoz, las nuevas tecnologías implementadas “permiten monitorear las condiciones de operación de las salas eléctricas a distancia, pudiendo no solamente visualizar variables de índole eléctrica de comunicaciones sino que también otros factores como temperatura y humedad en su interior”. “Grandes avances se han hecho en su diseño también, que permiten construir salas eléctricas modulares que se adaptan a nuevos requerimientos y ampliaciones, también haciéndolas más fáciles de transportar y reduciendo sus tiempos de montaje, lo cual es muy relevante en proyecto de microrredes en zonas aisladas, donde el suministro eléctrico de la red pública no llega. Este tipo de soluciones permite que comunidades aisladas se proyecten en términos energéticos, gestionando su propia red”, añade.
Foto: Gentil eza Duo cU C.
Rodrigo Muñoz, director de Carrera Electricidad y Energías Renovables de Duoc UC.
Normativas La normativa de construcción de este tipo de salas eléctricas está abarcada en el "Reglamento de Seguridad de las Instalaciones Eléctricas Destinadas a la Producción, Transporte, Prestación de Servicios Complementarios, Sistemas de Almacenamiento y Distribución de Energía Eléctrica", decreto 109 de 2018, el cual reemplazó a las antiguas Normas 5, 6, 8 y 16 de la SEC.
Sala eléctrica modular de Eaton para operar en sitio remotos.
Además, según la información entregada por el Ministerio de Energía, la Ley General de Servicios Eléctricos establece en su artículo 2° numeral 6 que están comprendidas a las disposiciones relativas a las condiciones de seguridad a que deben someterse las instalaciones, maquinarias, instrumentos, aparatos, equipos, artefactos y materiales eléctricos de toda naturaleza y las condiciones de calidad y seguridad de los instrumentos destinados a registrar el consumo o transferencia de energía eléctrica, de allí que se ha estimado necesario regular por la vía reglamentaria los requisitos mínimos de seguridad que deberán cumplir las instalaciones destinadas a la producción, transformación, transporte o distribución de energía eléctrica, en materias de diseño, construcción, puesta en servicio, operación, mantenimiento y término definitivo de operaciones, así como las obligaciones de las personas naturales y jurídicas que intervienen en dichas actividades a objeto de desarrollarlas en forma segura. Asimismo, de acuerdo a lo dispuesto en el artículo 10° de la Ley General de Servicios Eléctricos los reglamentos que se dicten para la aplicación de la ley deben indicar los pliegos de normas técnicas que deberá dictar la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, previa aprobación de la Comisión Nacional de Energía, cuestión que se introduce en la propuesta reglamentaria.
Foto: Archivo B2B Media Group.
eléctricas modulares pueden apuntar justamente a facilitar la capacidad plug-and-play de las microrredes, ayudando al despliegue en terreno de los proyectos”, complementa.
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P U B L I R R E P O R T A J E
IMPULSAN INICIATIVAS PARA LA PRODUCCIÓN DE HIDRÓGENO DISTRIBUIDO EN CHILE
E
stos últimos años el hidrógeno ha tomado una posición clave en la discusión sobre el futuro del sector energético en Chile. No obstante, este hidrógeno para ser sustentable deberá ser producido a partir de energías renovables. La estrategia nacional plantea que el uso de hidrógeno sea tanto para el mercado nacional e internacional, y en la discusión pública se ha instalado mayoritariamente la idea de que Chile sea un polo de exportación mundial, revelado por ejemplo con la firma en marzo pasado de un memorándum de entendimiento entre el Gobierno de Chile con el Puerto de Rotterdam y también con anuncios de al menos cinco mega proyectos. Asimismo, el hidrógeno puede entregar soluciones tecnológicas a escala local, demostrando que puede ayudar a cumplir los requerimientos energéticos de las personas y empresas nacionales, considerando el gran potencial de producción de este vector energético que posee Chile. Se debe pensar que las iniciativas de hidrógeno para exportación conllevarán la construcción de proyectos renovables de gran
escala; sin embargo, tomando en cuenta que el desarrollo del mercado de energías renovables en Chile ha mostrado un aumento significativo en la construcción de proyectos de escala más pequeños (PMGD), este tipo de iniciativas podría ser una opción viable para acercar la producción y uso de hidrógeno verde a la demanda interna local, es decir un concepto de hidrógeno distribuido. Para impulsar este concepto el Programa de Energías Renovables y Eficiencia Energética de la GIZ, lanzó una convocatoria para apoyar técnicamente proyectos relacionados con hidrógeno verde, seleccionándose, entre otras, tres iniciativas que involucran la producción de hidrógeno en base a plantas solares fotovoltaicas menores a 3 MW de potencia, pertenecientes a las empresas Aguas CAP / EPA S.A., Espinos S.A. y Grupo Nortearido. En estos estudios se han determinado los elementos que permiten la integración entre la electrólisis y la generación solar, así como también el balance de planta, componentes y elementos auxiliares necesarios para cada caso. Además, se estableció la cantidad de agua requerida, el tipo de almacenamiento y sus
características para cumplir con las condiciones de producción de hidrógeno, según el consumo final predefinido, y se identificaron diferentes desafíos inherentes a los proyectos. Por último, se elaboró una evaluación técnico -económica incorporando todos estos elementos con costos actualizados de mercado en base a cotizaciones, obteniendo así el costo nivelado del hidrógeno (LCOH) para cada caso y ubicación. Como principales lecciones aprendidas se aprecia la gran importancia de conocer las características del uso final que se le dará al hidrógeno, puesto que ello implicará mayores o menores costos, así como la necesidad de compresión del hidrógeno si fuese el caso, o bien en el nivel de pureza, ya que ello podría implicar componentes adicionales a considerar en el proceso de electrólisis, generando así un aumento significativo en el costo del proyecto. Finalmente, se debe analizar el consumo de agua y el circuito de aprovechamiento de los rechazos de ésta por parte del proceso de purificación y electrólisis, elemento que deben ser tomados en cuenta dado su importancia para el proceso.
Informe Técnico
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN
Cómo las nuevas tecnologías se tomaron el
mantenimiento
Foto: Gentileza Grupo Saesa.
Trabajos de mantenimiento en redes eléctricas.
LA DIGITALIZACIÓN ESTÁ TENIENDO una participación gravitante en el mantenimiento de las líneas de transmisión, siendo uno de los pilares de los planes de inversión que impulsan las empresas eléctricas durante los últimos años, lo que se ha visto graficado en los indicadores de calidad de servicio, a causa de menores niveles de desconexiones frente a contingencias. El uso de nuevas plataformas de control para el mantenimiento de las instalaciones, optimizando el trabajo administrativo y en terreno, además de otras herramientas tecnológicas destinadas a mejorar la localización y ejecución de las labores de mantención, son algunas de las medidas implementadas por algunos de los actores de la industria, tanto en transmisión como en distribu-
Planes de inversión de las empresas eléctricas han incorporado equipamientos de automatización en los últimos años, los que han permitido mejorar los índices de desempeño de las instalaciones. ción, con el propósito de mantener la continuidad operacional de las líneas, especialmente en estos tiempos de pandemia.
Iniciativas Con casi 9.900 kilómetros de líneas de transmisión, Transelec es el principal operador de estos activos, cuyo mantenimiento se ha visto fortalecido con la incorporación de nuevas tecnologías, www.revistaei.cl | Junio 2021 | Nº255
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Foto: Gentileza Enel Distribución.
Informe Técnico
Inspecciones aéreas Enel Distribución, en el marco de su Plan de Invierno 2021, resalta el uso de nuevas tecnologías para el monitoreo aéreo de los 2.000 kilómetros de redes eléctricas, particularmente en la Región Metropolitana, para el mantenimiento preventivo, con avanzada tecnología para detectar anticipadamente puntos sensibles en el sistema eléctrico. “Esta inspección tiene por finalidad identificar los puntos que requieran atención, y así definir los trabajos de despeje de las especies arbóreas y anormalidades de infraestructura que puedan afectar las redes de propiedad de Enel Distribución”, se indica. Y se agrega: “Los vehículos de inspección se encuentran provistos con equipos de última generación, los que permiten capturar fotografías y videos en alta definición, termografías y modelamiento 3D de las redes con tecnología láser”.
como señala Andrés Kuhlmann, gerente general de la empresa, en la memoria 2020: “Durante el año fuimos digitalizando y automatizando varias tareas operacionales, no sólo a través del uso de plataformas de video conferencia y de trabajo colaborativo, sino también con herramientas más complejas como, por ejemplo, lentes de realidad aumentada para soporte remoto en tareas de operación y mantenimiento”. Otra iniciativa impulsada por la transmisora fue el contrato con la empresa de tecnología GE para implementar la plataforma Asset Performance Management (APM), destinada a optimizar la estrategia de mantenimiento y reemplazo de su red de transmisión, iniciando las operaciones de esta plataforma en 2021. También se destaca la implementación de modelamiento de líneas de transmisión, así como la utilización de la tecnología digital con analytics, en que “se contará con una evaluación de condición de los activos que llevará a mejorar su desempeño”. A ello se sumó la definición de actividades preventivas para la gestión pre y post falla en líneas de transmisión, especialmente en instalaciones críticas del Sistema Eléctrico Nacional. Es así como la Memoria 2020 la tasa de desconexión de líneas por cada 1.000 kilómetros, bajó de 3,8 a 3,5 fallas por causa propia. 22
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Inspección de líneas de transmisión usando drones, que realiza Enel Distribución.
