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Entrevista Central
descarbonización"
En entrevista con ELECTRICIDAD, el director ejecutivo de Transmisoras de Chile señala la importancia de que todos los actores, públicos y privados, trabajen para sacar adelante los proyectos de este segmento.
JAVIER TAPIA, DIRECTOR EJECUTIVO de Transmisoras de Chile, se ha interiorizado a cabalidad de la realidad de este segmento de la industria desde que asumió este cargo en marzo del año pasado. Y han sido varios los hitos que le ha tocado ver en los últimos meses, como el avance de los proyectos en los planes de expansión, así como la adjudicación de la línea HVDC Kimal-Lo Aguirre al Consorcio Yallique.
Según el especialista, el principal reto del sector pasa por una planificación clara, con definiciones por parte del Estado, a fin de que no se generen eventuales escenarios de estrechez en el sistema eléctrico.
¿Cuál es el análisis que hace el gremio sobre la situación actual del sistema de transmisión?
En la última década el sector ha mantenido un buen ritmo de desarrollo y altos niveles de inversión - cercanos a los US$3.000 millones—, lo que se ha reflejado en hitos muy relevantes, como la unión del SING y el SIC y la reciente adjudicación de la línea Kimal-Lo Aguirre, que dentro de algunos años reforzará la conexión entre la zona norte y centro sur del país, usando tecnología HDVC por primera vez en Chile. La tendencia debiera mantenerse, con inversiones proyectadas que llegarían a los US$3.200 millones y el desarrollo de unos 300 proyectos en los próximos cinco años.
Lo anterior demuestra el compromiso de los inversionistas con un sector tan relevante como este. El sistema de transmisión es el principal habilitante para las ambiciones de descarbonización del país, que permitirá una mayor penetración de energía renovable y, en el futuro, una economía basada en la electrificación. En esto es, hoy en día al menos, insustituible.
Por eso no podemos permitirnos demoras. Hoy existe una diferencia demasiado amplia entre los tiempos de desarrollo de la infraestructura de transmisión y los proyectos renovables, que hay que corregir para evitar congestiones y vertimientos. Pero debemos avanzar con cuidado. Por ejemplo, el criterio N-1 ha permitido contar con un sistema seguro y con una confiabilidad razonable para los clientes finales. Si queremos lograr que las redes del futuro sean seguras, resilientes y que aporten a un futuro energético sostenible, necesitamos que todos los actores, públicos y privados, trabajemos juntos, sin pausa y con responsabilidad, para sacar adelante con prontitud los proyectos de transmisión.
¿Cómo están viendo el avance del Plan del Ministerio de Energía para agilizar las inversiones en transmisión?
Se ha avanzado, sin dudas, bajo el paraguas participativo de la PELP. Pero el desafío futuro es enorme y requiere de una correcta planificación, con
lineamientos claros y adecuados de corto, mediano y largo plazo.
En primer lugar, necesitamos que el Estado defina hoy la infraestructura que se requiere para no reiterar situaciones de estrechez en la próxima década. Con esto me refiero a obras estructurales: nuevas líneas de 500 kV, sistemas de almacenamiento y reforzamientos, además de contar con un mejor aprovechamiento de lo existente.
Por otro lado, pensando en el mediano plazo -tres, cinco años- es necesario definir qué obras estructurales urgentes pueden ser materializadas en el sistema, recordando siempre que cualquier obra de infraestructura tomará al menos unos tres años en ser desplegada.
Y finalmente, en el corto plazo, pensar en medidas operacionales transitorias que contribuyan a pasar la estrechez actual. Pero en esto reitero que debemos ser muy cuidadosos y responsables. No podemos pretender construir el sistema a partir de alternativas de corto plazo por meras razones de convenien-
Foto: Gentileza Asociación de Transmisoras de Energía.
cia temporal, porque se puede afectar su robustez.
Todo lo anterior, entendiendo que no se trata solo de agilizar las inversiones, sino de hacerlo ojalá en un clima favorable a estas obras, que tiene un sentido “país” y necesitan avanzar sobre la base de una buena planificación, pero también con altos estándares ambientales y un trabajo de cara a las comunidades.
¿Qué balance hace hasta el momento de los planes de expansión que propone el CEN a la CNE?
Nos parece que el más reciente plan de expansión propuesto va en la línea correcta, con inversiones por más de US$535 millones y orientaciones positivas para el crecimiento de la red, como el refuerzo de los conceptos asociados a seguridad y resiliencia del sistema.
Asimismo, es muy relevante, de cara al futuro, el hecho que se haya recogido la propuesta de una de nuestras asociadas con la incorporación de la obra “Nuevo Sistema de Control de Flujo Mediante Almacenamiento Parinas – Seccionadora Lo Aguirre”, consistente en la instalación de un sistema de control con almacenamientos tipo BESS capaz de controlar el flujo de potencia por las líneas de 500 kV que conectan estas dos subestaciones. Esperamos que las señales de la autoridad respecto a estas tecnologías sean las correctas, que la obra sea adjudicada durante 2023, y que entre en servicio con anterioridad a 2027.
