Hidroelectricidad: Tiempo de adaptación
Esquema de empresa modelo en distribución se mantendría
Transmisión y descarbonización: Ejes de las cuentas públicas del sector
Mujer y Energía: Patricia Darez, directora ejecutiva de 350renewables
DEL SUR EL DEBATE ENERGÉTICO
10 de Julio de 2019. Concepción, Chile. www.forosur.cl
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Hidroelectricidad: Tiempo de adaptación
3 Editorial 14 Entrevista Central
Jerónimo Carcelén, presidente del Consejo Geotérmico
17 Columna de Opinión
José Venegas, secretario ejecutivo de la CNE
21 Sociales
XVIII Encuentro Energético ElecGas 2019
22 Energía
Transmisión y descarbonización: Ejes de las cuentas públicas del sector
25 Columna de Opinión
Ramón Galaz, gerente general de Valgesta Energía
Hidroelectricidad: Tiempo de adaptación
Foto: Gentileza Enel Generación Chile.
Esquema de empresa modelo en distribución se mantendría
26 Mujer y Energía
Patricia Darez, directora ejecutiva de 350renewables
28 Informe Técnico
Inversión tecnológica en resiliencia de redes llega a $3.876 millones
31 Informe Técnico
Sistemas fotovoltaicos: El futuro que espera al montaje eléctrico
35 Escenario Energético
38 Ranking
Estas son las centrales mini hidro con mayor capacidad instalada en Chile
40 Energía
Concentración Solar de Potencia lidera proyectos de energía solar térmica
46 Mercado Eléctrico
EDITEC
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• Ricardo Eberle, director jurídico de Empresas Eléctricas A.G.
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Central hidroeléctrica Pilmaiquén. Foto: Gentileza Enel Generación Chile.
Foto: Rayen Luna SolarELECTRICIDAD.
Menor participación de la hidroelectricidad
LOS GRANDES PROYECTOS hidroeléctricos han desaparecido del catastro que cada mes publica el Ministerio de Energía a partir del Plan de Obras de la Comisión Nacional de Energía (CNE), verificando una tendencia que se ha evidenciado en los últimos años en torno a esta tecnología dentro de la matriz energética local y que apunta al menor ingreso de estas iniciativas hacia el futuro, de acuerdo con las estadísticas de la industria.
El primer antecedente se verifica a partir de los datos de Generadoras de Chile, donde se aprecia que desde junio de 2017 la capacidad total instalada de la hidroelectricidad ascendió a un total de 6.632 MW en el país, cifra que se ha incrementado levemente a 6.763 MW a la misma fecha de este año. De esta manera, se registran 131 MW adicionales que se han incorporado al sistema eléctrico, en comparación con los 1.430 MW de energía solar fotovoltaica y a los 873 MW de parques eólicos que han ingresado, también desde junio de 2017.
En cuanto a las grandes centrales, se mantienen en construcción solo tres proyectos hidroeléctricos: Los Cóndores, de Enel Generación Chile (150 MW); Alto Maipo, de AES Gener (531 MW), e Hidroñuble, de Eléctrica Puntilla (136 MW). Las entradas en operación están previstas para 2020, 2021 y 2022, respectivamente.
Para 2020 también se prevé que Colbún inicie las obras de la central hidroeléctrica San Pedro (170 MW), proyecto cuyo diseño fue adecuado por la empresa y que fue reingresado al Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) en diciembre del año pasado.
Los grandes proyectos hidroeléctricos
han desaparecido del catastro que cada mes publica el Ministerio de Energía a partir del Plan de Obras de la Comisión Nacional de Energía (CNE).
El escenario de menor participación de la hidroelectricidad se relaciona con las condiciones que ha experimentado esta tecnología en los últimos años: hidrología a la baja, la oposición de comunidades y grupos ambientalistas, y la presión que implica el mayor ingreso de las energías renovables variables.
El plan “100 nuevas mini hidro para Chile”, lanzado en 2014 por el ex ministro de Energía, Máximo Pacheco, concentró los esfuerzos en las medianas y pequeñas centrales hidráulicas. Estas actualmente se alistan a superar los 500 MW de capacidad instalada en operaciones, según los datos de la CNE. Por tanto, se aprecia una tendencia a la baja producto de la mayor entrada de pequeños proyectos de generación solares.
Todos estos antecedentes, según los especialistas, plantean una serie de desafíos para la industria hidroeléctrica. Entre ellos está la flexibilidad para adaptarse al nuevo escenario de competencia tecnológica, donde los aspectos regulatorios debieran ser considerados por la autoridad como una sana convivencia entre los pequeños desarrolladores hidráulicos y solares en torno al precio estabilizado de la energía.
EN LA OPERACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO
Hidroelectricidad: Tiempo de adaptación
El impacto de la baja hidrología está afectando la operación de este actor en la matriz energética, por lo que los especialistas plantean la necesidad de avanzar en flexibilidad, integrando la energía hidráulica con otras tecnologías.
LA HIDROELECTRICIDAD se ubica sin contrapesos en el trono de las energías renovables dentro de la matriz energética, tanto en capacidad instalada como en la generación efectiva en el sistema eléctrico nacional, pese a tener más de un desafío en el escenario futuro, como lo es la recurrencia de hidrologías bajas y la incorporación de nuevas tecnologías que se complementen con las centrales hidráulicas.
Y es que los actores y especialistas consultados por ELECTRICIDAD coinciden en señalar que la hidroelectricidad tiene más posibilidades de integrarse con otras tecnologías para no ver afectada su participación en la generación eléctrica del país, a lo que se suma otro tema no menor para este sector, especialmente para los pequeños desarrolladores hidráulicos, como lo es la situación actual del precio estabilizado de energía.
Participación
La hidroelectridad es la tecnología que lidera la participación en el Sistema Eléctrico Nacional, con un total de 6.763 MW de capacidad instalada en el territorio, de los cuales 3.383 MW pertenecen a centrales de embalse y otros 3.380 MW son centrales de pasada, de acuerdo a los datos de Generadoras de Chile.
Esta posición dominante se verifica en la inyección de energía al sistema, pues la hidroelectricidad supera a la generación solar
Central Chiburgo
Foto: Gentileza
Colbún.
fotovoltaica, eólica y de GNL, ubicándose detrás de la generación termoeléctrica a carbón.
Foto:ArchivoELECTRICIDAD
Según las proyecciones entregadas por el Coordinador Eléctrico Nacional, en julio de este año, para la condición hidrológica media, se estima que la generación hidráulica sea de aproximadamente 2.890 GWh, llegando a un peak de 3.450 GWh en diciembre de este año. Cabe señalar que, según las estimaciones del organismo, en caso de hidrología seca, el mayor valor mensual también se alcanzaría en diciembre llegando a 2.500 GWh aproximadamente.
“Si bien la generación hidráulica aumenta en invierno debido a las precipitaciones, los meses con mayor porcentaje de aporte hídrico al sistema generalmente son octubre, noviembre y diciembre debido a los deshielos”, explica
El potencial del bombeo hidráulico
La otra tecnología que puede incorporarse en el sector es el bombeo hidráulico, el cual cuenta con un sostén regulatorio para que pueda desarrollarse en el país, según explica a ELECTRICIDAD Sebastián Espinoza, director de Estrategia de Valhalla, empresa que busca materializar el proyecto Espejo de Tarapacá, el cual consiste en una central hidráulica de bombeo de 300 MW que opera con agua de mar, ubicada aproximadamente a 100 kilómetros al sur de Iquique.
El ejecutivo precisa que esta tecnología permitirá eliminar, a un bajo costo, “la intermitencia de fuentes renovables no convencionales como la energía solar”.
“El bombeo es parte de los sistemas de almacenamiento y tiene la particularidad de utilizar dos reservorios: uno superior donde se acumula el agua, y otro inferior, donde se recibe el agua en turbinas para generar energía”, asevera. Espinoza detalla que en Chile, desde 2016, se pueden incorporar sistemas de almacenamiento a nivel legal, mencionando que existe un reglamento, además de otros tres
Ernesto Huber, gerente de Operación del organismo coordinador.
Pero el mayor inconveniente que tiene la hidroelectricidad es la baja disponibilidad de agua, debido a las menores precipitaciones, lo que se refleja en la probabilidad de excedencia que al cierre del primer trimestre llegó a 83,9% (mientras más alto es el porcentaje más seca es la hidrología), como indican los datos del Coordinador Eléctrico Nacional.
De hecho, las estimaciones hidrológicas para los próximos meses no son positivas. Ernesto Huber advierte que “considerando que el período de deshielo −de octubre de 2018 a marzo de 2019− ya llegó a su etapa final, podemos decir que se observaron condiciones secas desde el río Tinguiririca al norte (Aconcagua, Maipo, Cachapoal, Tinguiririca) con valores de probabilidad de excedencia de alrededor de 90%”.
“En tanto, en las cuencas del río Maule, al sur, se presentaron probabilidades de excedencia
mecanismos: El arbitraje de precios, la transmisión y los Servicios Complementarios.
“El arbitraje de precios que entra al mercado de generación se enfoca en lo que dice el reglamento de bombeo hidráulico, el cual permite proveer potencia suficiente al sistema, entregar servicios complementarios y realizar arbitraje de energía”, sostiene el ejecutivo.
Sebastián Espinoza, director de Estrategia de Valhalla.
De acuerdo a Sebastián Espinoza, el proyecto de Valhalla es un prototipo “para replicarlo a medida que el sistema eléctrico vaya requiriéndolo, y actualmente evaluamos los modelos de negocios, a través del arbitraje de precios, como en transmisión, donde el regulador evalúa el costo-beneficio con sistemas de almacenamiento. A partir de esto evaluamos y estudiamos distintos tipos de financiamiento con potenciales inversionistas para poder dar inicio a las obras, dado que la ingeniería ya está lista”.
Foto: GentilezaGeneradorasd
Orlando Acosta, asesor de recursos hídricos de Generadoras de Chile.
Ernesto Huber, gerente de Operación del Coordinador Eléctrico Nacional.
entre 70% y 80%, en los puntos de mayor relevancia, lo que implica también condiciones secas. Finalmente, en términos de energía, el deshielo 2018-2019 entregó aproximadamente un 10% menos de energía que el deshielo 2017-2018”, sostiene el ejecutivo.
Esta situación se comprueba en el menor aporte de la hidroelectricidad al sistema. Según los datos entregados a ELECTRICIDAD por el Coordinador Eléctrico Nacional, su participación bajó de 33,7%, en 2014, a 30,2% en 2018, mientras que en 2016 esta cifra llegó a 26,5% y a 29,4% en 2017.
Entre marzo de 2018 y 2019, la generación hidráulica cayó 10,9%, de acuerdo a los datos
del Boletín del Mercado Eléctrico de Generadoras de Chile.