Entre las herramientas destacadas por la empresa está la tecnología Lidar: “Se compone por millones de puntos posicionados tridimensionalmente en el espacio, formando con exactitud milimétrica la distancia entre los objetos (árboles) y la red eléctrica. Los colores de los puntos indica la clasificación de la distancia entre los elementos. Con esto, se verifica la correcta distancia mínima que permite tener segura la red eléctrica y de ser necesario, se programa la poda”. También se dispone de la tecnología termográfica, la cual puede analizar y visualizar a distancia la distribución de temperatura de las superficies de las redes eléctricas. “Estas mantienen una temperatura promedio y cuando existe algún defecto, la temperatura aumenta y cambia de color en la imagen, logrando identificar si existe alguna anomalía en la red para programar su reparación”, se explica.
Zona sur El plan de inversiones 2018-2023 del Grupo Saesa, por un total de US$1.500 millones, contempla el eje “Control de Vegetación”, con presupuestos anuales en torno a $10.000 millones para esta actividad de mantenimiento de líneas de transmisión, triplicando la cantidad de brigadas dedicadas a tareas de poda, las cuales registran 16.000 kilómetros de despeje arbóreo cerca de estas instalaciones.
Informe Técnico
Además, la empresa creó y capacitó más de 2.000 nuevos puestos de trabajo; 3.500 nuevos equipos digitales de maniobras a distancia en la red; 64 brigadas operativas y 69 brigadas de mantenimiento; además de centros de control capaces de operar a distancia.
pamiento, mejoras de sistemas, ciberseguridad y desarrollo de los sistemas de soporte de la operación en tiempo real y atención de clientes en terreno”, se consigna en la Memoria 2020 de la empresa. Dentro de las medidas preventivas resaltadas está la continuidad del proyecto de automatización de la red de distribución, tanto para infraestructura aérea como subterránea. “A través de la instalación de más de 900 equipos de protección -reconectadores- y 147 esquemas de transferencia automática –Self Healing-, las que nos permiten acotar impacto de las interrupciones y reducir la afectación de clientes, permitiéndonos así optimizar la recuperación a un universo de aproximadamente 300.000 servicios, lo que equivale a casi el 50% de los usuarios”, se señala.
El gerente general del holding, Francisco Alliende, señala que estas medidas se han visto reflejadas en el ranking de calidad de servicio: “A diciembre de 2020, 115 comunas cumplieron con el estándar exigido por la autoridad reguladora, es decir, el 90% del total de ciudades en las que operamos. A fines de 2019, teníamos 75 comunas en cumplimiento y 21 en 2018”. “Las inversiones y las tecnologías implementadas le han permitido a Grupo Saesa responder más rápido en cortes de luz y manejar las instalaciones a distancia, disponiendo de un sistema más flexible. Hoy, la red supera los 60.000 kilómetros con más 5.700 equipos de maniobra automática, los cuales aportan gran confiabilidad y equivalen al 54% del total, el que se espera completar hacia fin de 2021”, indica la empresa.
Foto: Gentileza Enel Distribución.
Chilquinta Energía también destaca las inversiones en digitalización. “Durante el año 2020 destinamos más de 8.264 millones de pesos en tecnologías de la información, focalizados en renovación de equi-
Monitoreo de línea usando la tecnología Lidar, que se compone por millones de puntos posicionados tridimensionalmente en el espacio, formando con exactitud milimétrica la distancia entre los objetos (árboles) y la red eléctrica.
Otro aspecto mencionado fue la puesta en marcha de la herramienta ServiceMax, “que permite optimizar la administración y las labores de nuestras cuadrillas en terreno, así como el trabajo de diseño de proyectos eléctricos en campo, mediante el uso de la solución Mobile Enterprise. También pusimos en servicio la nueva versión de la plataforma Scada eTerra, que nos permite el monitoreo y telecontrol del sistema de distribución y transmisión de manera más eficiente y con mayor cantidad de funcionalidades”.
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P U B L I R R E P O R T A J E Sala Eléctrica Prefabricada
Rhona asesora a sus clientes desde las etapas de prefactibilidad, montaje y hasta la puesta en marcha, otorgando la capacitación requerida y un oportuno servicio de post venta y mantención.
RHONA DESARROLLA SALAS ELÉCTRICAS “A LA MEDIDA”DE PROYECTOS INDUSTRIALES
U
na solución “a la medida” para cada proyecto y cliente, integrada y probada en fábrica, lo que reduce los trabajos en sitio y los tiempos de puesta en marcha, ofrece RHONA en materia de salas eléctricas para la industria. Siendo un referente en transformadores, y contando con la representación de marcas propias de equipamiento eléctrico en alta, media y baja tensión, la firma nacional está en condiciones de entregar una alternativa técnico-económica acorde a la necesidad del mandante. “Podemos atender cualquier dimensión requerida por el cliente, ajustándonos y ayudando a la optimización de los tamaños disponibles en su planta, como a las limitantes de transporte”, destaca Miguel Lazcano Olea, Sub Gerente de Ventas Industriales de RHONA.
dicación, desarrollo del proyecto, montaje y puesta en marcha. También ofrecemos la capacitación requerida y el servicio de posventa y mantención de los equipos suministrados para garantizar la vida útil de las salas eléctricas”, indica Lazcano. ¿Proyectos destacados? Dos Salas Eléctricas implementadas para Planta Desaladora (120 m2) en el norte de Chile, cuatro desarrolladas para Puerto en zona central (220 m2), y una sala para Mina de Cobre en la Región de Atacama (90 m2), todas equipadas con equipamiento de media y baja tensión, con equipos de maniobra, protección, control y comunicaciones.
FAVORABLE PROYECCIÓN
Sobre las perspectivas del mercado, Lazcano dice que RHONA observa un favorable escenario dentro del mercado minero chileno. “Prevemos una alta demanda de salas eléctricas por la gran cantidad de proyectos para 2022 y 2023. El mercado minero es el principal actor económico en Chile y el precio del cobre está requiriendo una respuesta rápida, seria, confiable y de calidad. Además, el rubro de generación eléctrica crece también dada la cantidad de proyectos, decretos y de las plantas de generación de energías renovables”, agrega Lazcano.
Miguel Lazcano Olea, Sub Gerente de Ventas Industriales
AMPLIA CAPACIDAD
La empresa dispone de una amplia capacidad para fabricar e integrar las salas eléctricas, así como para almacenar los equipos durante el desarrollo de proyectos de gran envergadura. En su planta cuenta con todos los materiales para la electrificación e integración de los componentes en el interior de las mismas como conductores, iluminación, tableros y servicios auxiliares, además del personal calificado para el ensamblaje y las pruebas respectivas. Aparte de sus líneas propias, RHONA también puede incorporar en sus proyectos equipos de otras marcas de preferencia del cliente, o acorde a su base instalada. “En la parte eléctrica nos podemos ajustar tanto a la tensión de alimentación como a la de sus cargas, buscando lo mejor y lo más eficiente desde el punto de vista operacional y energético. Lo podemos apoyar en la mejor solución de tamaños de salas eléctricas y sus respectivos equipos, para minimizar riesgos en los plazos de ingeniería, construcción y transporte a faena”, asevera Lazcano.
SERVICIO INTEGRAL
El ejecutivo indica que las salas eléctricas de RHONA cumplen con todos los requerimientos que exigen la minería, petróleo y gas, pulpa y papel, transmisión o plantas generadoras de energía eléctrica. Esto, desde el punto de vista de retardancia al fuego (F30, F60 o F120), sismicidad, normativa chilena (SEC) e internacional (IEC/ANSI). El servicio es integral apoyando desde la etapa de prefactibilidad, o determinación del CAPEX del proyecto. “Estamos presentes en procesos de licitación, adju-
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RHONA S.A. Dirección: Variante Agua Santa N° 4211, Viña del Mar. Tel: +56 32 232 06 00 - Email: info@rhona.cl - www.rhona.cl
Foto: Gentileza Enel Chile.
Energía
Proyecto PMGD San Camilo, el primero desarrollado por Enel Green Power Chile en la Región del Maule.
CRECIMIENTO
Revolución PMGD:
En cinco meses ingresaron 150 proyectos a evaluación ambiental Los especialistas señalan que esto responde a los cambios introducidos en el DS 88, que está provocando un proceso de adaptación en los inversionistas y desarrolladores de medios de generación de pequeña escala. CASI 150 PROYECTOS DE GENERACIÓN de pequeña escala solar fotovoltaicos, PMG y PMGD, han ingresado al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental en los primeros cinco meses de este año, mientras que 80 han obtenido luz verde para su construcción,
de acuerdo con los datos de la Comisión Nacional de Energía (CNE). Este crecimiento va en línea con las estimaciones realizadas por los actores del sector, debido a los cambios realizados en el Decreto Supremo 88, los cuales están provocando un proceso de adaptación en este sector.
Cambios El vicepresidente de la Asociación Chilena de Energía Solar (Acesol), David Rau explica a ELECTRIwww.revistaei.cl | Junio 2021 | Nº255
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Energía
CIDAD que los cambios del DS 88 consideran un tiempo de transición para proyectos en una etapa avanzada de desarrollo, en que se contempla pertenecer al antiguo régimen del precio estabilizado hasta julio de 2034.
a distintas realidades, hace que la tecnología fotovoltaica se vaya desarrollando de manera óptima”.
“Considerando esta dinámica, especialmente los mecanismos bien establecidos en el mercado financiero a nivel del antiguo precio estabilizado, se puede entender en parte la gran cantidad de proyectos que están realizando su evaluación ambiental”, sostiene el ejecutivo. El representante gremial precisa que, para acogerse al DS 244, los proyectos tienen que haber cumplido dos requisitos a mayo pasado: contar con un Informe de Criterios de Conexión (ICC), o tener ingresado al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA) un Estudio de Impacto Ambiental, Declaración de Impacto Ambiental o Carta de Pertinencia. En ambos casos además se debe tener una declaración en construcción a más tardar para el 8 de Abril 2022. Asimismo, los proyectos ya operativos a la fecha de la vigencia del DS también pueden aplicar este transitorio.