A juicio de la Asociación, ¿cuáles son los principales perfeccionamientos regulatorios que requiere la transmisión?
La inversión siempre requiere adecuados niveles de certeza, con regulaciones sectoriales que provean un piso mínimo. Hoy en día, más que cambios regulatorios relevantes (que sin duda hay, como el proyecto actualmente en el Congreso, que mejora la regulación del almacenamiento), es urgente mejorar la capacidad de diálogo, tan necesaria para que los proyectos se sigan materializando adecuadamente.
Hoy un nudo crítico tiene que ver con los excesivos tiempos que se requieren para obtener los permisos necesarios para el desarrollo de los proyectos, los cuales pueden llegar a exceder en más de tres veces los tiempos establecidos en la normativa.
Es fundamental que las autoridades aceleren los procesos para la obtención de permisos y desarrollo de construcción, que se aúnen criterios y refuercen sus capacidades de gestión. Y, por cierto, que todos mantengamos una permanente apertura al diálogo para resolver problemáticas y avanzar.
En este sentido, estamos muy confiados que las autoridades que liderarán el Ministerio, encabezado por el ministro Claudio Huepe y el subsecretario Maturana, sabrán guiar y canalizar estas inquietudes, dadas su experiencia, conocimiento del sector y alta capacidad técnica.
¿Cuál es el trabajo que impulsarán como gremio en materia de relacionamiento comunitario, considerando temas relevantes como los estudios de franja?
El relacionamiento comunitario temprano y el trabajo con altos estándares medioambientales son ejes centrales sobre los cuales debemos avanzar. Nuestra ambición es ir más allá del cumplimiento normativo para generar valor de forma conjunta y transformar a la transmisión eléctrica en una buena noticia para las localidades en las cuales se instalan los proyectos.
Desde la Asociación tenemos un área dedicada a estas materias, desde donde estamos generando principios y pautas comunes para el sector. En ese contexto, nos parecen súper relevantes todas las medidas —como podrían ser las realizadas al alero de los estudios de franja actuales— que apunten a despejar incertidumbres territoriales y a generar
una vinculación mucho más armónica con los entornos y comunidades. Estamos a disposición de las autoridades para trabajar en esto con ellos.
¿Qué perspectivas tiene para el proyecto Kimal-Lo Aguirre?
Kimal-Lo Aguirre será una pieza clave para la descarbonización y para la disponibilidad y seguridad del suministro eléctrico en el mediano plazo. El consorcio ganador está formado por empresas socias nuestras, que poseen gran experiencia en proyectos de esta envergadura y han podido aprender de lo pasado.
Me parece que lo más relevante, eso sí, es no confiarse y poner “demasiados huevos en esta canasta”. Probablemente buena parte de la capacidad que agregará esta línea ya está copada dados los requerimientos energéticos futuros, por lo que es necesario estar pensando ya qué otros pasos necesitamos para tener una red segura, suficiente y resiliente para la próxima década.
¿Cómo evalúan el proceso de conexión de acceso abierto, con los ajustes realizados por el CEN?
Para las empresas el reglamento fue bueno, porque dio certezas y ordenó temas tales como la aplicabilidad del acceso abierto y el establecimiento de plazos concretos para las actuaciones en todas las etapas del proceso; entre otros.
En términos generales los cambios han sido positivos, aunque todavía hay algunos aspectos prácticos que mejorar. Pero hay que tener en cuenta que estamos en un período muy fuerte de proyectos. De hecho, el año recién pasado fue el año con más conexiones aprobadas.
¿Qué factibilidad observa con el desarrollo de la llamada transmisión virtual? La transmisión virtual se refiere un conjunto de instalaciones (principalmente sistemas de almacenamiento de energía eléctrica y control) que permiten aumentar la capacidad de transporte sin la necesidad de intervenciones relevantes a
“La transmisión virtual se refiere un conjunto de instalaciones (principalmente sistemas de almacenamiento de energía eléctrica y control) que permiten aumentar la capacidad de transporte sin la necesidad de intervenciones relevantes a la infraestructura existente”. la infraestructura existente. Se entrega flexibilidad y mayor resiliencia al sistema.
Como Transmisoras vemos con buenos ojos la implementación de este tipo de tecnologías como soluciones de corto o mediano plazo para los problemas de congestión que se presentan hoy, siendo complementarias a las soluciones definitivas de transmisión. En particular, es muy destacable que estemos avanzando en mejorar el marco regulatorio para el desarrollo de sistemas de almacenamiento.