Esta tendencia es ratificada por Orlando Acosta, asesor de recursos hídricos de Generadoras de Chile, quien describe una paradójica situación: “La capacidad de regulación interanual que actualmente está disponible a través de los embalses del sistema permite sortear años puntuales de hidrologías secas, pero es limitada para enfrentar sequías multianuales como la que estamos viviendo.
A pesar de que la capacidad instalada hidroeléctrica aumentó en 40% en los últimos 15 años, pasando de 4.086 MW en 2003 a 6.753 MW en 2018, la generación anual de las centrales hidroeléctricas no consiguió aumentar su aporte al sistema en términos absolutos, siendo sustituida, en los hechos, principalmente por termogeneración”.
“Desde hace 15 años, la contribución de la hidrogeneración se estancó en torno a 22.500 GWh al año, a pesar de que en igual periodo la generación total aumentó, pasando de 45.132 GWh anuales en 2003 a 76.291 GWh anuales en 2018, lo que supone un incremento del 70% en el mismo periodo”, agrega el especialista.
La menor disponibilidad de agua para generación eléctrica está afectando la tasa de uso de la infraestructura hidráulica, explica Carola Venegas, gerenta de Nuevos Negocios del Consorcio Eólico. "La Región del Biobío es la que tiene la mayor participación hidroeléctrica, pero la disponibilidad del recursos ha caído en 50% promedio desde 2010”.
"Todas las proyecciones futuras ven difícil que la disponibilidad de agua vuelva a los niveles que existían antes de 2010. En todos los escenarios la capacidad actual de generación hidroeléctrica va a la baja, porque la tasa de uso de la infraestructura actual no aumenta por la baja disponibilidad hídrica", añade Carola Venegas.
Instalaciones de la central hidroeléctrica
La Mina de Colbún.
Foto: Roberto Valencia-ELECTRICIDAD.
Si bien advierte que la hidroelectricidad todavía participa de manera importante en el sector eléctrico, la especialista señala que este cambio afecta a la participación de esta tecnología, "lo que se manifiesta en la disminución de proyectos en construc ción y en los que son ingresados a evaluación ambiental, por lo que la hidroelectricidad irá perdiendo posiciones. A no ser que ocurra una irrupción tecnológica significativa, es muy difícil que la hidroelectricidad vuelva a tener el nivel de inversiones que tuvo antes".
De acuerdo al Anuario Estadístico de Energía 2018 de la Comisión Nacional de Energía (CNE), las obras declaradas de generación hidráulica registraron una baja: En 2017 un 33% del total de proyectos presentados fueron hidroeléctricas de pasada,
en tanto en 2018 fueron un 28%, mientras que los proyectos de embalse pasaron de representar 1% en 2017 a 0,5% en 2018.
Para Eduardo Soto, director de GTD Ingenieros, otro factor que incide en la situación actual de la hidroelectricidad son las nuevas tecnologías que han ingresado a la matriz, sin perjuicio de que la hidroelectricidad "aún es la más importante fuente de generación segura y estable para nuestro sistema”.
Futuro
Esta descripción es compartida por el análisis elaborado para este medio por GPM-A.G., que reúne a pequeños y medianos generadores, por cuanto sostienen la necesidad de considerar los desafíos comerciales y competitivos que tiene esta tecnología frente a la energía solar fotovoltaica y eólica, las cuales son más
Foto:ArchivoELECTRICIDAD
Eduardo Soto, director de GTD Ingenieros.
Foto:GentilezaCarolaVenegas
Carola Venegas, gerenta de Nuevos Negocios del Consorcio Eólico.
económicas, por lo que pueden ofrecer precios más bajos, mientras que la hidroelectricidad sigue teniendo costos más altos, porque tiene inversiones de infraestructura más complejas, más allá del tamaño que tengan.
De acuerdo al diagnóstico de la asociación gremial, el ámbito socio ambiental que rodea a los proyectos hidroeléctricos también influye, toda vez que a pesar de que muchos proyectos entran al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental, con estudios muy robustos, finalmente ocurre que tienen rechazo social de las comunidades, haciendo que se desarrollen de forma más lenta o que se paralicen.
Foto:GentilezaFundaciónTerram
Esto es compartido por Eduardo Soto: “La hidroelectricidad como la conocíamos, con centrales de grandes embalses, inmensas superficies inundadas e inversiones gigantescas, debe ir en retirada, ya que el retorno de estas inversiones para los accionistas es muy largo, además de que hay mucha oposición de la ciudadanía para hacer estos mega proyectos y todas las grandes compañías presentes en el país ya las han desechado”.
Por su parte, Orlando Acosta sostiene que la clave para el desarrollo futuro de proyectos hidroeléctricos “no está tanto en la escala per se, sino en la sostenibilidad de los diseños y de sus reglas de operación”, argumentando que si se consideran los impactos que percibe la sociedad, el desarrollo de este tipo de proyectos estará condicionado “a cómo su diseño responde tanto a las exigencias del propio negocio como a la incorporación de variables relacionadas a las comunidades y el impacto medioambiental, en especial de las comunidades donde estos proyectos se emplazarían”.
“Una alternativa de proyecto que pudiera conciliar todos esos aspectos son las centrales o embalses mutipropósitos, que además son
una potencial fuente de mitigación a los efectos del cambio climático al proveer control de crecidas y reserva de agua”, añade el asesor de Generadoras de Chile.
Pero desde el punto de vista ambientalista el panorama es lapidario para futuros proyectos hidroeléctricos. Para Flavia Liberona, directora ejecutiva de Fundación Terram, “la situación es difícil porque Chile tiene un creciente déficit hídrico y, más allá de si a uno le gusta o no la tecnología, apostar por la hidroelectricidad es un riesgo hoy, por lo que debemos transitar a otras formas de generación eléctrica, así que en ese sentido se tiende a pensar que la solución va más por el uso de energía solar, eólica y geotérmica”.
Para la ejecutiva, el desarrollo de iniciativas de menor envergadura tampoco es una solución, pues explica que lo importante es evaluar la cuenca hidrográfica, “porque un proyecto pequeño puede ser bueno, pero si en el mismo curso de agua se meten diez de estos proyectos, se genera un impacto tan negativo como instalar un proyecto grande. No es que las centrales de pasada tengan per se mejores condiciones que una de embalse, pues en teoría son mejores, siempre y cuando tengan una mirada sobre todo el curso de agua”.
En GPM-A.G. se señala que el escenario de menor uso de agua también tensiona la operación del sistema eléctrico y, por consiguiente, los precios del mercado spot, los cuales “con periodo de sequía tienden a subir, lo que hoy explica los eventos de precios más altos en la zona centro sur. En la medida que vaya disminuyendo su participación, en comparación a otras tecnologías de generación, las hidrologías tendrán una menor preponderancia sobre los precios”.
Esta situación es complementada por Eduardo Soto, quien de todos modos prevé que hay un espacio para disminuir el precio. “El costo marginal, con las hidrologías a la baja que se
Flavia Liberona, directora ejecutiva de Fundación Terram.
Foto:GentilezaAESGener .
Ricardo Falú, gerente general de AES Gener.
TRANSICIÓN
TRANSICIÓN ENERGÉTICA
EL COMIENZO DE UNA NUEVA ERA
Palabras de bienvenida de Ministra Susana Jiménez
15 de Mayo, Hotel Cumbres, Vitacura
Charla inaugural por parte de la experta Dra. Nuria Encinar Arroyo
+ de 250 asistentes expertos en la industria
SUSANA JIMENEZ S. MINISTRA DE ENERGÍA DR. NURIA ENCINAR ARROYO
SUSANA JIMENEZ S. MINISTRA DE ENERGÍA DR. NURIA ENCINAR ARROYO
HUMBERTO VERDEJO F. DIRECTOR DEPTO. INGENIERÍA ELÉCTRICA UASCH.
HUMBERTO VERDEJO F. DIRECTOR DEPTO. INGENIERÍA ELÉCTRICA UASCH.
RELATORES
RELATORES
VANNIA TORO B. SOCIA CO-FUNDADORA CONSULTORA EMOAC SPA.
VANNIA TORO B. SOCIA CO-FUNDADORA CONSULTORA EMOAC SPA.
FRANCISCO MUÑOZ. E PROFESOR ASOCIADO. UNIVERSIDAD ADOLFO IBAÑEZ.
FRANCISCO MUÑOZ. E PROFESOR ASOCIADO. UNIVERSIDAD ADOLFO IBAÑEZ.
Discusiones dinámicas y de alta relevancia para el desarrollo de la industria.
ANDRÉS REBOLLEDO
ANDRÉS REBOLLEDO DANIEL GUTIÉRREZ CONDUCTOR MÓDULO 1 RICARDO IRARRÁZABAL NICOLA BORREGAARD
DANIEL GUTIÉRREZ CONDUCTOR MÓDULO 1 RICARDO IRARRÁZABAL NICOLA BORREGAARD
SERGIO
EDUARDO BITRÁN
RODRIGO PALMA
ANA LÍA ROJAS SERGIO BARRIENTOS CONDUCTOR MÓDULO 2
ANA LÍA ROJAS
DANIEL SALAZAR JORGE QUINTANILLA CONDUCTOR MÓDULO 3
DANIELA GONZÁLEZ CONDUCTORA MÓDULO 4
DANIELA GONZÁLEZ CONDUCTORA MÓDULO 4
ANDRÉS SALGADO
ANDRÉS SALGADO
PATRICIA DAREZ
MAURICIO OLIVARES JAVIER BUSTOS
MAURICIO OLIVARES JAVIER BUSTOS
PATRICIA DAREZ EDUARDO BITRÁN RODRIGO PALMA
BARRÍA JUAN
MÓDULO I: Transición Energética en Chile MÓDULO II: Reforma al segmento de distribución eléctrica MÓDULO III: Descabonización. Alcance, desafíos y oportunidades
MÓDULO IV: Sistema y mercado eléctrico. Perfeccionamiento, fl exibilidad y nuevos negocios.
Fuente: Ministerio de Energía.
registran, está entre US$50 MWh y US$60 MWh, pero debería ir bajando por la vía de la interconexión nacional final y definitiva, con la incorporación de la línea Cardones-Polpaico, junto a la incorporación de un mayor número de centrales renovables y por los cambios en la hidrología con años menos secos y las próximas subastas de energía”.
Nuevas tecnologías
La incorporación de nuevas tecnologías surge como una alternativa para que la hidroelec -
El aporte del sector mini hidro
Rafael Loyola, director ejecutivo de Apemec, destaca a ELECTRICIDAD la situación actual de la industria mini hidro: “En los últimos cinco años este sector en Chile más que duplicó su aporte al sistema eléctrico, pues pasamos de tener 55 centrales, con un total de 20 MW de capacidad instalada en 2014, a tener 120 centrales por un total de 495 MW, además de que hay otros 749 MW adicionales aprobados ambientalmente”.