Gentileza Ministerio de Energía.
Darío Morales, director de Estudios de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera A.G.) también destaca la situación actual de crecimiento de este sector, señalando que esto responde a la competitividad de la energía solar fotovoltaica, “tanto a gran escala como a escala de generación distribuida. El hecho de tener costos competitivos, ser modular y adaptarse muy bien
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Foto: Gen tileza Ace sol .
“Ahora bien, en el segmento de PMGD suceden varias cosas. Lo primero es que hace un tiempo hubo una modificación reglamentaria que, por un lado, agilizó y mejoró bastante los procesos de conexión de los proyectos, eliminando algunos requisitos e incorporando otros, haciendo que el proceso sea bastante más transparente. Eso ha ido beneficiando el desarrollo de este sector, y también en esa misma modificación, se generaron algunos esquemas transitorios para poder seguir optando al precio estabilizado en el régimen antiguo y que muchas empresas han estado desarrollando sus proyectos para poder calzar con ese tiempo generado por efectos reglamentarios. Bajo esas tres condiciones yo diría que podemos ver un sector PMGD que es bastante dinámico”, precisa.
Perspectivas David Rau, vicepresidente de Acesol.
Planta fotovoltaica PMGD instalada en la zona central del país.
David Rau se muestra optimista frente al crecimiento del sector en el corto plazo. “Para 2021 estamos esperando un crecimiento del 100% de la capacidad solar instalada en Chile, llegando de 3.200 MW a 7.200 MW a fin del año. La gran parte de aumento de capacidad se realizará a nivel de los proyectos utility, pero también el sector PMGD espera un aumento de la capacidad instalada alrededor de 70%. Esperamos un aumento de 800 MW a 1.300 MW a diciembre próximo”, afirma. “En resumen, la industria solar está siendo un motor para la recuperación sostenible de la economía y no ha perdido su ritmo de crecimiento. Está siendo clave para permitir la baja de precios de la electricidad y una matriz más limpia de generación eléctrica”, añade. En sintonía con estas perspectivas de crecimiento a futuro para el sector, Darío Morales señala la necesidad de que se cumplan ciertas condiciones para continuar su desarrollo a futuro. “Es fundamental que los proyectos que son más pequeños tengan certeza jurídica sobre cuáles son las reglas que se les van a aplicar, tanto para la conexión como para el esquema de precios. Mientras exista esa certeza jurídica, el sector se va a ir desarrollando. Si en algún momento esa certeza jurídica se ve amenazada, se podría frenar el desarrollo del sector. Por eso es un tema que hay que cuidar bastante”.
Foto: Archivo B2B Media Group.
Energía
Transformadores Un tema en particular que se estudia con el crecimiento de los proyectos PMGD en el sistema eléctrico local, que ya supera los 1.400 MW de capacidad instalada, de acuerdo con los datos del Coordinador Eléctrico Nacional, es la sobrecarga en ciertos puntos de la infraestructura eléctrica. Dentro de la Planificación de la Transmisión, este organismo incluyó el impacto de la generación distribuida en la transmisión zonal, especialmente en la cargabilidad de los transformadores en subestaciones eléctricas a causa de la mayor cantidad de PMGD que se conectan a las redes. Según David Rau, “las capacidades en la red de distribución están siendo una temática clave para el futuro desarrollo de la generación distribuida. Hoy día no hay metas específicas para la generación distribuida ni hay una visión clara a nivel del país. La ampliación de la red a nivel de distribución depende principalmente de la demanda y no considera beneficios que pueden entregar los proyectos distribuidos y por lo tanto, no los considera tampoco en la planificación de expansión de forma adecuada.” “Hace falta una mayor cantidad de estudios para definir claramente los beneficios y acciones concretas a nivel de política pública para garantizar un futuro crecimiento sin cuello de botella. Esto es el caso para los proyectos PMGD, como también
Proyecto PMGD Queule, ubicado en la zona del lago Rapel.
Foto: Gen tileza Ace ra.
Darío Morales, director de Estudios de Acera A.G.
para los proyectos de netbilling de autogeneración que afectan directamente a las empresas y familias de Chile”, agrega. Para Darío Morales, “efectivamente hay algunas subestaciones que han sido diseñadas esencialmente para abastecer demanda y abastecer los consumos, que fueron creadas esquema en un paradigma antiguo por decirlo así, donde este tipo de redes era simplemente para los consumos y no estaba previsto que existiera volumen importante de generación distribuida. Pero lo importante, es tener claro que probablemente estemos todavía en niveles de generación distribuida que no sean los óptimos para el sistema”. A su juicio, la generación distribuida tiene muchos beneficios, “como la disminución de pérdida, disminución de inversión en transmisión, pero hay que seguir haciendo algunos cambios regulatorios para que el sistema de transmisión en las subestaciones de poder se vaya adaptando a los requerimientos de este nuevo tipo de usuario, que son de la generación distribuida”. “Hace 10 o 15 años atrás no era un usuario tan importante, y por lo tanto la regulación no estaba tan adaptada para hacerse cargo de este tipo de usuario. Hoy día queremos proveer la generación distribuida, queremos tener un nivel óptimo de esta y para eso necesitamos hacer los cambios regulatorios que permitan evitar estas congestiones en las subestaciones”, concluye el representante de Acera. www.revistaei.cl | Junio 2021 | Nº255
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P U B L I R R E P O R TA J E
OFRECE EQUIPOS ESPECIALES PARA CONSTRUCCIÓN Y MANTENCIÓN DE REDES ELÉCTRICAS:
PESCO COMPLETA MÁS DE 450 PROYECTOS APLICANDO soluciones flexibles y seguras
G Antonio Del Río, Gerente de Ventas División Equipos Especiales de Pesco.
LA EMPRESA REPRESENTA MARCAS COMO ALTEC Y AXION, QUE CUENTAN CON TECNOLOGÍA DE ÚLTIMA GENERACIÓN y que se ajustan a las más exigentes normas internacionales.
arantizar la seguridad y continuidad de las operaciones de transmisión y distribución eléctrica, y también de las faenas mineras, es una de las ventajas que entregan los equipos especiales con tecnología de última generación que provee Pesco.
necesario stock de repuestos y la provisión de servicios a través de sus sucursales ubicadas en Antofagasta, Calama, Santiago, Los Ángeles y Puerto Montt; y los talleres asociados de Copiapó y Concepción.
La firma ofrece soluciones flexibles que se adaptan a las necesidades de sus clientes, tanto en la configuración de las máquinas y el tamaño de las flotas, como en los servicios de mantención y posventa a lo largo de todo Chile.
ASESORÍA TÉCNICA Del Río sostiene que Pesco trabaja en base a la venta consultiva y la asesoría técnica. “Por lo tanto, más que con un equipo de vendedores ponemos a disposición consultores que apoyan a los clientes en optimizar procesos sin mayor costo para ellos”, precisa.
“Disponemos de equipos que están preparados para trabajar con redes energizadas, lo que permite mantener la productividad en las distintas faenas. Hemos completado más de 450 proyectos en el mercado eléctrico sin incidentes que lamentar”, destaca Antonio Del Río, Gerente de Ventas División Equipos Especiales de Pesco.
MARCAS ESPECIALIZADAS El ejecutivo, quien lleva 11 años en la empresa, buena parte de ellos al frente del área mencionada, señala que la firma representa a las más importantes marcas especializadas en el rubro del izaje, como por ejemplo Hiab, Effer, Elliott, y National Crane. “Gracias a eso, podemos ofrecer equipos para trabajar en altura en forma segura, con tecnología testeada en origen y que se ajustan a las más exigentes normas internacionales”, sostiene. Del Río destaca la incorporación al portafolio de productos Pesco, a partir de 2020, de la línea de grúas HIAB, empresa sueca que es número uno en calidad y tecnología a nivel mundial. “Se trata de grúas de largo alcance para construcción en transmisión y de líneas de distribución. Donde destacan los equipos de postación, con configuraciones que son especializadas para la operación en detalle. Siempre pensando en la seguridad, eficiencia y calidad”, detalla. Además, garantizan una larga vida útil, la que Pesco respalda con el
“Contamos con ingenieros seniors que -a través de un simple llamado telefónico- son capaces de resolver problemas de forma rápida, para evitar que se tenga que llevar el equipo a una sucursal. Todos nuestros productos cuentan con ese servicio costo cero”, asevera. Afirma que algo que ha destacado a Pesco en sus 22 años de trayectoria es la capacidad de ser flexible, y de adaptarse a lo que necesita el mandante. “Estamos abiertos a que nos inviten a conocer sus operaciones, y de esta manera evaluar y proponer cómo mejorar sus procesos en términos de productividad y seguridad”, subraya.
MAYOR INTEGRADOR Lo anterior, en el marco del desafío que se auto impuso Pesco de ser el mayor integrador del mercado eléctrico a nivel nacional. “Nos dedicamos a escuchar a todas las empresas dentro del mercado para saber qué necesitan en materia de tecnología”, resalta. El Gerente de Ventas de la División Equipos Especiales señala que lo anterior le ha permitido a su área aportar con tecnología y seguridad a las operaciones de sus clientes por más de diez años. “Destaco la seguridad porque es un punto muy importante, y que no es transable para nosotros. Por eso hasta ahora no hemos tenido que lamentar ningún siniestro que haya sido ocasionado por nuestros equipos”, concluye.