Transformador 92MVA, Planta Fotovoltaica Capricornio
Rhona, presente en el Parque eólico Torsa de Statkraft, con el transformador de Poder de mayor potencia construido en Chile, cuenta con la capacidad para fabricar equipos desde los 5kVA hasta los 133.000kVA, con tensiones que van desde los 400 V y hasta los 154.000 V.
EMPRESA COMPARTE LAS RAZONES DE SU FAVORABLE PERSPECTIVA: RHONA PROYECTA ALTA DEMANDA PARA SU LÍNEA DE NEGOCIO
La alta inversión en parques de energías renovables, el desarrollo de proyectos de ampliación y obras nuevas del Sistema Eléctrico Nacional, y la valoración del mercado nacional hacia sus soluciones, permiten que Rhona pronostique un panorama alentador para su línea de transformadores. La compañía, con amplia experiencia suministrando soluciones para el sector de la energía, destaca por estar constantemente invirtiendo en su fábrica. En transformadores, cuenta con capacidad para fabricar equipos desde los 5kVA hasta los 133.000kVA, con tensiones que van desde los 400 V y hasta los 154.000 V. Para los transformadores se reconocen tres líneas de negocios principales: los equipos de distribución eléctrica, utilizados en su mayoría por las empresas Distribuidoras; los de Media Potencia, que se ajustan a las necesidades de cada cliente; y los transformadores de Poder, que se emplean en Transmisión o aplicaciones especiales.
AMPLIO CONOCIMIENTO
De acuerdo a Rhona, todos los clientes son importantes, existiendo algunos proyectos más complejos desde el punto de vista de los desarrollos de ingeniería. “Hoy se están ejecutando dos proyectos relevantes. El primero, es el transformador de Poder de mayor potencia construido en Chile de 133MVA y el segundo son tres subestaciones móviles de alta tensión que permitirá respaldar -en caso de emergencia- un paño completo de transformación con todas sus respectivas protecciones, en lado primario y secundario”, precisa la fi rma. La gran ventaja como fabricante es que, como su procedencia es local, cuenta con amplio conocimiento de las instalaciones del Sistema Eléctrico Nacional. Asimismo, según la empresa, sus tiempos de fabricación son más acotados y seguros.
CERTEZAS AL MERCADO
“En este último año, se han generado grandes incertidumbres en todos los transportes internacionales, tanto por los tiempos de desplazamiento, costos y disponibilidad de los mismos. Lo anterior, nos coloca en una posición especial -de colaboración mutua- ante nuestros clientes, ya que éstos pueden monitorear activamente el desarrollo de la fabricación de sus equipos, notando de forma prematura ajustes que en conjunto se pueden ir acordando en la construcción”, anuncia la compañía. Con el cambio en la forma en que se licitan los proyectos de transmisión, la fi rma ha encontrado un nicho en la ejecución de los proyectos de ampliación del Sistema Eléctrico Nacional. Así, Rhona ha desarrollado equipos para todas las empresas distribuidoras y transmisoras de energía del país. “Actualmente, contamos con 2/3 de adjudicación de los transformadores de poder para el proceso de licitación en curso, cumpliendo con las exigencias especiales del Coordinador Eléctrico Nacional, destacando nuestro profundo conocimiento de las especifi caciones de las empresas de distribución y que nos permite asesorar a las empresas de construcción”, indica la compañía.
Pedro Madariaga Navarrete, Ingeniero de Productos”
“
Rhona asegura que para los transformadores de distribución se maneja una importante cantidad de equipos en stock, lo cual permite manejar plazos menores en casi toda esta línea de negocio. Y respecto al soporte técnico, la empresa cuenta con un área dedicada a servicios, que desarrolla coordinadamente trabajos en terreno. Además, dispone de laboratorios propios, para pruebas eléctricas y mecánicas y análisis de aceite, que le permiten diagnosticar tempranamente anomalías en el funcionamiento de los equipos, y junto con ello guiar a los clientes respecto a las posibles causas y soluciones, al menor costo posible. ¿El sello de Rhona? Este radica en la amplia experiencia de sus trabajadores y en el compromiso por desarrollar integralmente sus funciones.
RHONA S.A.
Dirección: Variante Agua Santa N° 4211, Viña del Mar. Ejército Libertador N° 120, Santiago. Teléfonos: +56 32 2320600 / +562 2560 8700 Email: nuevasenergias@rhona.cl
www.rhona.cl
“Se han publicado 39 procesos de licitación (incluido la licitación 2022/01), de los cuales se han declarado desiertos 14 de ellos”.
Licitaciones de suministro
a clientes regulados: pasado, presente y desafíos
Por Juan Pablo Tapia,
Senior Energy Advisor, Broker & Trader Energy Chile.
el desarrollo de inversiones en el segmento de generación a través de licitaciones, según las necesidades de las empresas de distribución del país.