Según el ejecutivo, “los desarrolladores de estos proyectos han internalizado la necesidad del relacionamiento temprano con las comunidades y de compartir beneficios, por lo que
tricidad no siga perdiendo posiciones en su participación dentro de la matriz energética, por lo que los especialistas, además de la complementariedad que puede tener con la generación solar fotovoltaica y eólica, mencionan el uso de baterías de almacenamiento y el bombeo hidráulico.
Una de las iniciativas lanzada este año es el proyecto “Virtual Dam” de AES Gener, ubicado en la comuna de San José de Maipo, donde se instalará un sistema de baterías de 10 MW, que
existe una nueva camada de proyectos funcionando que incorporan diseño a sus casas de máquinas, y que entienden la necesidad de vincularse con su entorno social. Esta es la nueva manera de hacer hidroelectricidad en el país”.
“Como gremio estamos concentrados en plantear a la autoridad la necesidad de igualar condiciones de competencia en el mercado eléctrico de forma de retomar el crecimiento de las centrales minihidráulicas, haciéndolas competir en igualdad de condiciones respecto de las otras tecnologías de generación, en especial las variables”, agrega Loyola.
podrán operar por cinco horas para el almacenamiento de energía, que se ubicará cerca de la central hidroeléctrica Alfalfal I (de 178 MW).
Foto:ArchivoELECTRICIDAD
El lanzamiento de este proyecto se realizó oficialmente en la Junta de Accionistas 2018 de la empresa, donde su gerente general, Ricardo Falú, destacó que esta combinación permitirá “contar con un reservorio de energía y no de agua, dando una mayor seguridad y flexibilidad al sistema nacional y nos encamina a lograr en un futuro cercano un suministro las 24 horas del día por 365 días al año libres de emisiones y más competitivo”.
Según el análisis elaborado por GPMA.G., este tipo de proyectos plantean una “combinación virtuosa” para la hidroelectricidad, por cuanto “en la medida en que las tecnologías van bajando sus costos, logran ser
integradas en mayor cantidad en los sistemas eléctricos, por lo que tengo la confianza de que en los próximos años los sistemas de almacenamiento, como baterías, van a ir reduciendo sus costos, lo que significará que solucionen distintas problemáticas”.
Orlando Acosta sostiene que esta clase de innovaciones “permitiría agregar una componente de gestionabilidad a este tipo de centrales. Si bien esto conlleva desafíos de tipo más operacional que técnicos, sus beneficios parecieran ser importantes al momento de decidir evaluar alternativas de este tipo vinculadas a la hidrogeneración”.
Un pensamiento similar tiene Carola Venegas, puesto que “los embalses conceptualmente son un sistema de baterías y son tarificadas por el sistema bajo esta función. En Chile, como el sistema tiene una mayor competitividad, todas las tecnologías son sensibles a los precios y,
La discusión del precio estabilizado de energía
El artículo 149 de la Ley General de Servicios Eléctricos permite que los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) puedan acceder al mercado spot, mediante el costo marginal o con el mecanismo del precio estabilizado de energía, el cual está normado por el D.S. 244 de 2005.
Esta normativa pretende ser modificada por el Ministerio de Energía, por lo que en abril se constituyó un grupo de trabajo que recoge las observaciones de los distintos actores del sector, donde el precio estabilizado es uno de los principales puntos a discutir.
Para el sector de los pequeños y medianos desarrolladores hidroeléctricos, la modificación al reglamento es de vital importancia.
El análisis de GPM-A.G. indica que este reglamento fue modificado en 2015, generando un escenario más complejo para el sector, pues “dado los cambios tecnológicos que hemos tenido, el mecanismo de alguna forma está distorsionando el mercado de precios de energía, porque hoy día los generadores tienen que tener contratos o vivir de sus ingresos en el mercado spot, pero en cambios los PMGD tienen la opción del precio estabilizado”.
“En algunos puntos de la red eléctrica, los costos marginales serán permanentemente muy bajos e incluso cercanos a cero, haciendo que las plantas solares que optan por el precio estabilizado reciban entre US$50 a US$60, dependiendo del cálculo que hace la CNE. Esto significa que esta diferencia se hace permanente. El precio estabilizado original se pensó para centrales hidroeléctricas y eso se suponía que iba a ser compensado año a año pero no
se pensó que permanentemente una central generadora reciba la diferencia entre el costo marginal muy bajo o cero y un precio estabilizado en torno a US$60, por lo que esta situación se tiene que modificar”, afirman en el gremio de pequeños y medianos generadores.
Rafael Loyola, director ejecutivo de la Asociación de Pequeñas y Medianas Centrales Hidroeléctricas (Apemec), coincide con avanzar en las modificaciones al reglamento, especialmente en el cálculo del precio estabilizado, por cuanto sostiene que esto “no puede prestarse para que se sobre instale un parque solar fotovoltaico percibiendo precios artificialmente altos bajo el actual mecanismo”.
Tanto en GPM-A.G. como en Apemec comparten la idea propuesta de las autoridades para que el cálculo del mecanismo considere bloques horarios. Loyola afirma que esta medida implicaría “que cada tecnología perciba el precio de estabilización según su propia entrega de energía al sistema”.
“De esta forma, cada generadora PMGD recibirá el precio estabilizado que le corresponda, distinguiendo entre PMGD que entregan energía en forma continua, como las centrales mini hidro, geotérmicas, de concentración solar u otras, y el precio estabilizado para las centrales solares fotovoltaicas u otras”, agrega.
A juicio de GPM también habría que revisar si es que este precio incluye la banda de precio medio de mercado, pues consideran que no representa el precio real de mercado que podrían estar obteniendo este tipo de proyectos en contratos que se puedan obtener hoy en el mercado, por lo que creen
Rafael Loyola, director ejecutivo de Apemec.
Foto:GentilezaAceraAG
Carlos Finat, director ejecutivo de Acera A.G.
en la medida en que las baterías tengan un precio que les permita ir compitiendo con otras tecnologías, pueden ir surgiendo en el sistema”.
A juicio de la ex seremi de Energía de la Región del Biobío, la hidroelectricidad está en condiciones de encontrar otros espacios de participación, por lo que plantea que es la misma industria “la que tiene que ser flexible respecto de cuándo es el minuto de usar una tecnología u otra”.
De acuerdo a Eduardo Soto también es necesario introducir mayor tecnología en los procesos de generación y control de las actuales centrales hidráulicas, “incluyendo más equipamiento para permitir manejar óptimamente la variación de la demanda, la regulación de frecuencia y la tensión en las redes, así como una mejor visibilidad del sistema eléctrico a través de tecnologías Scada más modernas y más completas”.
Foto:GentilezaAcesol
Conclusiones
• La ausencia de nuevos proyectos, la baja hidrología de los últimos años y la competencia de la energía solar y eólica son algunos factores que explican la actual situación de la hidroelectricidad dentro de la matriz energética.
• Esta situación ha provocado un efecto en la realización de proyectos hidráulicos, además de su impacto en los costos marginales con esta tecnología.
• El nuevo escenario plantea la necesidad de adaptar nuevas tecnologías que se pueden integrar con la generación hidroeléctrica.
que no debería aplicarse al precio nudo de corto plazo horario para dicha banda de precios.
Sin embargo, para la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera A.G.), el cambio “no está debidamente justificado con estudios que lo recomienden y no resulta oportuno en un momento en que el gobierno quiere dar señales para el aumento de las inversiones”, indica Carlos Finat, director ejecutivo del gremio.
“Si se toma en consideración que dentro de las tecnologías ERNC que se usan como PMGD, la mini hidro cuesta tres veces más que la fotovoltaica y dos veces más que la eólica, es entendible el interés de Apemec por obtener un precio estabilizado más alto fuera del horario diurno, como resultaría de la aplicación de la propuesta del gobierno, sin embargo, los beneficios que el desarrollo de esta tecnología le entregan al sistema total debería ser el punto central de la discusión”, plantea el ejecutivo.
“El precio estabilizado abrió una opción de financiamiento que actualmente −tras el anuncio de su revisión−, se ha transformado en una situación de total incertidumbre para los inversionistas, afectando a la industria PMGD completa, incluso a muchas empresas mini hidro”, añade Finat.
Otro gremio que participa en la discusión es Acesol. Su consejero y director del Comité PMGD, Carlos Cabrera, señala que están de acuerdo en realizar cambios al reglamento, como disminuir la especulación en el sector de PMGD y evitar la fragmentación eléctrica en los proyectos.
“Estamos a favor de que se aumenten los controles, pero no estamos de acuerdo en cambiar el precio estabilizado porque venimos de un largo proceso de modificar la norma técnica que aún no se termina, además de que se realizará una reforma a la distribución”, indica el ejecutivo.
“Un segundo punto es que la industria del precio estabilizado recién en los últimos dos años está despegando y ha salido a flote, en base a un reglamento que si bien tiene más de diez años vigente, el mecanismo lleva poco tiempo en real funcionamiento como para definir si está funcionando bien o mal”, agrega.
Cabrera descarta que el precio estabilizado sea un “subsidio encubierto, pues es un mecanismo bidireccional de compensación, donde su costo acumulado a la fecha ha sido del orden de US$8 millones. Hemos hecho estimaciones preliminares, que están a la espera de ser confirmadas por un estudio, en que los proyectos PMGD generarían ahorros por US$20 millones en pérdidas de transmisión y otros US$8 millones en reducciones de emisiones de CO2”.
“Hemos contratado un estudio para cuantificar los beneficios de los PMGD al sistema, y otro estudio para evaluar el impacto del precio estabilizado para los próximos años”. Finalmente, sostiene que si se pretende calcular este precio en forma horaria o por bloque, también se debe hacer en forma estacional”, concluye.
Carlos Cabrera, director de Acesol.
JERÓNIMO
“
CARCELÉN, PRESIDENTE DEL CONSEJO GEOTÉRMICO
Con la descarbonización hay un espacio óptimo para la geotermia”
El ejecutivo destaca a ELECTRICIDAD la importancia de este proceso para aumentar la presencia de esta energía en la matriz, asegurando que cuenta con atributos para avanzar en la flexibilidad del sistema eléctrico.
EL PROYECTO DE LEY de flexibilidad en el sistema eléctrico local, que el Ministerio de Energía debe ingresar este año en el Congreso, es un tema prioritario para el Consejo Geotérmico, donde esperan que se “valoren” los atributos de las “energías renovables de base”, entre las cuales está la geotermia, afirma Jerónimo Carcelén, presidente de la asociación.
El ejecutivo plantea que otro tema que sigue de cerca el Consejo es el proceso de descarbonización de la matriz, pues considera que esto abre más oportunidades a la generación geotérmica, por lo que afirma que estos son temas que pretenden promover con el acuerdo que establecieron con Apemec y la Asociación de Concentración Solar de Potencia, para destacar los atributos de la “energía renovable de base”.