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Foto: Gentileza Arturo Brandt.
Columna de Opinión
Por Arturo Brandt, Master of Law in Environmental Laws – Vermont Law School
Cuando debemos entender que
un proyecto es "verde" LOGRAR UN CONSENSO en cuando un proyecto cumple con las
y definitiva de las ASG, o para saber cuándo una iniciativa
variables AGS (Ambiental, Social y Gobernanza) ha sido un
puede ser etiquetada como proyecto ASG.
desafío para los inversionistas y empresas, debido a que la demanda por fondos con estos criterios continúa creciendo. Sin embargo, un correcto entendimiento de dónde el capital
Esta calificación constituye una ventaja para atraer nuevos y mejores capitales, sirviendo para evaluar el cumplimiento de
verde debe enfocarse, no es siempre algo obvio.
las condiciones que las empresas deben cumplir para alcanzar
Una de las complejidades que se derivan de esta situación es
tanto, una oportunidad de mejora constante para las compañías.
esta nominación, siendo además un predictor de riesgos y, por
que existe un sinnúmero de fondos que afirman ser “verdes” y que, tras un breve análisis, se determina que no lo son. De acuerdo con datos de un estudio realizado por BlackRock a
Una de las complejidades que se derivan de esta situación es que existe un sinnúmero de fondos que afirman ser “verdes” y que, tras un breve análisis, se determina que no lo son.
La Unión Europea se encuentra trabajando en una “taxonomía verde”, a fin de lograr un concepto común para que una inversión pueda ser considerada sostenible, considerando estos aspectos: contribuir en objetivos medioambientales de mitigación y adaptación
425 inversionistas a nivel global -quienes en su conjunto administran más de US$25 billones
de cambio climático; protección en el uso sostenible del agua
en activos-, se reveló que la inexistencia de data se visualiza
y recursos marinos; transición hacia una economía circular;
como uno de los mayores obstáculos para que las compañías
prevención y control de la contaminación, y la protección y
desarrollen inversiones sostenibles.
restauración de la biodiversidad y ecosistemas.
En el contexto empresarial, es usual hablar de las variables
Es necesario entender que este tipo de inversiones lo que
ASG y su impacto, pero aún se conoce muy poco sobre ellas,
buscan es visualizar una nueva era empresarial, donde las
ya que no existe una definición universalmente aceptada
compañías que están más abiertas a resolver los desafíos
sobre lo que son. Existen muchas taxonomías, cada una
que enfrenta la humanidad, serán también las mejores po-
“a la medida” de su autor, lo que aumenta las dificultades
sicionadas para crecer y promover nuevas formas de hacer
para el sector ante la ausencia de una determinación certera
negocios.
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CONFERENCIAS ELÉCTRICAS
2021
ONLINE
2021 ELECGAS Miércoles 02 Noviembre
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Columna de Opinión
Foto: Gentileza WEC Chile.
Por Constanza Pizarro, presidenta de WEC Chile
¿Por qué es necesario humanizar
la transición energética? EL INAGOTABLE COVID-19 Y SU SOCIA, la pandemia, nos han revo-
Entonces, ¿energía para qué? Mayor y mejor uso de la energía
lucionado de tal manera que incluso hoy cuesta distinguir
para mejorar la calidad de vida.
si el presente y sus cambios son producto de este virus o muchos de éstos son solo giros propios de la evolución de las cosas. Y es así como, sin importar tanto el origen sino la consecuencia, la humanización de la energía es hoy un concepto propio de la transición energética. ¿Pero qué significa humanizar realmente?
cuesta anual “World Energy Issues Monitor”, que abarca la mirada hacia el futuro de la agenda energética en más de 108 últimos 12 meses las perspectivas de los líderes energéticos han cambiado radicalmente en términos de su percepción en las áreas de riesgo, oportunidad y prioridades de acción. Si bien la turbulencia económica derivada por el Covid-19 es el área de
sólo lo que las autoridades y/o especialistas crean importante considerar en esta transición, sino que justamente abrirse al dialogo significa oír nuevas voces, e implica escuchar a los que hasta ahora sienten que no han sido tomados en cuenta para generar la solución de sus problemas.
El Consejo Mundial de Energía publicó hace meses la en-
países, mostrándonos cómo en los
Humanizar significa involucrar a otros en el diálogo. No es
Hoy más que nunca es importante mirar lo que pasa en el mundo y en nuestro país, ya que los procesos sociales y políticos nos hablan del tipo de liderazgo que
La clave del éxito de nuestro sector no está solo en una “buena” solución técnica, sino también en el proceso que la hace legítima y el considerar el bienestar del otro como centro del negocio.
mayor incertidumbre para los encuestados, hay un enfoque creciente en la agenda social vinculada con una transición
causa mayor efectividad. Hoy se valora la transparencia, la colaboración y la empatía, así como la capacidad de tener una mirada crítica, fuera de nuestros paradigmas, abriéndonos a la posibilidad de cambiar. La clave del éxito de nuestro sector no está solo en una “buena” solución técnica, sino
también en el proceso que lo hace legítima y el considerar el
energética que avanza a un ritmo más rápido.
bienestar del otro como centro del negocio. No estamos solos,
El informe detalla una mayor conciencia del impacto social
quién afecto con mi actuar, es esencial de considerar si quiero
y humano, tanto en la recuperación económica como en la
tomar buenas decisiones. Potenciar la humanización en esta
transición energética, mostrando que la asequibilidad a la
exitosa transición es un desafío lento, donde es necesario
energía se ha posicionado como una de las prioridades para
construir a través de una mayor escucha, una mayor integración
la industria. El llamado es a centrar el debate en el futuro de
con las miradas técnicas y reflexionar de lo que otros viven y
la humanidad y poner los avances al servicio de las personas.
quizás yo no veo.
el contexto no es un pretexto; dónde estamos, qué nos rodea, a
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Visión Experta
MARCELO MATUS
La importancia crucial del modelamiento en la
transición energética El investigador de la Universidad de Chile espera que el próximo año se retomen las actividades del Programa estratégico de modelamiento energético Regional (Pemer), lanzado por la Casa de Estudios, debido al aporte que entrega este tipo de iniciativas a los actores de la industria, particularmente en el Sistema Eléctrico Nacional. EL MODELAMIENTO ENERGÉTICO tiene un importante papel en la operación del sistema eléctrico, siendo la academia un espacio preponderante para avanzar en proyectos de innovación en esta materia, donde Marcelo Matus, investigador de la Universidad de Chile, fue uno de los actores que abordó este tema, como director del Programa estratégico de modelamiento energético Regional (Pemer), lanzado por la Casa de Estudios durante el año pasado. El académico es ingeniero civil industrial y doctor en Ciencias de la Computación y Electricidad, siendo parte del equipo de investigadores del Centro de Energía de la Universidad de Chile. “Lamentablemente, Pemer se tuvo que suspender ya que no se logró el equilibrio operacional. Esto en parte a que 2020 y 2021 han sido años bien particulares. Sin embargo, esperamos retomar el próximo año las actividades, puesto que la necesidad de generar un lenguaje común entre los distintos actores, basado en análisis objetivos e independientes, es más urgente que nunca”, afirma. En entrevista con ELECTRICIDAD sostiene la importancia de este tipo de iniciativas, espe32
Nº255 | Junio 2021 | www.revistaei.cl
cialmente desde la perspectiva estratégica de la transformación energética.
Actualidad ¿Cuál es la visión que tiene respecto al modelamiento energético en Chile actualmente?
La mayoría de los modelos y metodología que disponemos, como está sucediendo con la industria, están en una transición. Esto porque lo que se quiere modelar ahora es una realidad cada vez más móvil, donde vemos cambios y desafíos en todos los ámbitos, incluyendo nuevas tecnologías, regulaciones y modelos de negocios, que se vislumbran para el corto y mediano plazo. Estos cambios responden a la necesaria transición energética, que busca que el sector energético deje de ser uno de los mayores contribuyentes a las emisiones de gases de efecto invernadero, y donde ya se habla de prosumidor, reflejando la participación más activa que se espera de los usuarios, no solamente limitados a un rol de consumidores. ¿Qué importancia cobra esta iniciativa en el proceso de transición energética? La transición es un problema interesante desde la perspectiva del modelamiento, porque tanto la situación actual como a donde queremos llegar, son condiciones conocidas. La pregunta es cómo transitamos entre estos dos puntos. Sabemos el problema de los combustibles fósiles y compartimos ideas o deseos de a dónde nos lleva la transformación energética, a una matriz energética sostenible, sin fuentes fósiles, con una mayor electrificación (del transporte, la calefac-
Visión Experta
ción, etcétera), mejor calidad de servicios y una mayor participación de la demanda. Los modelos nos pueden ayudar a identificar, diseñar y analizar posibles trayectorias o escenarios de transición. Este análisis se puede hacer probando, por ejemplo, distintos supuestos de desarrollo de tecnologías y modelos de negocios, que hoy no existen comercialmente, pero que podemos vislumbrar que aparezcan en 5 o 10 años más. Claramente no podemos asegurar que el camino elegido será la forma en que finalmente lleguemos a destino, pero la modelación también nos ayudará a corregir la ruta a medida que aparezcan nuevos desafíos u oportunidades. ¿Cuáles son las perspectivas a futuro en este tipo de trabajos? Las perspectivas dependen mucho de la convicción de que el modelamiento permite generar, además, un lenguaje común para discutir sobre qué es lo que queremos y cómo lo logramos.