A LO LARGO DE LA HISTORIA de nuestra regulación eléctrica, los procesos de licitaciones de suministro eléctrico a clientes regulados han tenido un impacto relevante, a partir de la Ley Corta II (Ley N° 20.018), donde se instruía a modificar la Ley General de Servicios Eléctricos para fomentar Sin embargo, dichas necesidades comprendían intereses locales y, por tanto, en sus inicios estos procesos (2006-2010) se realizaron de forma individual y en algunos casos aislados de forma colectiva entre más de una empresa distribuidora.
realizados desde 2006 a la fecha (incluida la licitación 2022/01, Resolución Exenta CNE N° 83/2022), promovidas por las mismas empresas distribuidoras como las que ha venido efectuando con mayor protagonismo la CNE partir del año
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2015.
Por otra parte, estos procesos han tenido una notable evolución a lo largo del tiempo, en virtud de las condiciones propias que se han ido presentando en nuestro mercado eléctrico y evolución de
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los costos de desarrollo de las diferentes tecnologías de generación en base a recursos naturales, como también de los efectos de importaciones de recursos energéticos de combustibles fósiles.
Además, es importante señalar que se han publicado 39 procesos de licitación (incluido la licitación 2022/01), de los cuales se han declarado desiertos 14 de ellos, todos antes de la promulgación de la Ley N° 20.805, que perfecciona el sistema de licitaciones de suministro eléctrico a clientes regulados.
De todo lo anterior, es importante destacar cual ha sido su evolución y la situación actual de estos procesos que se han venido realizado desde sus inicios (2006) hasta la fecha (2022), y en la figura 2 se aprecia un notable aumento de oferentes, en virtud de los volúmenes de energía que han sido licitadas, todo lo anterior a raíz de ciertos ajustes definidos en la Ley N° 20.805.
Foto: Gentileza Juan Pablo Tapia.
Juan Pablo Tapia, Senior Energy Advisor, Broker & Trader Energy Chile. La figura 3 nos muestra los precios ofertados (línea azul) y precios indexados (línea roja) de procesos agrupados según el año de lanzamiento, conforme a sus respectivos volúmenes de energía como de sus respectivos polinomios de indexación actualizados en virtud del ITD PNP ene22. En esta figura, se puede observar la relevancia de los índices de indexación (commodities) que componen los diferentes polinomios de indexación ofertados por las empresas suministradores, principalmente los referidos a: Carbón, GNL, Diésel y CPI, siendo este último el más recurrente a partir del año 2014 hasta la fecha.
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Al conocer los precios ofertados, sus respectivos polinomios de indexación y volúmenes de energía de cada oferta adjudicada, se puede estimar el PNP de Energía a nivel sistémico (SEN) cuyo valor resulta 92,98 USD/MWh, como se muestra en la figura 4 (siendo de 81,73 USD/MWh al aplicar la Ley N° 21.185 sobre los contratos que suministran antes del año 2021), sin embargo, dicho precio aún no se asemeja a los que están experimentando los clientes libres desde 2017 a la fecha.
Cabe señalar que, en conformidad al último Informe Final de Licitaciones (Resolución Exenta CNE N° 385/2021) a que se refiere el artículo 131°
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ter de la Ley, se puede constatar que habrá procesos de licitaciones de un importante volumen de energía a suministrar a contar del año 2028. Sin embargo, dado que los anteriores Informes Finales de Previsión de Demanda elaboradas por la CNE no contemplaron una acelerada migración
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de clientes regulados a libres (literal d del Art. 147° LGSE), ello ha producido una sobrecontratación a partir de 2017 y que debiera tender a cero a partir de 2026, como se muestra en la figura 5.
Sin duda que, el mercado de contratos ha experimentado un importante protagonismo en cuanto a promover la competencia entre las diferentes tecnologías de generación y resguardar el abastecimiento de energía a los clientes regulados mediante contratos de suministro.
Sin embargo, aún quedan muchos desafíos por afrontar y de los cuales tienen relación con:
-Aplicación de ajustes en las tarifas a clientes regulados y libres por devolución saldos acumulados (1.350 MMUSD) entre los años 2023-2027, en virtud de la Resolución Exenta CNE N° 72/2020 y sus modificaciones.
-Promover la competencia de tecnologías con recursos renovables que permitan dar seguridad y estabilidad al sistema (Inercia y Flexibilidad) y alcanzar la Carbono Neutralidad antes del 2040.
-Sensibilizar las tarifas de los clientes regulados, con el propósito de dar mayor equidad de los recursos energéticos que promueven estas licitaciones de suministro.
-Reformular el Proyecto de Ley de Portabilidad Eléctrica, cuya aplicación permita resguardar las inversiones que sustentan los actuales contratos vigentes entre las empresas suministradoras y distribuidoras.