Acuerdo
¿Cuáles son los alcances del acuerdo que realizaron con Apemec y la Asociación de Concentración Solar de Potencia?
Lo primero es el compromiso que tienen estas organizaciones por la incorporación de las energías renovables en la matriz nacional, como una opción común, para avanzar hacia mayores niveles de sustentabilidad y diversificación, con el fin de que haya espacio para todas las tecnologías, lo cual valoramos mucho y por eso trataremos este
Foto:
Gentileza
Consejo Geotérmico.
Jerónimo Carcelén, presidente del Consejo Geotérmico.
tema en el Foro Apemec 2019, pues es un activo relevante desde el punto de vista de la discusión pública.
¿En qué otros puntos coincide la visión del Consejo Geotérmico con estas asociaciones?
Tenemos visiones comunes en cuanto a los atributos que tienen las energías renovables de base, especialmente en el contexto de transición energética que se vive hoy, donde se encuentra el proceso de descarbonización de la matriz, además de la necesidad de avanzar hacia mayores niveles de flexibilidad en el sistema eléctrico local, en que el Ministerio de Energía ha anunciado un proyecto de ley, por lo que esperamos que aquí se valoren los atributos propios de las energías renovables de base. Este es el ánimo común que tenemos con Apemec y con ACSP.
¿Cuáles son los principales temas que planteará el Consejo Geotérmico durante este año?
Vemos dos hitos relevantes en la discusión pública. Por un lado es el proceso que se debiera iniciar cuando se conozcan los resultados de la mesa de descarbonización, porque como efecto concreto va a venir un requerimiento del sistema eléctrico para contar con energías de base sustentable que reemplacen al carbón, por lo que creemos que ese es un espacio óptimo para la geotermia, ya que es una energía continua, con un alto factor de planta, con casi cero emisiones.
¿Cuál es el otro tema?
Nos interesa avanzar en flexibilidad y seguridad del sistema eléctrico, a partir de lo anunciado por el propio gobierno, por lo que estamos a la espera de ver cómo viene este proyecto de ley, además de que los requerimientos de flexibilidad puedan ser vistos en las próximas bases de licitación de suministro eléctrico que debe ver la Comisión Nacional de Energía. Otro hito importante es el compromiso de Chile para organizar la COP 25, pues creemos que eso va a posicionar al país como un líder en la meta de reducir emisiones, siendo una oportunidad para darle relevancia a energías renovables de base, como la geotermia.
Proyectos
El gobierno también anunció el envío de un proyecto que modifica la Ley de Geotermia, ¿qué le parece esta iniciativa?
Los anuncios se refieren a permitir que se desarrollen proyectos de baja entalpía, que no están orientados a la generación eléctrica, como lo hace la alta entalpía. Lo que se busca aquí es abrir oportunidades para el desarrollo de proyectos de menor escala, lo que vemos como algo positivo porque permite difundir los beneficios de la geotermia, tanto para la alta entalpía como para otros proyectos de baja entalpía, que pueden ser negocios en cascada de la generación eléctrica, como ocurre en otros países.
El Consejo Geotérmico participará activamente en la discusión pública a partir del proyecto de ley recientemente propuesto por la autoridad. En principio no vemos ningún problema en un sistema que regule los derechos para proyectos de baja entalpía, aunque nos preocuparemos de que se resguarden los temas de seguridad, para no afectar el desarrollo de proyectos de alta entalpía. Otro punto relevante de la propuesta es la institucionalidad requerida para contar con una adecuada fiscalización en el desarrollo, construcción y cierre de los proyectos geotérmicos.
¿En qué está la iniciativa que desarrollan con el Banco Interamericano de Desarrollo?
Lo que hay con el BID es un fondo de mitigación de riesgos, que es una herramienta valiosa que permite que las compañías puedan desarrollar o invertir en etapas de exploración más avanzadas, que incluyen perforaciones. Si el resultado de esa exploración es negativo, y no se puede delinear un reservorio de energía geotérmica, los fondos del BID permiten que no se le cobre a la empresa por esas inversiones, pero si las exploraciones son positivas, el fondo entrega un crédito que la compañía le paga a este banco. Actualmente son las empresas las que analizan este tema con el BID, y estimamos que este año deberíamos tener noticias de quiénes van a poder ejecutar ese programa con el banco internacional.
OPTIMIZAN INTEGRACIÓN A LA RED ELÉCTRICA DE ENERGÍAS
DRENOVABLES GRACIAS A SISTEMA PRONÓSTICOS
ebido a que algunas energías renovables son variables como la eólica y solar fotovoltaica, su auge y penetración significan un gran desafío técnico para el Sistema Eléctrico Nacional, el cual fue abordado a través de un convenio de trabajo entre el Ministerio de Energía, el Coordinador Eléctrico Nacional y la Sociedad Alemana para la Cooperación (GIZ).
Tras tres años de trabajo, y como parte del proyecto de Energía Solar, DKTI, financiado por el Ministerio de Medio Ambiente de Alemania (BMU), se implementó un sistema centralizado de pronósticos que usa un modelo numérico y estadístico, con datos de imágenes satelitales, historial de generación y señales en tiempo real de cada central.
El subsecretario de Energía, Ricardo Irarrázabal, explicó que “en noviembre de 2018 firmamos un acuerdo con el objetivo de impulsar iniciativas orientadas a desarrollar conocimientos y herramientas, que permitan al Sistema Eléctrico Nacional abordar los desafíos que conlleva para su operación las energías renovables variables”.
En ese contexto, el subsecretario resaltó que “hoy queremos compartir con ustedes los excelentes resultados que se han obtenido en la búsqueda de mejorar los pronósticos de generación de fuentes variables, y cómo esta nueva información se ha convertido en una herramienta útil para los procesos que realiza el Coordinador y una buena señal para aprovechar los recursos renovables del país”.
Para Rainer Schröer, director del Programa Energía de la GIZ, el sistema ha sido altamente exitoso, y forma parte de la
Los resultados se dieron a conocer en el seminario: “Sistema de Pronóstico Centralizado de Generación Solar Fotovoltaica y Eólica”.
estrategia de descarbonización que impulsa el gobierno, hacia una matriz cada vez más sustentable. “Esto es un hito en los objetivos que tenemos, de impulsar proyectos que colaboren en la reducción de emisiones de gases efecto invernadero provenientes del sector energía, para apoyar al país en el cumplimiento de los compromisos internacionales frente al cambio climático”, indicó.
Por su parte el Coordinador Eléctrico Nacional, encargado de gestionar el Sistema Eléctrico Nacional, integró con gran éxito los pronósticos a su programación diaria,
llegando el año 2018 a errores medios absolutos (MAE) del orden de 7,7% y 11,5% para centrales solares y eólicas, respectivamente.
Según el presidente del Consejo Directivo del Coordinador, Juan Carlos Olmedo, “el Sistema Centralizado de Pronósticos logró plenamente los objetivos planteados ya que nos permitió generar capacidades internas para gestionar un servicio centralizado de pronósticos en línea con las mejores prácticas de operadores internacionales, alcanzando altos niveles de integración de energía renovable variable”.
Columna de Opinión
*Por José Venegas, secretario ejecutivo de la Comisión Nacional
El proceso de licitación continúa siendo neutro tecnológicamente
LA COMISIÓN NACIONAL de Energía dio inicio a la Licitación
Pública Nacional e Internacional para el Suministro de Potencia y Energía Eléctrica 2019/01, por 3.570 GWh y que abastecerá las necesidades de energía de los clientes regulados del Sistema Eléctrico Nacional, a partir de 2025, por 16 años.
En el marco de la Ley de Licitaciones (N°20.805), a la Comisión Nacional de Energía le corresponde diseñar, coordinar y dirigir el proceso de licitación pública del presente año, cuyo objetivo es que las empresas de distribución eléctrica dispongan de contratos de suministro de largo plazo para satisfacer los consumos de sus clientes sometidos a regulación de precios, es decir, para consumidores residenciales y pymes.
De acuerdo con el programa definido en las Bases de la Licitación, el 13 de noviembre próximo se efectuará la presentación de las propuestas por parte de las empresas generadoras nacionales e internacionales y el 6 de diciembre de este año se realizará el acto público de adjudicación de dichas ofertas en caso de finalizar en primera etapa.
(3.400 GWh versus 2.000 GWh de 2017); reducción de la componente variable del bloque de suministro (del 10% al 5%); la duración del contrato de suministro es menor, de 20 a 16 años, y el aumento de las exigencias administrativas tanto para el informe de clasificación de riesgo como para el reemplazo de proyectos. Esto último, con el fin de fortalecer las obligaciones de los adjudicatarios cuando se prometen nuevos proyectos de generación.
Las licitaciones de suministro son un mecanismo fundamental para las empresas generadoras, a través del cual pueden obtener contratos de suministro de largo plazo (o PPAs), los que permiten el financiamiento de nuevos proyectos de generación y así, aportar con la expansión necesaria en el mercado de generación, que cubra las futuras necesidades energéticas del país.
Esta licitación viene a inyectar dinamismo al mercado, con la entrega de un bloque de suministro de volumen relevante, el que permitiría la instalación de hasta 1.300 MW de nuevos proyectos renovables.
Esta licitación viene a inyectar dinamismo al mercado, con la entrega de un bloque de suministro de volumen relevante, el que permitiría la instalación de hasta 1.300 MW de nuevos proyectos renovables.
Como es habitual en las licitaciones que realiza la CNE, este proceso continúa siendo neutro tecnológicamente, permitiendo la participación de diversos tipos de proyectos y de empresas nacionales y extranjeras.
En esta oportunidad, las principales novedades en la licitación son que el volumen de energía a licitar es un 70% mayor
Desde el punto de vista de los clientes regulados, esta subasta viene a solventar las necesidades de suministro de dichos clientes para 2025, a precios que han venido a la baja en los últimos procesos, con lo que esta licitación aportará a continuar reduciendo el precio de la energía que los clientes regulados percibirán en los próximos años.
La ministra de Energía, Susana Jiménez, inauguró ElecGas 2019, destacando los cambios que se requieren en distribución.
Esquema de empresa modelo en distribución se mantendría
LOS ALCANCES que tiene la reforma a la distribución eléctrica fue uno de los temas recurrentes que abordaron los especialistas presentes en la XVIII versión del Encuentro Energético ElecGas 2019, realizado en el Hotel Cumbres de Vitacura, donde también se desmenuzó el proceso de descarbonización que impulsa el Ministerio de Energía con las empresas generadoras.
El evento, organizado por Editec Conferencias y Ferias, giró en torno a la transición energética, enfocándose en la necesidad de contar con marcos regulatorios que incentiven la competencia en la entrega de los servicios eléctricos dentro del segmento de la distribución, siendo este un tema que abordó Nuria Encinar, secretaria general de la Asociación Española de Derecho de la Energía.