Los modelos no predicen el futuro, pero nos permiten visualizar lo que esperamos del sector energético a través de la exploración de distintos escenarios, que pueden entonces ser discutidos y analizados en su valor por diferentes actores, quizás con visiones muy distintas, pero que pueden debatir sobre elementos comparables.
Foto: Gentileza Universidad de Chile.
En este sentido, los modelos tienen un rol clave en las discusiones que se nos vienen respecto a qué esperamos del sector energético desde las perspectivas de la transición y del proceso constituyente. ¿Cómo evalúa el trabajo local en esta materia, especialmente con el desarrollo de programas o software nacionales? El desarrollo de software nacional es un poco paradójico. Por un lado, no creo que haya otro sector de la economía chilena que use y necesite tanto de modelos, como en la programación de la operación del día a día, que sin este tipo de software especializado simplemente no sería posible hoy en día, como en su planificación futura.
Por otro lado, nadie asume como responsabiliwww.revistaei.cl www.revistaei.cl ||Junio Junio2021 2021||Nº255 Nº255
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Visión Experta
Foto: Gentileza Universidad de Chile.
En Chile hay experiencia en desarrollo de modelos en el área energética, pero al ser un mercado muy de nicho, su desarrollo se limita más a esfuerzos puntuales que a una visión o política del sector”.
adaptar la herramienta a la realidad de la operación en Chile. ¿Cómo cree que el hidrógeno verde se inserte dentro de los futuros modelamientos
dad propia el desarrollo y las mejoras de estas herramientas. En otras economías esta responsabilidad la toma el regulador y/o la industria, con una gran participación de la academia local. En Chile hay experiencia en desarrollo de modelos en el área energética, pero al ser un mercado muy de nicho, su desarrollo se limita más a esfuerzos puntuales que a una visión o política del sector. ¿De qué forma se está adaptando la operación real del sistema eléctrico nacional con el modelamiento?
Hoy la operación del SEN se basa en el uso de varios modelos, desde el predespacho de corto plazo al manejo del agua de mediano plazo, más modelos predictivos de demanda, de generación renovable, etcétera. En cuestión, la coexistencia y uso de varios modelos es un hecho y a veces un desafío por sí mismo. Sin embargo, sería ideal que existieran modelos de verificación y validación, cumpliendo funciones de manera redundante y no solo complementaria, puesto que algunos de los modelos utilizados son comerciales del tipo “black box”, donde no siempre se puede verificar, replicar o
“El modelamiento permita generar, además, un lenguaje común para discutir sobre qué es lo que queremos y cómo lo logramos”, señala el académico.
energéticos? El hidrógeno verde, como la inclusión de nuevas tecnologías de generación y almacenamiento, es parte de la transición energética. Y el análisis de los desafíos y oportunidades que representan para el sistema se basará en modelos, que además integren y analicen la operación conjunta de todo el sistema energético.
Esto incluirá desde cómo se genera el hidrógeno a partir de energía eléctrica renovable, su transporte y almacenamiento, hasta como se usa el hidrógeno para la generación e inyección de electricidad al sistema. El hidrógeno también puede tener un rol en la generación y almacenamiento distribuido, y que puede ser la base para el reemplazo de todos los combustibles fósiles en el sistema eléctrico. ¿Qué desafíos y oportunidades depara el hidrógeno verde? Estas y otras preguntas, que son fundamentales para el sector y para toda nuestra sociedad, son las que queremos explorar mediante el uso de modelos. Y esto lo podemos y debemos hacer mucho antes que se instale el primer electrolizador verde en Chile. Pero en uno o dos años no solo serán las preguntas sobre el hidrógeno verde, serán sobre el efecto de la electromovilidad, la gestión de la demanda, o todas las anteriores combinadas. No sabemos qué tendremos que responder o modelar específicamente, pero sí sabemos que es necesario tener la capacidad de hacerlo bien y oportunamente. www.revistaei.cl | Junio 2021 | Nº255
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Energía
ELECTRIFICACIÓN
Bombas de calor:
una opción para avanzar en carbono neutralidad
Gentileza GIZ en Chile.
Instalación de bomba de calor industrial.
Esta tecnología busca fortalecer su presencia con el primer piloto del Plan Nacional de Calefacción Residencial Eléctrica, reemplazando el uso de leña y del consumo de combustibles fósiles a pequeña escala. LA ELECTRIFICACIÓN DEL SECTOR inmobiliario representa un aspecto fundamental en las iniciativas destinadas a alcanzar las metas de carbono neutralidad a nivel nacional, donde la implementación de sistemas de calefacción eléctrica jugará un rol de primera línea, estimándose que en el sector de la construcción estas tecnologías lleguen a tasas de 71% de participación, según los datos que maneja Generadoras de Chile. 36
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Es en este campo donde una serie de soluciones tecnológicas buscan aumentar su presencia a nivel residencial, de la mano de políticas públicas como el primer piloto nacional de calefacción residencial eléctrica, que considera una colaboración públicoprivada, siendo encabezado por la Corporación de Desarrollo Tecnológico (CDT) y la Agencia de Sostenibilidad Energética (AgenciaSE).
Bombas de calor Este piloto considera la instalación de una serie de alternativas tecnológicas de bombas de calor, entre 80 a 100 hogares de la zona centro-sur del país, desde Valparaíso y la Región Metropolitana hasta Aysén y Magallanes, donde se medirán
Energía
potencial en el uso de bombas de calor para obtener frío o calor, climatizando diversos inmuebles de forma económica y sustentable. Además, su implementación puede aportar a combatir la contaminación del centro sur del país y reducir en el uso de combustibles fósiles, evitando la emisión de gases de efecto invernadero”, sostiene.
percepciones de los usuarios y parámetros como gasto energético en calefacción, confort térmico y emisiones de gases contaminantes durante un período de 16 meses. Según el estudio de Generadoras de Chile, “Trayectoria del sector energético hacia la carbono neutralidad en el contexto del ODS7”, dentro de las medidas más costo-beneficiosas para el país, “aparece como la más importante la combinación de la mejora en la aislación de las viviendas con el uso de bombas de calor para calefacción”.
Características De acuerdo a lo indicado en la Guía, una bomba de calor es un equipo que transfiere calor de un lugar a otro y su nombre proviene del bombeo que estos equipos realizan. Su uso contempla una serie de beneficios asociados a una alta eficiencia energética y bajos costos de operación”.
En el documento se proyecta que esta tecnología pase del 4% de participación que registró el año pasado, a 64% a 2050. También se estima que la climatización eléctrica en el sector residencial tenga un costo de inversión referencial de US$680 millones, con valores que van de US$500 millones a US$1.000 millones.
“Así, esta tecnología permite entregar aire acondicionado, calefacción o abastecer de agua caliente
De acuerdo con Gabriel Prudencio, jefe de la División de Energías Sostenibles del Ministerio, este documento permite disponer de información sobre estas tecnologías generando beneficios para viviendas e industrias. “La guía está en línea con la nueva Estrategia de Transición Energética Residencial, que contempla distintas acciones para ir, gradualmente, resolviendo el problema que genera la contaminación -especialmente en la zona centro sur del país- que se produce al usar leña húmeda en la calefacción de los hogares- Adicionalmente, se presenta información valiosa para que comercios e industrias puedan aprovechar los beneficios de este tipo de tecnología”, señala. Para José Fuster, asesor técnico de GIZ, el propósito de la guía es ser una primera aproximación a estas tecnologías y sus ventajas. “Chile tiene un enorme
Foto: Gentileza GIZ en Chile.
Otro avance para la incorporación de estas tecnologías es la Guía para el Usuario, lanzada a fines del año pasado, que se desarrolló como parte del proyecto de apoyo a la NAMA “Energías Renovables para Autoconsumo en Chile”, que financia Nama Facility y lidera el Ministerio de Energía con el apoyo del Programa de Energías Renovables y Eficiencia Energética, de GIZ en Chile, con el objetivo de potenciar el uso de las bombas de calor.
Las opciones de bombas de calor son prioritarias en el proceso de electrificación de la calefacción.
sanitaria a cualquier instalación que requiera de frío o calor, pudiendo ser usada en viviendas, el comercio o la industria”, precisa el estudio del organismo internacional. Entre los beneficios de las bombas de calor se cuenta que sus equipos son altamente eficientes: pueden entregar entre tres y cinco unidades de calor, por cada unidad de energía consumida; además permite su uso en diferentes condiciones geográficas y climáticas; usan recursos renovables, como el calor de la tierra o del aire exterior; necesitan poco mantenimiento; son duraderas y altamente confiables, con una vida útil promedio de 20 a 25 años; se pueden implementar en edificios de diversos tamaños, entre otros. www.revistaei.cl | Junio 2021 | Nº255
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CALENDARIO CONFERENCIAS ONLINE
2021
2021
FOROLITIO Martes 10 de agosto www.forolitio.cl
AQUAFORUM PATAGONIA Martes 17 y Miércoles 18 de agosto www.aqua-forum.cl
AQUAFORUM PUERTO MONTT Miércoles 20 de octubre www.aqua-forum.cl
2021
ELECGAS Jueves 2 de noviembre www.elecgas.cl
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Energía
Foto: Gentileza GIZ en Chile.
También se indica que se pueden utilizar en una gran variedad de aplicaciones y cargas de energía. “La tecnología actual permite la implementación práctica desde aplicaciones pequeñas, como -por ejemplo- en edificios residenciales que requieren de 5 kW a 30 kW, hasta aplicaciones grandes, como en edificios de mayor tamaño y en esquemas de calefacción urbana de 100 kW a 1.000 kW o más”.