Según la especialista, la transición energética se caracteriza por “la entrada masiva de energías renovables no convencionales y por el cambio climático, lo que supone avanzar hacia un nuevo modelo energético bajo en carbono, descentralizado, interconectado y digitalizado”. EN LA REFORMA
Este fue uno de los puntos discutidos en la versión XVIII del Encuentro Energético ElecGas 2019, donde también se analizó el proceso de descarbonización, en el marco de la transición energética que vive la industria internacional y local.
La abogada, quien fue invitada por Editec para la conferencia, afirmó que en los próximos años “iremos viendo el cierre de centrales de carbón, que serán sustituidas por centrales respetuosas con el medio ambiente, e iremos hacia una transición de energías más limpias”.
Reforma
La reforma a la distribución fue uno de los temas principales vistos en el evento. En el primer módulo sobre las oportunidades y desafíos de la transición energética este tema fue abordado por José Venegas, secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE) y por Eduardo Bitran, académico de la Universidad Adolfo Ibáñez, quienes sostuvieron
Foto: Rayen Luna SolarELECTRICIDAD.
un intenso debate sobre los cambios al marco regulatorio de la distribución, especialmente respecto a la medición inteligente.
Para Bitran, en este último tema “hubo una solución populista para que las empresas hagan compensaciones a los clientes, lo que cambia el sistema regulatorio”, a lo cual Venegas replicó que lo más relevante fue haber cambiado a un esquema voluntario para la instalación de los medidores.
En el segundo módulo “Reforma al segmento de la distribución eléctrica. Alcances, desafíos y oportunidades”, se analizó el esquema de la empresa modelo, donde José Carrasco, jefe de la División de Seguridad y Mercado Energético del Ministerio de Energía, afirmó que la propuesta “es mantener un esquema de empresa modelo, con ciertas modificaciones y elementos que permitan que una vez que tengamos esta penetración relevante de nuevas tecnologías y nuevos servicios, podamos ir recogiéndolos”.
Otro aspecto analizado fue la competencia. Para Carlos Cabrera, socio director de Sphera Energy, “el esquema que tenemos de distribuidor necesariamente va a tener que cambiar, separando lo que es la comercialización del tema de la administración de la infraestructura y de las redes”.
“También se tendrá que crear la figura del comercializador, que planifique u opere la red de distribu-
ción, incorporando a otros agentes como pequeños medios de generación, vehículos eléctricos, redes inteligentes, de manera de poder anticipar el surgimiento de estos nuevos actores”, sostuvo el ejecutivo.
Esto fue compartido por Mauricio Olivares, socio director ejecutivo de Emoac, quien aseveró que “la comercialización no va a funcionar si la empresa de distribución también está comercializando, pues la competencia tiene como base fundamental la simetría de la información, que tiene que ver con el acceso al cliente, y ahí hay una gran distorsión, porque las distribuidoras tienen acceso a esa información. Si estas empresas no se meten en los otros segmentos de negocios, eso hará que haya una muy buena ley de distribución”.
Ana Lía Rojas, socia fundadora de Ener Connex, también analizó el acceso a la información como un punto esencial en la reforma, por cuanto aseguró que “la digitalización va a traer una enorme cantidad de información que las empresas van a empezar a administrar” y habrá una discusión sobre de quién es esa información y para qué se va a usar, especialmente cuando hemos tenido ejemplos de posición dominante de empresas.
“Me es difícil no pensar en una industria que tiene ese manejo de información y que va a tener los mecanismos y la tecnología para manejar grandes
Primer módulo sobre Transición energética: Daniel Gutiérrez, José Venegas, Eduardo Bitran, Nuria Encinar, Nicola Borregaard, Rodrigo Palma y Andrés Rebolledo.
Segundo módulo sobre reforma a la distribución: Sergio Barrientos, Mauricio Olivares, Carlos Cabrera, Ana Lía Rojas, Javier Bustos y José Carrasco.
Fotos: Rayen Luna SolarELECTRICIDAD.
volúmenes de información y que no los use para meterse en otros negocios que no son regulados y que tienen directa relación con las necesidades identificadas de un consumidor, por lo que esto lo tenemos que atender con urgencia”, dijo Ana Lía Rojas.
Luego de escuchar a los especialistas, José Carrasco planteó que la idea que se estudia es que se puedan separar los roles dentro del segmento. “Más que prohibir a priori la participación de las distribuidoras en otras actividades, lo que estamos viendo es separar los roles”.
“Hay un rol que es del operador de red y hay otro rol que es el de la comercialización. El operador claramente tiene que estar en un cierto agente, mientras que la participación o no de otros productos y servicios va a depender de los distintos análisis económicos y las simetrías o no de la información que existan, pero no lo estamos viendo para ponerlo a priori como una regla definida antes de esos análisis, sino que más bien la idea es ir definiendo claramente los roles y las responsabilidades de lo que es un operador de red, de los comercializadores, o de los que prestan los demás productos o servicios”, detalló el personero del Ministerio.
Descarbonización
Los desafíos de la descarbonización en Chile fueron revisados por Vannia Toro, experta en mercado eléctrico y consultora en energía, quien en su
ponencia sobre el tema mencionó la necesidad de que exista una capacidad de flexibilidad en generación por parte de las tecnologías que reemplacen a las centrales a carbón que se retiren del sistema eléctrico.
“En la medida que la normativa sea capaz de reconocer los aportes a la flexibilidad de estas nuevas tecnologías vamos a tener una mayor inserción y transitar hacia un proceso de descarbonización, manteniendo la seguridad del sistema”, agregó la especialista.
Daniel Salazar, consultor en mercado eléctrico, indicó que uno de los focos principales que debe tener este proceso es el futuro de la transmisión, recordando que el Coordinador Eléctrico Nacional elaboró un estudio que identificó la necesidad de fortalecer esta infraestructura en la Región de Valparaíso, donde se ubica el polo de generación térmica en las comunas de Quintero y Puchuncaví.
A su juicio, es imperativo establecer “cuál será la estrategia que se tiene para este cambio, porque esto es mucho más que un calendario y que un acuerdo voluntario de las empresas”, añadiendo que un proceso débil de descarbonización “puede generar muchas incertidumbres, por lo que hay que aspirar a más. Tan importante como el calendario es cómo se va a conducir este proceso, con qué reglas e instrumentos y quién lo va a llevar adelante”.
Tercer módulo sobre descarbonización: Jorge Quintanilla, Cristóbal de la Maza, Carlos Finat, Vannia Toro, Patricia Darez, Daniel Salazar, Claudio Seebach y Marcelo Merli.
Cuarto módulo sobre sistema y mercado eléctrico: Francisco Muñoz, Andrés Salgado, Juan Carlos Araneda, Daniela González, Carlos Barría, Claudia Carrasco y Cristóbal Huneeus.
Fotos: Rayen Luna SolarELECTRICIDAD.
Daniel Gutiérrez, director ejecutivo de BGS Energy Law; Roly Solís, director de ELECTRICIDAD; Daniela Maldonado, editora de ELECTRICIDAD; José Venegas, secretario ejecutivo de la CNE; Susana Jiménez, ministra de Energía; Nuria Encinar, secretaria general de Aderen, y Cristián Solís, gerente general de Editec.
Andrés Villavicencio, director de Operaciones de Unholster; Ingrid Antonijevic, gerenta general de Adin S.A., y Rodrigo Mora, analista de Moneda Asset Management.
Paula Frigerio, gerenta de Innovación y Desarrollo de Abastible; María Consuelo Mengual, abogada del Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico Nacional; Mario Téllez, gerente de Electricidad de Enap, y Paula Millar, jefa de Auditoría y Cumplimiento del Coordinador Eléctrico Nacional.
Vicente Camino, ingeniero senior de Regulación y Estudios; Waleska Moyano, gerenta de Regulación, y Juan Muñoz, ingeniero senior de Regulación y Estudios, todos de Engie Chile.
XVIII Encuentro Energético ElecGas 2019
Más de 220 asistentes registró la XVIII versión del Encuentro Energético ElecGas 2019, realizado en el Hotel Cumbres de Vitacura, donde se reunieron autoridades, representantes gremiales, ejecutivos de empresas, especialistas y académicos vinculados con la industria energética, quienes presenciaron los cuatro módulos de discusión que tuvo la conferencia.
Fotos: Rayen Luna-ELECTRICIDAD.
María Alejandra León, jefa del Área de Operaciones Comerciales de Enel Generación Chile; Soledad Salas, gerenta comercial de Energía Llaima; Pedro Candia, gerente de Backoffice de Enel Generación Chile, y Felipe Méndez, especialista de Planificación y Control de Enel Generación Chile.
Miguel
de
Pedro Gatica, gerente de Proyectos de Synex.
Pedro de la Sotta, gerente comercial de Enel Generación Chile; Carolina Valderrama, directora de Energía y Combustibles de Codelco, y Francisco Danitz, gerente corporativo de Energía y Recursos Hídricos de Codelco.
José
Pérez-Cotapos, ingeniero senior
Planificación de Pacific Hydro; Lourdes Silva, ingeniera de Desarrollo de Proyectos de Pacific Hydro, y
Claudio Espinoza, miembro del Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico Nacional; Javiera Méndez, abogada consultora, y Andrés Romero, director de Valgesta Energía.
CNE, CEN Y MINISTERIO DE ENERGÍA
Transmisión y descarbonización: Ejes de las cuentas públicas del sector
EL DESARROLLO DE NUEVAS OBRAS de transmisión como un factor que contribuye a la descarbonización de la matriz energética local fue uno de los ejes abordados en las cuentas públicas participativas que realizaron el Ministerio de Energía, la Comisión Nacional de Energía (CNE) y el Coordinador Eléctrico Nacional, cuyas autoridades dieron a conocer los respectivos hitos alcanzados en su quehacer institucional durante el año pasado.
Según lo expuesto por las instituciones, el futuro desarrollo del sistema de transmisión nacional, con la incorporación de nuevas tecnologías, va en sintonía con las metas de avanzar en la descarbonización, con el cierre de unidades generadoras que utilizan este combustible.
Transmisión
La primera Cuenta Pública en realizarse fue la de la CNE, donde su secretario ejecutivo, José
Ambos temas fueron abordados por las autoridades de estas instituciones, quienes destacaron el rol que tienen las nuevas obras de este segmento para disminuir las emisiones de carbono en el Sistema Eléctrico Nacional.
Venegas, planteó la importancia de los planes de expansión de la transmisión, donde se incluyó el proyecto de la línea HVDC, de corriente continua, que propone interconectar la subestación Kimal, en la Región de Antofagasta, con la subestación Lo Aguirre, en la Región Metropolitana.