Tipos El documento de GIZ en Chile señala que las tecnologías más utilizadas actualmente en Chile en el área de aerotermia son: Equipos Split: “Son bombas de calor que se usan para climatizar ambientes, principalmente para aplicaciones residenciales y en algunos casos comerciales. Estos dispositivos tienen la característica de ser sistemas fragmentados, ya que cuentan con una unidad interior que se instala en el espacio que se quiere climatizar, y una unidad exterior en una zona donde se pueda realizar el intercambio de calor con el aire ambiente”.
Foto: Gentileza GIZ en Chile.
Bombas de Calor Compactas para ACS: “Son equipos que utilizan el calor presente en el aire para calentar agua sanitaria para diversos usos domésticos, como por ejemplo, duchas, lavado de ropa, lavado de loza, etc. En la siguiente figura se pueden ver tres diferentes configuraciones para
Bomba de calor instalada en Europa en edificaciones.
Bomba de calor residencial.
bombas de calor aerotérmicas para la producción de ACS, en las cuales varía si la bomba está dividida en diferentes partes y si es que está o no separada del acumulador de agua. Independiente de la configuración que se analice, el intercambio de calor siempre se lleva a cabo en la bomba de calor”. Bombas de calor aerotérmicas reversibles para Clima y ACS: “Tienen la opción de suministrar calefacción o refrigeración dependiendo de la necesidad del usuario. Los equipos reversibles cuentan con un dispositivo auxiliar llamado válvula de cuatro vías, el cual permite revertir la funcionalidad de la bomba de calor, según la necesidad de frío o calor que se tenga en el recinto. También tienen la facultad de generar agua caliente sanitaria para usos domésticos”. Bombas de Calor Industriales para Generación de Calor: “Tienen como función principal producir agua caliente de proceso para uso industrial. En términos generales, estas BdC industriales tienen mecanismos de operación más complejos que las utilizadas en aplicaciones residenciales y comerciales, en especial debido a que se busca alcanzar temperaturas más altas (cercanas a los 100 °C). Estos equipos son utilizados para una gran variedad de aplicaciones y pueden alcanzar potencias desde los 50 -150 kW térmicos, hasta varios MW térmicos”. www.revistaei.cl | Junio 2021 | Nº255
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Foto: Gentileza First Solar Chile.
Análisis
Planta fotovoltaica Luz del Norte.
PLANIFICACIÓN ENERGÉTICA DE LARGO PLAZO:
Proyectando la transición
energética de Chile Por Carlos Barría, jefe de la División de Políticas y Estudios del Ministerio de Energía
EL ÉXITO DEL PROCESO DE TRANSICIÓN energética de Chile ha sido reconocido en el país y a nivel internacional, en que la Planificación Energética de Largo Plazo (PELP) ha sido una de las herramientas fundamentales para el avance sostenido hacia un futuro energético más limpio y de cara a la ciudadanía. Se trata de un proceso establecido por Ley, llevado a cabo con amplia participación y visión de Estado, cuya segunda versión está hoy en pleno desarrollo. La PELP es un instrumento público fundamental para evaluar los diferentes caminos del desarrollo del sector energético futuro, proyectando el consumo energético y sus alternativas de oferta. Un aspecto central de la PELP es la identificación de polos de desarrollo de generación renovable, una herramienta que puede ayudar a resolver las com40
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Un aspecto crucial de esta iniciativa es la identificación de polos de desarrollo de generación renovable, una herramienta que puede ayudar a resolver las complejidades ambientales y territoriales el desarrollo de la infraestructura de transmisión. plejidades ambientales y territoriales el desarrollo de la infraestructura de transmisión. Además, entrega información relevante no solo para la toma de decisiones de política pública y procesos regulatorios como la expansión de la transmisión, también para que organizaciones públicas y privadas, investigadores, estudiantes, y muchos otros desarrollen estudios y análisis en diversas materias. Existen tres elementos clave para el buen desarrollo de la PELP: la participación ciudadana; la solidez de los análisis técnicos, y el involucramiento institucional.
Entrevista Análisis
Utilizando una metodología efectiva de participación, a través de veinte talleres técnicos y cinco audiencias públicas que entregan información clara y oportuna, escuchando las diversas opiniones y atendiendo las legítimas diferencias que surgen, es posible lograr un aporte concreto de la ciudadanía en el proceso PELP. El segundo elemento clave es la solidez de los análisis técnicos que se deben llevar a cabo. La planificación energética se caracteriza por ser compleja, multidimensional y de gran tamaño, para lo cual se cuenta con herramientas probadas de modelamiento no sólo para simular la operación del sistema eléctrico en un esquema de co-optimización, sino además para caracterizar la demanda energética futura en los distintos sectores de la economía. Se cuenta con herramientas que permitirán proyectar la integración de generación distribuida en las diversas zonas del país, y otras para evaluar nuevas tecnologías esenciales para operar el sistema eléctrico con una alta penetración de energías renovables. Un aspecto esencial será la evaluación de emisiones de CO2eq en cada uno de los escenarios, siendo clave para lograr el compromiso de la carbono neutralidad al 2050. Asimismo, la evaluación de los efectos de cada escenario en la contaminación local de las ciudades será esencial, entendiendo que la transición energética entrega una oportunidad única para resolver uno de los mayores problemas ambientales del país. El uso de energéticos limpios para calefacción y la movilidad sustentable serán fundamentales para transformar las ciudades y mejorar la calidad de vida de las personas.
Foto: Gentileza Ministerio de Energía.
Respecto del primero, la ley estableció un registro de participación ciudadana que en esta oportunidad lo componen 706 personas, de las cuales 84% son personas naturales y el resto representantes de diversas organizaciones. La situación sanitaria y la opción de reunirse virtualmente permitieron lograr cobertura nacional en la participación, con cerca del 40% de personas inscritas fuera de la región metropolitana. Sin embargo, todavía se deben hacer esfuerzos para promover la participación femenina, siendo hoy cerca del 30% del registro.
El tercer elemento clave es el fuerte involucramiento institucional y los equipos técnicos que apoyan, piensan y elaboran cada detalle del proceso PELP. Por una parte, el proceso cuenta con el apoyo de un grupo técnico de 21 académicos con paridad de género, de los más importantes centros de investigación vinculados a energía del país. Representan a 12 universidades en 8 regiones colaborando para identificar evidencia científica, robustecer las metodologías, e incorporar las componentes más complejas del análisis como lo son lo territorial, social y ambiental. Finalmente, el más valioso aporte a la calidad y rigurosidad de la PELP lo entrega el trabajo y compromiso de un equipo de más de 30 especialistas del Ministerio de Energía en diversas temáticas, que junto al liderazgo del BiMinistro de Energía y Minería y del Subsecretario de Energía permiten lograr la confianza y solidez necesaria de un proceso clave para la transición energética. Tenemos la oportunidad de transformar Chile con energía limpia, beneficiando a la sociedad, al medio ambiente y nuestra economía. De ahí la importancia de llevar adelante procesos como la PELP basados en estrictos criterios técnicos, con amplia participación y compromiso institucional, que le dan sustento de largo plazo al desarrollo energético y, en definitiva, contribuye a mejorar la calidad de vida de toda la ciudadanía. www.revistaei.cl | Junio 2021 | Nº255
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Región de Coquimbo
Foto: Archivo B2B Media Group.
Potencia Regional
Parque eólico Punta Sierra, de Pacific Hydro.
DIVERSIFICACIÓN EN TECNOLOGÍAS
Coquimbo:
región emblemática en energía eólica abre paso a proyectos solares En tres años se han aprobado más de 1.000 MW de capacidad instalada en iniciativas renovables, especialmente solares fotovoltaicas de pequeña generación, en una zona clave en materia de transmisión, debido a su cercanía con los principales polos de consumo del país. SI BIEN COQUIMBO ES LA REGIÓN que concentra la mayor capacidad instalada en energía eólica del país, su potencial en energía solar genera interés en inversionistas que ya exhiben proyectos con esta tecnología, especialmente en Medios de Generación de Pequeña Escala (PMG y PMGD), los cuales aprovechan la cercanía de esta zona a los principales centro de consumo del país. Este último factor es el que explica la instalación de proyectos de generación de respaldo, con tecnología diésel, considerando la variabilidad de la energía eólica y solar fotovoltaica en la zona,
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otorgando un mayor grado de diversidad, a lo que se suman futuros proyectos que incluyen sistemas de almacenamiento de energía, particularmente con baterías BESS.
Actualidad Coquimbo actualmente cuenta con casi 1.300 MW de capacidad instalada, con 56 centrales generadoras, las cuales se dividen en tres hidroeléctricas (28,2 MW); nueve termoeléctricas (364 MW); once parque eólicos (694 MW), y 32 parque solares fotovoltaicos (207,3 MW), de acuerdo con los datos del Coordinador Eléctrico Nacional. En el segmento de transmisión tiene 51 subestaciones eléctricas que suman una capacidad instalada de 4.191,45 MVA, además de 14 líneas de transmisión con un total de 388,85 kilómetros de de extensión, de las cuales hay 224,31 km en 220 kV; 127,57 km en 110 kV y 36,97 en 66 kV.
Potencia Regional
El alto desarrollo de parques eólicos y solares en los últimos años ha provocado una alta demanda para seccionarse a las líneas nacionales presentes en la zona, especialmente con la línea Cardones-Polpaico, que desde 2019 entró en operaciones, atravesando toda la región desde la subestación Nueva Cardones, en Copiapó, a la subestación Polpaico de la Región Metropolitana, lo que vino a aliviar la estrechez de transmisión en esta parte del Sistema Eléctrico Nacional.
También se encuentra el proyecto Central de Respaldo Combarbalá, de Prime Energía, el cual contempla una capacidad de 75 MW, por una inversión de US$50 millones.
Tramitación ambiental La Comisión de Evaluación Ambiental de la región de Coquimbo ya suma más de 1.000 MW aprobados en proyectos de generación eléctrica, desde 2018 a mayo de este año, lo que representa una inversión proyectada superior a US$846 millones.
A fines del año pasado, la empresa propietaria de la línea, ISA Interchile, instaló nueve equipos autotransformadores, con lo cual duplicó la capacidad de las subestaciones del trazado, donde en la Región de Coquimbo se encuentra la subestación Nueva Pan de Azúcar, con el propósito de incrementar la capacidad operativa de toda la infraestructura.
De acuerdo con los datos del Servicio de Evaluación Ambiental (SEA), el total de montos de inversión de proyectos energéticos en calificación ambiental dentro de la región llega a US$578 millones, mientras que se ha dado luz verde a un total de US$63 millones en la actualidad.
En el segmento de distribución, Coquimbo cuenta con 335.037 clientes regulados, los cuales pertenecen en su totalidad a la empresa CGE, mientras que el número de clientes libres llega a nueve empresas, dentro de las cuales, seis corresponden al sector minero; dos al comercio, público y residencial, y uno al industrial.
La inversión ingresada a abril de este año fue de US$81 millones, equivalente a nueve proyectos de generación, lo que representa un aumento respecto a los US$49 millones ingresados en el mismo mes del año pasado.
Instalaciones de parque solar fotovoltaico instalado en la zona.
Gran parte de las iniciativas ingresadas son proyectos solares fotovoltaicos, entre los cuales se encuentran Parque Fotovoltaico Francia Solar (US$11 millones); Peñón Solar II (US$12 millones); Proyecto Solar Los Vilos PMG (US$9 millones), y Parque Fotovoltaico Don Oscar Solar (US$9,5 millones). Foto: Gentileza Seremi Energía Coquimbo.
En materia de generación distribuida, especialmente de net billing, destinadas al autoabastecimiento residencial, esta zona reporta 190 instalaciones, de acuerdo a los datos que proporciona la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera A.G.).
Región de Coquimbo
Proyectos en construcción Los proyectos en construcción que se emplazarán en la zona totalizan 344,8 MW de capacidad instalada, con una inversión acumulada de US$288 millones, distribuyéndose en siete centrales generadoras, de las cuales cuatro son solares fotovoltaicas y tres térmicas, que prevén entrar en operación durante este año, de acuerdo a lo que informa el Boletín del mercado eléctrico de Generadoras de Chile. Dentro de estas iniciativas se destaca la Central de Respaldo Llanos Blancos, de Prime Energía, que tiene 150 MW por una inversión de US$70 millones, además el Parque Fotovoltaico La Huella, de Clean Capital Energy, de 84 MW, con una inversión de US$112 millones. www.revistaelectricidad.cl | Junio 2021 | Nº255
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Foto: Gentileza Schneider Electric.
HITACHI ABB POWER GRIDS
Un rol destacado jugó la digitalización en poner en la delantera al país, al reforzar el sistema eléctrico troncal comparado con otros países de la región, según señaló Mauricio Mazuela, gerente general de Hitachi ABB Power Grids, quien además destacó que Chile se ha preocupado desde hace más de una década de fortalecer su red eléctrica invirtiendo más de US$5 billones y sigue avanzando, introduciendo la digitalización en la red para proporcionar una mayor transparencia en la cadena de valor.
Foto: Gentileza Hitachi ABB Power Grids.
ADQUIERE NUEVA MÁQUINA CORTADORA DESTACA EL ROL DE LA DIGITALIZACIÓN EN DEEL NÚCLEOS DE TRANSFORMADORESDE LAS ERNC EN CHILE CRECIMIENTO Foto: Gentileza Rhona.
MERCADO MERCADO ELÉCTRICO ELÉCTRICO
Rhona
Thierry Chamayou, Country president; Gustavo Jaramillo, Industry director, y Rafael Segrera, South America Zone president.
SCHNEIDER ELECTRIC
ABORDÓ GESTIÓN DE LA ENERGÍA EN DIGITALIZACIÓN DEL SECTOR MINERO
Según el ejecutivo, la pandemia ha contribuido a acelerar la adopción de tecnología: “No vemos, ni esperamos ningún De la marcaen italiana L.A.E., producto la compañía retroceso ese curso, de de losfabriacontecimientos Analizar las oportunidades y los retos Catastro de Inversiones de la minería cación de equipamiento eléctrico, Rhona, adquirió actuales, muy por el contrario”. de la transformación digital en la chilena para el periodo 2018-2027, una nueva máquina de corte de acero magnético estamos a la delantera comparado con los países de la región, y minería Además, que tanto generadoras, transmisoras como dis- fue uno de los principales de Cochilco. para núcleosaclaró de transformadores. llegando casi a un 30% de generación renovable no conobjetivos deestamos “Innovation Day: Digital tribuidoras “han estado preocupadas de mantener una inversión jornada reunió aque más de 200 Este equipo está diseñado y fabricado para realizar vencional. Los estándares deLa calidad y exigencia nuestro sistema Mining renovación de equipamiento crítico y mantener operativas sus Santiago 2019”, organizado clientes, proveedores y colaboradounentipo de corte denominado “Step Lap” (hasta un eléctrico demanda, por Schneider Electric, donde sehan re- tenido una eficacia y robustez demostrada. instalaciones”. res, quienes también conocieron los ancho de chapa de 450 mm), contando para ello unieron más de 35 especialistas delque las plantas solares fotovoltaicas y eólicas Para el 2050 se espera productos y soluciones de la platacon la última tecnología en CNC, de acuerdo a lo sector, ocho expertos internacionales contribuyan con un 53% deforma la matriz energética”, “Como país reforzado el sistema eléctrico troncal, por lo que EcoStruxure para afirma. la minería, informado porhemos 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 y lograr la excelencia operativa”. La reconocida multinacional colombiana ISA adjudicó a Reich Ingenieal fortalecimiento de nuestro sistema eléctrico”, aseguró el gerente Asimismo, el ejecutivo de Rhona enfatiza que esta en la minería, recalcando la oportunimáquina cortadora es la primera en su tipo de Reich, JoséenSerrano. ría un contrato marco de consultoría poren unnuesplazo de cinco años A para su juicio,general la industria minera dad que tienen las organizaciones de tro país. “Contar con esta tecnología nos permitirá oportunidades mejorar su productividad mejorar el desarrollo de proyectos de ingeniería de subestaciones en Chile Chile.tieneSigrandes bien en el marco de este tipo de contrato no hay -pory el momentomejorar los plazos de entrega a nuestros clientes, por su cartera de proyectos −la más sus resultados financieros, por lo que un trabajo asignado, el alcance de los servicios podría contemplar la ya“Estamos que la ejecución de los núcleos será más rápida, altaa de felices de poder integrar a la filial de ISA en Chile la los últimos tres años− donde destacó las funciones de EcoStruxure elaboración de prediseños preparación de ofertas; elaboración así como también entregar transformadores con se consideran 44 iniciativas por más para en la materia de automatización y la cartera de nuestros clientes. Interchile tiene activos muy importantes menos pérdidas sin carga o del núcleo y, por lo y revisión de ingenierías básica y de detalles para diferentes proyectos, de US$65 mil millones, según el conectividad de potencia. tanto, contribuir a la eficiencia energéticaydeeste nuestras en nuestro sistema de transmisión acuerdo marco nos perrevisión de ingeniería básica y de detalles de sistemas secundarios redes de seguir distribución y transmisión”, concluye Savoy.y estudios eléctricos y el desarrollo de los estudios de interconexión. mitirá aportando con nuestros diseños
REICH INGENIERÍA APRUEBA EVALUACIÓN TÉCNICA Y ECONÓMICA PARA PARTICIPAR EN FUTURAS LICITACIONES DE ISA
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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Foto: Gentileza Finning.
CERCA DEL 50% DE LOS CENTROS DE SALUD EN CHILE CUENTAN CON GRUPOS ELECTRÓGENOS FINNING
MERCADO ELÉCTRICO
DESIGNACIONES Enap Pablo Martínez asumió como gerente general E&P Magallanes. Es ingeniero civil de la Universidad de Chile y Master of Engineering in Petroleum Engineering de la Universidad Heriot-Watt de Edimburgo. Se ha desempeñado en empresas como Geopark y Methanex Chile.
GPM-AG César Vásquez, es el nuevo miembro del directorio de la Asociación de Pequeños y Medianos Generadores (GPM-A.G.). Es ingeniero civil electricista y tiene un magister en Finanzas y Diplomado en Energías Renovables de la Universidad de Chile. Cuenta con 12 años de experiencia en regulación y mercados energéticos, desempeñándose como gerente comercial de Aela Energía.