Según la autoridad sectorial, este proyecto se optimizó en el Plan de Expansión de 2018, “tanto en su capacidad como en el costo, estimando un valor de inversión del orden de los US$1.176 millones, además de que se sugirió un comisionamiento para verificar que mantendrá su utilidad
José Venegas dando a conocer la Cuenta Pública de la CNE.
en la fecha previa y proceder a la licitación de las obras”.
Descarbonización
A juicio de Venegas, esto es un avance en materia de planificación de la transmisión, pues “sabíamos técnicamente que la línea se justificaba, que era indispensable para ver con mayor tranquilidad los temas de desarrollo de las energías renovables en el norte del país y en los procesos de descarbonización que está llevando adelante el Ministerio de Energía”.
La transmisión y la descarbonización también fueron temas abordados en la Cuenta Pública del Coordinador Eléctrico Nacional, donde el presidente del Consejo Directivo del organismo, Juan Carlos Olmedo, también destacó lo realizado el año anterior en materia de la expansión de la transmisión, a través de las licitaciones de nuevas obras, donde se adjudicaron 78.
El ejecutivo también abordó el proceso de descarbonización de la matriz energética nacional, indicando que el Coordinador Eléctrico Nacional participó en la mesa de trabajo del Ministerio de Energía en torno a este tema, donde el análisis de este organismo “concluye que el proceso de retiro de centrales a carbón requiere adelantar obras de transmisión que actualmente se encuentran definidas en los estudios de planificación de la transmisión”.
“Además, se identificó la necesidad de adelantar expansiones en zonas con centrales a carbón, como es el caso de la Región de Valparaíso”, añadió.
A su juicio, para aumentar la velocidad del proceso de descarbonización en el país “es fundamental aumentar la velocidad con que se desarrollan los sistemas de transmisión”, por lo que enfatizó que “sin nuevas líneas de trasmisión no será posible descarbonizar la matriz energética”.
Ministerio de Energía
La Cuenta Pública Participativa del Ministerio de Energía se realizó en Valparaíso, donde la ministra
Susana Jiménez destacó los avances legislativos que pretenden materializar en lo que resta del año, donde está el proyecto que perfecciona la Ley de Transmisión.
De acuerdo a lo que se indica en el balance sectorial, esta iniciativa “responderá al análisis que ha realizado el Ministerio, apuntando a facilitar
Autoridades del sector durante la Cuenta Pública del Coordinador Eléctrico Nacional: Ricardo Irarrázabal, subsecretario de Energía; José Venegas, secretario ejecutivo de la CNE; Susana Jiménez, ministra de Energía; Juan Carlos Olmedo, presidente del Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico Nacional, y Rodrigo Bloomberg, director ejecutivo del Coordinador Eléctrico Nacional.
el desarrollo de este importante segmento del sector eléctrico, y que se espera que ingrese al Congreso Nacional dentro del primer semestre de 2019”.
También se indicó que este año comenzará la tramitación en la Contraloría General de la República de dos reglamentos pendientes de la Ley de Transmisión: El de Calificación, Valorización, Tarificación y Remuneración de las Instalaciones de Transmisión y de los Sistemas de Transmisión y de la Planificación de la transmisión.
La mesa de trabajo sobre descarbonización también fue mencionada en la Cuenta Pública de la cartera, donde se reiteró que se “acordará con las empresas generadoras las condiciones para el cese programado y gradual de la operación de centrales a carbón que no cuenten con sistemas de captura y almacenamiento de carbono u otras tecnologías equivalentes, así como un cronograma para el retiro o reconversión de las mismas”.
Foto: Roberto Valencia-ELECTRICIDAD.
Schneider Electric reúne a expertos nacionales e internacionales
1. Más de 200 clientes, proveedores y colaboradores participaron en el encuentro.
Analizar las oportunidades y retos de la transformación digital en la minería fue uno de los principales objetivos de “Innovation Day: Digital Mining Santiago 2019”, organizado por Schneider Electric en CasaPiedra. En la oportunidad se presentó un marketplace con innovadores productos y soluciones de la plataforma EcoStruxure™ para la minería, minerales y metales. Adicionalmente estuvieron presentes algunos de sus partners estratégicos de Schneider Electric que trabajan en minería, como lo son Eecol, Bermat, Krontec, Arelec, ElectraFK y Dartel.
2. Thierry Chamayou, Country President; Gustavo Jaramillo, Industry Director; Rafael Segrera, South America Zone President.
3. Rafael Segrera, South America Zone President; y Álvaro Merino, director de estudios de Sonami.
4. Jorge de la Rivera, VP Process Automation Schneider Electric South America; Ronald Monsalve, Analista Mercado Minero- COCHILCO; Gustavo Jaramillo, Industry Director Schneider Electric Chile; Juan Carlos Guajardo, CEO PlusMining; Eduardo Valente, Socio Lider EY Chile; Rob Moffit, Mining President Schneider Electric; Jay Abdallah, Global Director Cybersecurity Solutions Schneider Electric.
5. La primera versión del encuentro convocó a más de 35 especialistas del sector, ocho expertos internacionales y a referentes de la minería nacional.
6. Olivier Toureille, Marketing Manager Energy.
*Por Ramón Galaz, gerente general de Valgesta Energía. Columna de Opinión
Flexibilidad en el sistema
eléctrico chileno: un desafío pendiente
EN LOS MERCADOS ELÉCTRICOS ha tomado fuerza un nuevo concepto −flexibilidad− que en términos simples se entiende como la capacidad del sistema para acomodar la variabilidad e incertidumbre en el balance oferta-demanda del sistema, manteniendo la seguridad en toda la escala de tiempo. Este concepto toma aún más relevancia cuando se trata de mercados donde la participación solar y eólica es alta.
Hoy nuestro sistema eléctrico muestra ciertos signos de inflexibilidad como lo son el vertimiento de energía renovable, desacoples de costos marginales y la existencia de rampas horarias al ingreso y salida de generación eólica y solar. Sin embargo, el desafío de contar con un sistema eléctrico flexible está tomando recién relevancia, más que nada porque hasta hoy hemos sido capaces de obtener flexibilidad a partir de mecanismos tales como las operaciones a mínimo técnico y los ciclos de encendidos-apagados de centrales térmicas y la operación de centrales diésel. Los costos de estas “soluciones” no han sido significativos, sin embargo ¿qué pasará cuando se activen los más de 5.000 MW eólicos y solares que se prevén para 2030? ¿Y si sumamos a esto un plan de descarbonización?
horaria máxima diaria de ERV podría pasar de un 35% hoy a más de un 65% en 2030, mientras que las rampas de demanda neta podrían aumentar al triple en el mismo horizonte. En este escenario es necesario asegurar un desarrollo eficiente, seguro y sustentable del sistema eléctrico y para ello es importante entregar las señales que permitan asegurar las inversiones capaces de entregar flexibilidad al sistema.
Decidir qué tecnologías son las indicadas ocuál de los mercados es el apropiado no es una tarea sencilla, y aún más complejo resulta elaborar los cambios regulatorios necesarios para ello.
Estas señales debiesen estar alojadas en alguno de los actuales mercados (capacidad o servicios complementarios), o bien, en un nuevo mercado (flexibilidad), y deben quedar sustentadas en un marco regulatorio que permita la participación de los distintos agentes, tanto desde la oferta como de la demanda.
Todo indica que la generación eólica y solar seguirá en aumento. Las proyecciones indican que la participación
Decidir qué tecnologías son las indicadas o cuál de los mercados es el apropiado no es una tarea sencilla, y aún más complejo resulta elaborar los cambios regulatorios necesarios para ello. Por esta razón, es necesario avanzar e instaurar prontamente la discusión sobre una posible ley de flexibilidad que permita contar con soluciones eficientes, y así estar preparados para enfrentarnos adecuadamente a la transformación de nuestra matriz energética, que avanza a pasos agigantados.
”
PATRICIA DAREZ, DIRECTORA EJECUTIVA DE 350RENEWABLES
A las mujeres se les exige más para tener el mismo nivel de
reconocimiento”
La ingeniera aeronáutica de la Universidad de Bristol (Reino Unido) con más de 15 años de experiencia internacional asegura que el sesgo inconsciente es un tema clave ya que todos, hombres y mujeres, asumimos que las mujeres son menos técnicas y capaces.
“
Yo vine a vivir a Chile después de 11 años en el Reino Unido y noté claras diferencias. A menudo acá he sido la única mujer sentada en las reuniones y eso al principio es impactante”, relata la ingeniera aeronáutica de la Universidad de Bristol (Reino Unido) Patricia Darez, actual directora ejecutiva de 350renewables y miembro del consejo directivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento A.G. (Acera).
La especialista, de nacionalidad española, tiene más de 15 años de experiencia internacional. Entre 2017 y 2019 ocupó el cargo de gerenta de DNV GL teniendo responsabilidad en proyectos eólicos, solares, hidroeléctricos, geotérmicos y térmicos, en Chile, Argentina, Uruguay, Perú y Colombia.
Entre 2011 y 2015 trabajó como gerenta de Análisis de Energía para Mainstream Renewable Power donde llevaba el liderazgo técnico solar a nivel global y dirigía un equipo de analistas. Del 2007 a 2011 trabajó en el Reino Unido para Wind Prospect Ltd., en proyectos localizados en varios continentes.
“Durante mi carrera profesional me he sentido una parte valiosa e importante de los equipos en los que he trabajado. También puedo decir que he tenido la suerte de contar con muy buenos mentores que me han ayudado en el proceso de aprendizaje y desarrollo”, confiesa Patricia.
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¿Cuál crees que es el principal desafío actual para las mujeres en este ámbito?
Pregunta difícil porque hay varios temas que se dan en todas las fases de la educación y del desarrollo de las profesionales. El sesgo inconsciente es un tema clave y del que muchos profesionales no han oído hablar. Todos, hombres y mujeres, asumimos de forma inconsciente que las mujeres son menos técnicas y capaces. Esto es algo normal cuando no tenemos representación en muchos ámbitos, pero es un círculo vicioso que hay que romper si queremos acceder al 50% del talento del mundo.
A las mujeres se les exige más para tener el mismo nivel de reconocimiento. Hay un excelente estudio que se hizo en la universidad de Yale donde se enviaba un curriculum de un potencial estudiante a varias universidades para que lo evaluaran según sus capacidades. El curriculum que se envió siempre era el mismo excepto que el 50% llevaban el nombre John y el otro 50%, Jennifer. Los resultados no dejan duda, John fue evaluado mucho más favorablemente tanto por hombres como por mujeres. Es importante que sepamos que esto ocurre y que lo hagamos consciente para trabajar en ello.
¿Cuál es tu opinión y qué aspectos te llamaron más la atención del último diagnóstico que elaboró el Ministerio de Energía sobre la situación de la inserción de la mujer en el sector?
El diagnóstico siempre es un primer paso importante para tomar medidas. Está claro que queda un largo camino por recorrer en Chile si solo el 8% de los gerentes son mujeres. Hay un estudio de McKinsey Global Institute que cuantifica que cerrar la brecha de género podría sumar anualmente 28 billones de dólares al GDP global.
¿Cuáles son los pasos concretos que deberían darse para avanzar en este tema?
Voy a centrarme en dos pasos iniciales simples que se pueden implementar con poco esfuerzo:
El primero, que nos deje de parecer normal que haya eventos en los que sigamos viendo “manels”, paneles donde solo hablan hombres. Hay expertas en todos los campos, solo hay que invitarlas.
El segundo, que hagamos partícipes, responsables y embajadores de esta misión a los hombres, que son más del 90% de las Gerencias Generales según el estudio del Ministerio de Energía y una parte clave de que cualquier iniciativa que se plantee tenga éxito. Me encantaría ver más hombres en los eventos que promueven políticas de género, alguno hay, pero no son muchos.
¿Te gustaría enviar algún mensaje a mujeres del sector o interesadas en ingresar a él?
El mundo de la energía es apasionante, no se lo pierdan. Se trata de resolver uno de los problemas más críticos de la humanidad: cubrir la necesidad de utilizar energía en un escenario de transición energética y emergencia climática.
El diagnóstico de la situación de inserción de la mujer en el sector energético, elaborado por el Ministerio de Energía, reveló que:
La participación femenina en el sector energético es de 23%
En cuanto a los altos cargos, el 25% de los directores, el 10% de los CEO, 18% de los gerentes, 17% de los subgerentes son mujeres.
El 10% de las empresas ofrecen cursos, rotación de puestos y oportunidades educativas para mujeres.
En cargos gerenciales las mujeres ganan un 38% menos que los hombres.
EN SEGMENTO DE DISTRIBUCIÓN
Inversión tecnológica en resiliencia de redes llega a $3.876 millones
A $3.876 MILLONES asciende la inversión que realizan las empresas eléctricas en materia tecnológica para la operación y mantenimiento de redes de distribución, especialmente en el marco de los planes de contingencia que debe enfrentar el sector en los meses de invierno, de acuerdo a las estimaciones entregadas a ELECTRICIDAD por parte de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC).
Dentro de las tecnologías que utilizan las compañías del sector para estos fines se encuentran drones con cámaras de última generación, además de sistemas de control Scada y software de telecomando, entre otras.
Este es el monto señalado por la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC), desde donde indican que las principales acciones de las empresas eléctricas en este ámbito se concentran en la instalación y habilitación remota de equipos reconectadores.
Mantención de redes eléctricas en Santiago.
Para Rodrigo Castillo, director ejecutivo de Empresas Eléctricas A.G., estas acciones apuntan a la resiliencia de las redes eléctricas de distribución, entendida como “la capacidad que tiene la infraestructura para resistir ciertos eventos que normalmente son poco frecuentes, pero que tiene un alto impacto”.
Planes
El superintendente de Electricidad y Combustibles, Luis Ávila, señala que este año han recibido 1.211 Planes de Acción de Invierno por parte de las distribuidoras, dentro de los cuales las acciones en materia tecnológica apuntan a “la instalación y habilitación remota de equipos reconectadores, que son dispositivos de interrupción y protección capaces de detectar sobrecorrientes, interrumpirlas y reconectarlas, automáticamente y así poder reenergizar las líneas a través de una operación que es telecomandada”.
“También podemos relevar, siempre en el ámbito de avances tecnológicos, la instalación de equipos seccionadores de red, que son dispositivos que pueden conectar o desconectar un circuito sin carga, cuya operación puede ser manual o automática”, agrega la autoridad.
De acuerdo a las estimaciones de la SEC “las innovaciones tecnológicas en esta materia representan un costo aproximado de $3.876 millones, lo que es relevante ya que son medidas que sirven para que las empresas puedan cumplir con su obligación de entregar un suministro eléctrico continuo y seguro, aún en medio de eventos meteorológicos, como viento y lluvia, que se pudieran producir a lo largo del país”.
Según Rodrigo Castillo las compañías del sector también han desarrollado “sus propios modelos climatológicos a fin de contar con información más precisa de las características de los vientos y lluvias en sus zonas de concesión, además de inversiones en materia de ciberseguridad”.
“Si bien es cierto que la implementación de todas las medidas permite disminuir el impacto en las redes producto de determinados eventos climáticos, incrementar el nivel de resiliencia no es una tarea fácil, ya que requiere anteponerse a contingencias de diversa índole, como terremotos, aluviones, eventos climáticos severos en zonas donde antes no eran frecuentes, además de considerar las necesidades de ciberseguridad de los sistemas”, añade el ejecutivo.
Empresas
Enel Distribución es una de las empresas que ha dado a conocer sus planes tecnológicos en materia de resiliencia. Denisse Cancino, responsable de Planificación del mantenimiento y estudios de la Operación de la compañía, destaca la modernización de las actividades de inspecciones de redes “mediante el uso de equipamiento tecnológico de última generación montado en helicóptero, drones y camionetas, con lo que podemos realizar una mayor cobertura de las zonas a inspeccionar y atender adecuadamente zonas de difícil acceso terrestre”.
Enel cuenta con cámaras termográficas que permiten identificar puntos que requieran atención por mal contacto eléctrico y que aún no se manifiestan como falla”, explica Denisse Cancino, responsable de Planificación del mantenimiento y estudios de la Operación de Enel Distribución.
Mantención en terreno de redes de distribución.
Foto: Gentileza
Enel Distribución.
“Por otro lado, considerando que ya contamos con cerca de 1.800 equipos telecomandados, se ha trabajado en contar con una disponibilidad de la comunicación de los equipos para asegurar su uso en momentos de emergencia. En los últimos 16 meses, se ha incrementado la disponibilidad del uso del telemando en 18%, permitiendo que, ante una falla, se acoten las zonas afectadas y se reduzcan los tiempos de identificación del punto de falla”, explica.
La ejecutiva también menciona el uso de tres tipos de cámaras para la inspección de redes, como las que “pueden escanear la red y los objetos que están próximos a ella para identificar los puntos que pueden generar riesgos o falla por proximidad, como es el caso de la vegetación que cae sobre la red”.
Denisse Cancino explica que cuentan con cámaras termográficas “que permiten identificar puntos que requieran atención por mal contacto eléctrico y que aún no se manifiestan como falla, y cámaras de imagen de alta resolución para identificar el estado del equipamiento y objetos externos que pueden dañar las instalaciones eléctricas, sus estructuras y franjas de servidumbre”.
Para el seguimiento de las actividades de inspección de redes la especialista resalta el uso de softwares y de sistemas Scada. “Para el telecontrol se usa el sistema STM (Sistema Telecontrol Media Tensión) que permite comandar a distancia el equipamiento modificando la topología original para acotar zonas de fallas”, precisa.
Por su lado, Leonel Martínez, gerente de operaciones del Grupo Saesa, afirma que durante el año pasado se inició un plan intensivo de mejoramiento, el cual está asociado “a las exigencias de la nueva Norma Técnica, apuntando a modernizar el sistema de distribución eléctrica, especialmente en las zonas rurales de Biobío y la Araucanía”.
“Sin duda que las inversiones juegan un rol importante en la resiliencia de las redes, pero se requiere el complemento de planes de mantenimiento preventivo y un robusto plan de contingencia, con roles y recursos predefinidos, que permita recuperar el servicio tras una contingencia climática en el menor tiempo posible”, advierte el ejecutivo.
“Estamos instalando una red más enmallada y con equipos de protección y maniobras, que permitan dar flexibilidad al sistema eléctrico y de esta manera disminuir al mínimo posible una zona afectada por falla. La mayor tecnología tiene que ver con equipamiento, sensores y automatización de la red”, agrega Martínez.
Finalmente concluye destacando la incorporación de plataformas que permiten la gestión en línea de la operación y gestión de las guardias en terreno, la cual funciona sobre la base de un GIS “donde está la red eléctrica digitalizada y sobre esta operan herramientas tipo OMS o DMS, que permiten administrar y gestionar la red eléctrica, combinado con un sistema Scada que hace posible el monitoreo y control de los equipos en terreno”.
Foto:
Gentileza Saesa.
Centro de Control de Saesa en Temuco.
ANÁLISIS DE ACADÉMICOS
Sistemas fotovoltaicos:
El futuro que espera al montaje eléctrico
LA ADAPTACIÓN a escenarios geográficos y climáticos, además de los avances en la calificación del personal especializado son los principales retos que enfrenta el montaje eléctrico de sistemas fotovoltaicos para instalaciones comerciales e industriales que no superen los 500 kV de consumo eléctrico.
Así lo sostienen a ELECTRICIDAD los académicos que investigan esta actividad, quienes coinciden en proyectar que se producirá un incremento de esta actividad, debido al avance que experimentan las instalaciones solares fotovoltaicas para el consumo de clientes, en el marco de la generación distribuida.
Reglamento
Marjorie Neto, académica del Centro Tecnológico y coordinadora de Vinculación con el Medio de
La adaptación a nuevos escenarios de operación, de acuerdo a las necesidades particulares de las industrias, la mayor calificación técnica del recurso humano y la masificación de la demanda por este tipo de proyectos, son los desafíos que se advierten para la implementación de estas tecnologías solares.
Duoc UC, destaca la importancia que tienen las dos normativas vigentes para el montaje eléctrico de esta tecnología: la NCh 4/2003, que determina los requerimientos para las instalaciones eléctricas, que se aplica también para instalaciones fotovol-
Instalación de sistemas fotovoltaicos en la Región Metropolitana.
Foto: Gentileza
GIZ en Chile.
taicas, y la Instrucción Técnica RGR02/2017, de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) que se refiere al “Diseño y ejecución de las instalaciones fotovoltaicas conectadas a redes de distribución”.
La especialista enumera los aspectos que a su juicio “son necesarios para un correcto montaje”:
• Disposiciones generales de la instalación eléctrica.
• Las condiciones de las instalaciones que apuntan al diseño de un proyecto.
• Facilitar el mantenimiento seguro del sistema.
• La manipulación adecuada de componentes, como los módulos, baterías e inversores.
• La instalación de estructuras con los debidos cálculos de carga y anclaje.
• El montaje de los paneles con sus debidas grapas y terminales con el objetivo de proteger los paneles de daño mecánico.
• La rotulación de información y advertencias.
• Las especificaciones del medidor y protecciones eléctricas que buscan una correcta conexión entre el proyecto fotovoltaico y la red.
“En general el reglamento apunta a eliminar malas prácticas que puedan traducirse en sistemas con operación en condiciones deficientes o pongan en riesgo a los usuarios del sistema”, explica Marjorie Neto.
académico del Departamento de Ingeniería Eléctrica y Director de Centros e Institutos de Investigación e Innovación de la Universidad Técnica Federico Santa María, también resalta la relevancia de esta normativa, específicamente en lo que se relaciona con aspectos técnicos.