Grupo Saesa Finning junto a sus empresas filiales, es la proveedora del suministro de respaldo de energía eléctrica de los centros de salud del país, abasteciendo aproximadamente al 50% de ellos. Así, la empresa entrega soluciones con sistemas de operaciones automatizadas, con una autonomía de funcionamiento en promedio de 24 horas y una estructura de monitoreo remoto CAT, la que permite mayor seguridad y disponibilidad de equipos de apoyo al momento de una emergencia. Con la llegada de la pandemia, hospitales y clínicas del país han estado trabajando al máximo de su capacidad para que la red asistencial nacional dé abasto ante la crisis sanitaria. Las instituciones han abierto salas especiales para cuidados de pacientes Covid y el personal médico ha trabajado incansablemente para atender la demanda. Sin embargo, existen factores ajenos a esta coordinación que pueden complejizar aún más esta situación, como por ejemplo, el corte del suministro eléctrico en las instalaciones de los centros médicos. Es por eso por lo que Finning y sus empresas filiales han buscado garantizar el abastecimiento de energía eléctrica a través de soluciones personalizadas, tanto de respaldo como de uso continuo de las entidades. El director de Energía & Motores de Finning Sudamérica, Jean-Paul Claisse, comentó que “en el área de la salud es de vital importancia contar con la garantía del funcionamiento de los grupos electrógenos y -a su vez- que estos tengan un amplio margen de autonomía para enfrentar, de la mejor manera, los momentos de crisis, pues la vida de algunos pacientes depende de ello. Nuestros equipos cumplen con esas condiciones y trabajamos todos los días para mejorarlas”. Las soluciones disponibles, que van desde los 13,5 hasta los 5.375 kVA, destacan por su estabilidad ante cargas eléctricas variables, baja emisión de gases de escape y tecnología de punta en sus diseños, como tableros de transferencias automáticas y sistema de atenuación acústica.
Iván Díaz-Molina asumió la presidencia del directorio del Grupo Saesa. Es ingeniero civil de la Universidad Nacional de Córdoba. Tiene un master of science en Carnegie Mellon University, de Estados Unidos, y un doctorado en Administración de Negocios de Temple University, de Estados Unidos.
Hitachi ABB Power Grids Marcelo Schumacker fue nombrado nuevo Hub Manager para Latinoamérica (LAM), Business Unit (BU) Grid Integration (GI), de Hitachi ABB Power Grids. Es ingeniero Electrónico de la Facultad de Ingeniería Industrial con un MBA de la Universidad de Sao Paulo, Brasil desarrolló su carrera en este país, Suiza y Chile.
Lipigas Mariela González es la nueva gerente de Abastecimiento de Lipigas. Es ingeniera civil industrial de la Universidad de Concepción, Global MBA de la Universidad de Chile y de la Universidad de Queensland, Australia, y Magíster en Control de Gestión de la Universidad de Chile.
Transelec Patricia Estrada asumió como gerenta de Compliance de Transelec. Es abogada de la Universidad de Valparaíso, además de ser magíster de Derecho en Negocios de la Universidad Adolfo Ibáñez y tener un diplomado en Compliance y Buenas Prácticas Corporativas y otro en Derecho Laboral y Seguridad Social de la Empresa, ambos de la Universidad Católica.
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Índice Avisadores
ABB S.A.
ABB Power Grids Chile S.A. Bac Ingenieros
Calendario Conferencias B2B 2021 CM3- Energia
Conferencias Eléctricas B2B 2021 CMI Universidad de Chile
Electricidad Newsletter Conecta Ingeniería S.A.
Electromov Editec Ferias y Conferencias
GIZ Elecgas 2019
Informe Técnico Electricidad Exponor 2019
Ingetrol Ltda Foro Apemec 2019
Inteligencia de Mercados Forosur de 2019 Catastro Proyectos Mineros 2020-2029
Tapa Cuatro
Tapa Cuatro 12
38 36
30 28
34 24
Tapa Tres 32
20 Tapa Tres
16 22
34 30
Tapa Dos Tapa Dos
Pesco S.A. de Mercados Inteligencia
28 34
RHONA RHONAS.A. S.A.
224
Siemens Gamesa Renewable Transformadores Tusan S.A. Energy Chile SPA.
462
Transformadores Tusan S.A. UNHOLSTER S.A.
44
44
Grupo Editorial B2B Media GroupEditec SpA Ricardo CortésSolís D. A. •• Presidente: Gerente General: Cristián Cristián SolísCortés A. •• Gerente Gerenta General: Comercial: Alejandra L. Adm. y Finanzas: Víctor Vicuña C.Paula Moraga P. •• Gerente Encargada Control y Gestión Comercial: • Gerenta Comercial: Alejandra Cortés L. • Subgerente de Ventas: Alvaro Muñoz A. CHILE • CHILE Francesca Massa, Ejecutiva Comercial. • Francesca Massa, Ejecutiva de Negocios E-mail: fmassa@b2bmg.cl E-mail: fmassa@editec.cl Tel.: +56 2 2757 4289, +56 9 74790735 Tel.: +56 2 2757 4289, +56 9 74790735 • Juanita Muñoz, Ejecutiva Comercial. • Juanita Muñoz, Ejecutiva Telemarketing E-mail: jmunoz@b2bmg.cl E-mail: jmunoz@editec.cl Tel.:+ 56 2 2757 4226 Tel.:+ 56 2 2757 4226 • Grupo CarolaEditorial Correa, Ejecutiva Comercial. Editec SpA E-mail: Edificioccorrea@b2bmg.cl Plaza Bellet, Antonio Bellet 444, piso 6. Tel.:+ 56 2 27574298, +56 9 72183751 Providencia, Santiago, Chile. Código postal: 750 00 00. Tel.:Rivero +56 2Mejías, 2757 4200, Fax: +56 2 de 2757 4201. • Lucy KAM Inteligencia Mercados E-mail: ventas@editec.cl. E-mail: lriveros@b2bmg.cl Internet: www.revistaelectricidad.cl Tel.:+ 56 2 27574200, +56 9 4044 3373 Representantes en el extranjero B2B Media Group ESTADOS UNIDOS: Magnere 1540 of. 801. Providencia, Detlef Fox, D.A. Fox Advertising Sales, Santiago. Inc. Tel.: +56 2 2757 4200 detleffox@comcast.net E-mail: 5 Penn ventas@b2bmg.cl Plaza, 19th Floor Internet: New York,www.revistaelectricidad.cl NY 10001 Tel.: 212 896 3881 Representantes en el extranjero ALEMANIA, AUSTRIA Y SUIZA: Gunter Schneider, GSM Internacional ESTADOS UNIDOS: info@gsm-international.eu Detlef Fox, D.A. Fox Advertising Sales, Inc. Alma-Mahler-Werfel-Str. 15 detleffox@comcast.net D-41564 Kaarst / Alemania 5Tel.: Penn Plaza, +49 213119th – 51Floor 1801 New York, NY 10001 Tel.: 212 896 3881 ITALIA: M. Ester Weisser mewe@fastwebnet.it ALEMANIA, AUSTRIA Y SUIZA: Vía Fratelli RizzardiGSM 22/3, 20151, Gunter Schneider, Internacional Milán, Italia info@gsm-international.eu Tel.: +39 02 452 6091, 15 Fax: +39 02 700 502 233 Alma-Mahler-Werfel-Str. D-41564 Kaarst / Alemania RESTO Tel.: DE +49EUROPA: 2131 – 51 1801 Phil Playle, Lansdowne Media Services phil@im-mining.com RESTO DE EUROPA: 2 Claridge Court, Lower Kings Road, Phil Playle, Lansdowne MediaHP4 Services Berkhamsted, Hertfordshire, 2AF, UK., phil@im-mining.com Tel.: +44 (0) 1442 877 777, Fax: +44 (0) 1442 870 617 2 Claridge Court, Lower Kings Road, Berkhamsted, Hertfordshire, HP4 2AF, UK., CHINA Tel.: +44 (0)Network 1442 877 777, Fax:Shanghai +44 (0) 1442 870 617 Overseasad Technology Co., Ltd. martin.meng@overseasad.cn No. 500 Bibo Rd., Office 310 CHINA Pudong District, 201203 Shanghai, CHINA Overseasad Network Technology Shanghai Co., Ltd. Tel/Fax: +86 21 50809867 martin.meng@overseasad.cn No. 500 Bibo Rd., Office 310 Electricidad es una publicación independiente Pudong District, 201203 Shanghai, CHINApublicada por Grupo Editorial SpA, que no cuenta con patrocinios Tel/Fax: +86Editec 21 50809867 de ninguna naturaleza. En Chile, la revista se distribuye en forma gratuita a profesionales y ejecutivos de compañías Electricidad es transmisión una publicación independiente publicada de generación, y distribución de electricidad, ya ejecutivos de organismos oficiales relacionados con la elecpor B2B Media Group, que no cuenta con patrocinios de tricidad y cualquier otra forma de energía. Toda suscripción ninguna naturaleza. En Chile, la revista se distribuye en de cortesía sólo ay ejecutivos la dirección la empresa forma gratuitaesa enviada profesionales de de compañías de donde trabaja el suscriptor. generación, transmisión y distribución de electricidad, y a ejecutivos de organismos oficiales relacionados con la elecElectricidad se reserva derecho de asignar la suscripción cantidad de tricidad y cualquier otra elforma de energía. Toda suscriptores porenviada empresa.sólo Toda persona que de no lacalifique en de cortesía es a la dirección empresa ningunatrabaja categoría anterior, podrá tomar una suscripción pagada. donde el suscriptor. Solicite su suscripción por internet en: www.revistaelectricidad.cl, o a: Cristián Valdivieso Electricidad se reserva tel el +56 derecho de asignar (cvaldivieso@editec.cl), 2 2757 4259. la cantidad de suscriptores por empresa. Toda persona que no califique en ninSuscripción Chile: anual $47.600 (IVA incluido), estudiantes: guna podrá tomar una suscripción pagada. anualcategoría $23.800anterior, (IVA incluido). Solicite su suscripción internet Suscripción extranjero:por EE.UU y en: América del Sur: US$204, www.revistaelectricidad.cl, o a: Rubén Villarroel del mundo: Centroamérica y Canadá: US$250; Europa y resto (rvillarroel@b2bmg.cl), tel +56 2 2757 4222. US$280.
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