“Ante todo se debe tener presente que al tratarse de una instalación eléctrica, para el montaje se debe cumplir con lo establecido en la Ley 20.571, conocida también como ley de Generación Distribuida, donde las modificaciones hechas en 2018 aumentaron los aspectos técnicos a considerar
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Patricio Valdivia,
Montaje eléctrico solar en Copiapó.
Foto: Gentileza GIZ en Chile.
en las nuevas instalaciones de este tipo”, indica el especialista.
Valdivia aclara que en el montaje eléctrico para potencias mayores, pensado para sistemas fotovoltaicos de clientes libres, “existe la figura de los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD), además de que existe una regulación y norma técnica exclusiva que regula las instalaciones de estos medios de generación en redes de distribución”.
Aspectos
Foto:GentilezaDuoc-UC
Según Felipe Domic, investigador del Grupo Solar UC, previo a que los paneles fotovoltaicos sean instalados, “se debe hacer un trabajo de planifica ción, un layout eléctrico, que indique por dónde van a pasar los cables cumpliendo con los instructivos técnicos de la SEC”.
Explica que uno de los elementos principales dentro del montaje eléctrico “es ubicar los inversores (que convierten la tensión continua en tensión alterna) en un lugar especial, como una sala eléctrica dedicada que esté a una temperatura y humedad con condiciones aceptables, para no tener fallas prematuras y que no estén lejos de los paneles, además de que se tenga definido dónde será el empalme con la instalación eléctrica actual”.
Las protecciones eléctricas son otro aspecto cla ve en el montaje. Felipe Domic sostiene que, en corriente continua, “estas funcionan en caso de una sobre corriente de los paneles fotovoltaicos”, limitando su voltaje, mientras que en el caso de la corriente alterna, las protecciones “aseguran que no se dejen sin electricidad a las instalaciones, en caso de alguna falla en los inversores”.
A juicio del especialista del Grupo Solar de la UC, otro elemento importante que está en la Instrucción Técnica de la SEC es el montaje de los cables, “pues este material debe cumplir con ciertas características de resistencia a la radiación ultra violeta para evitar riesgos de incendio”.
La presencia de un medidor bidireccional es otro punto destacado. Domic señala que este aparato
cumple con la función de monitorear “cuánto se está consumiendo desde la red eléctrica y también cuánto inyecta a esta la instalación fotovoltaica, además de monitorear todas las protecciones para evitar que se ponga en riesgo el funcionamiento de la red, en caso de fallas”.
Desafíos
Los académicos plantean que los principales retos en el montaje eléctrico de sistemas fotovoltaicos apuntan a la forma en cómo estas instalaciones se adaptarán a nuevas condiciones geográficas y ambientales en las distintas zonas del país.
Marjorie Neto sostiene que un ejemplo de estos, son los sistemas fotovoltaicos flotantes, que se montan “sobre cuerpos de agua que ya están presentes en Chile, además de los Farm Solar o Agrophotovoltaic que combinan escenarios agrícolas y sistemas de generación fotovoltaica para aprovechar terreno y también hacer más eficiente la producción agrícola”.
“Por lo anterior la amplia demanda de montajistas calificados para llevar a cabo esta labor, es importantísimo. Chile está alineado a este desafío declarando como necesario la formación de técnico en esta materia”, afirma la académica del Duoc UC.
Por su parte, Patricio Valdivia indica que los retos técnicos “están relacionados principalmente a la incorporación masiva de esta tecnología a la red de distribución, la cual podría transformarse de consumidora a generadora de energía, por consiguiente existe el gran desafío del Grid Management que haga óptima utilización de consumos e inyecciones a la red eléctrica”.
En su opinión también es necesario que las labores de montaje eléctrico consideren temas de medida en línea de energía, “como Blockchain, Big Data y otras tecnologías que colaboren hacia un Grid Management óptimo”.
Finalmente Felipe Domic concluye sobre la importancia de trabajar “en la integración de las industrias que tienen infraestructura construida, para que se puedan incorporar en forma más simple y económica los sistemas fotovoltaicos”, especialmente en galpones.
Marjorie Neto, académica del Centro Tecnológico y coordinadora de Vinculación con el Medio de Duoc UC.
Foto:GentilezaUSM .
Patricio Valdivia, académico del Departamento de Ingeniería de la Universidad Técnica Federico Santa María.
Foto:GentilezaFelipeDomi c
Felipe Domic, ingeniero eléctrico del Grupo Solar UC.
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Ocho centrales a carbón
SALDRÁN DEL SISTEMA ELÉCTRICO EN CINCO AÑOS
En una ceremonia encabezada por el Presidente Sebastián Piñera se dio a conocer el cronograma de descarbonización de la matriz energética, que contempla el retiro de ocho centrales termoeléctricas a carbón en los próximos cinco años, para llegar al 100% del parque en 2040.
Según informó la ministra de Energía, Susana Jiménez, el cese de operaciones de las primeras unidades equivale a 1.047 MW de las centrales más antiguas, de las cuales cuatro se ubican en la comuna de Tocopilla, mientras que dos están en la comuna de Puchuncaví, seguidas de las comunas Iquique (1) y Coronel (1).
Para el mediano plazo se definirán fechas de retiro en nuevas mesas de trabajo del Ministerio de Energía las empresas generadoras, las que se conformarán cada cinco años.
Las centrales a cerrar serán las unidades 12, 13, 14 y 15 de Tocopilla, pertenecientes a Engie Energía Chile.
Jiménez indicó que los acuerdos voluntarios firmados con las generadoras AES Gener, Engie Energía, Chile, Enel Generación Chile y Colbún, considera
“aristas ambientales, en la reducción de gases invernaderos, además de tener un análisis para que esto no tenga un impacto en la seguridad y eficiencia del sistema eléctrico, junto a los aspectos laborales y sociales sobre cómo inciden estos retiros en las distintas localidades”.
De acuerdo a lo informado por Enel Chile, el acuerdo “regula la forma de proceder al retiro progresivo” de las unidades generadoras a carbón de Enel Generación Chile: Tarapacá (158 MW), ubicada en la comuna de Iquique y Bocamina 1 (128 MW), ubicada en la comuna de Coronel.
Firma del acuerdo entre el Gobierno y las empresas generadoras.
TRANSICIÓN ENERGÉTICA SERÁ ABORDADA EN REUNIÓN ANUAL
DE CLIENTES LIBRES
Las oportunidades y desafíos que presenta la transición energética para los clientes libres del sistema eléctrico nacional será el eje central del XVI seminario anual que realizará el 5 de septiembre la Asociación de Consumidores de Energía No Regulados (Acenor A.G.), en el Hotel Almacruz (ex Galerías) de Santiago.
Rubén Sánchez, director ejecutivo de Acenor, señala a ELECTRICIDAD que el tema que se verá este año en el evento considera "la inquietud empresarial por los desafíos y oportunidades que se les presentan a los clientes libres por los cambios y tendencias que muestra el mercado eléctrico chileno durante este período de transición energética, ya que en Chile, además de imperar nuevas normativas se presentan
otras tendencias de cambios, tanto en el mercado eléctrico como en el de los combustibles, y del gas en particular, que sin duda afectarán los costos y precios del suministro eléctrico".
Es así como este año el evento contempla cuatro ejes:
• El papel actual que le cabe a los clientes libres en el sector eléctrico chileno bajo la actual regulación eléctrica.
•Los desafíos y oportunidades que se le abren a los clientes libres debido a promulgación de nuevas normativas: Ley de Eficiencia Energética, Ley de Perfeccionamiento de la Transmisión, Ley de Flexibilidad, Servicios Complementarios, Potencia de Suficiencia y Período de control de
Por su parte, AES Gener informó que comprometió el cese de operaciones de la Unidad 1 de Ventanas, para el 1 de noviembre de 2022 y el de la Unidad 2 del mismo complejo termoeléctrico para el 1 de mayo de 2024, “en el entendido que el Gobierno haya para esa fecha establecido el nuevo estado operativo denominado ERE (Estado de Reserva Estratégica)”.
Horas de Punta, Reforma a la Distribución Eléctrica, etc.
•Los clientes libres y su futuro accionar ante otras tendencias de cambios del mercado eléctrico, que sin duda afectarán los costos y precios del suministro eléctrico: Descarbonización de la matriz energética; Aparición de nuevas tecnologías disruptivas para la industria, como energías renovables variables “ERV”, corriente continua HDVC para la integración eficiente de ERV; Almacenamiento energético; Integración Energética, Generación Distribuida y Electromovilidad; Innovación y emprendimiento en el sector eléctrico.
•Los desafíos y oportunidades para los clientes libres ante cambios que se presentan en el mercado de combustibles.
Foto: Gentileza Prensa Presidencia.
Estudio revela
QUE LA PARTICIPACIÓN DE LAS MUJERES EN LA INDUSTRIA ENERGÉTICA ES DE 23%
La ministra de Energía, Susana Jiménez, acompañada de la ministra de la Mujer y Equidad de Género, Isabel Plá, presentó el diagnóstico de las principales barreras y brechas en la inserción laboral de las mujeres en el sector energético chileno.
El diagnóstico, realizado durante 2018 en conjunto con el sector privado, será el punto de partida del plan de acción de género que impulsará el Ministerio de Energía durante los años 20202022, y que está tipificado como meta en la Ruta Energética ministerial.
Este diagnóstico se realiza en el marco de la mesa público-privada conformada para fomentar la inserción de la mujer en el sector y donde la editora de ELECTRICIDAD, Daniela Maldonado Puebla, ha participado desde su inicio.
Los resultados del diagnóstico muestran que la participación femenina en el sector energético es de 23%, frente al 77% que representa la fuerza laboral masculina.
En cuanto a los altos cargos, el 25% de los directores, el 10% de los CEO, 18% de los gerentes y
257 MW en proyectos
17% de los subgerentes son mujeres. En cargos intermedios, el 21% de los profesionales y el 9% de los operarios corresponden a este género. A su vez, la única área donde predomina la fuerza laboral femenina es en el área administrativa con un 51%.
Además, la investigación reveló que la tasa de contratación femenina es de 8,6 frente al 9,9 de
los hombres, incluyendo contratos indefinidos, a plazo fijo y sistemas excepcionales. Se pudo constatar también que el 80% de las empresas participantes utilizan un lenguaje neutro inclusivo, que el 43% de estas empresas promocionan el reclutamiento de mujeres y que el 10% de las mismas, ofrecen cursos, rotación de puestos y oportunidades educativas para el género femenino.
Nacional, han sido aprobados por el Servicio de Evaluación Ambiental en lo que va del presente año, de acuerdo a los datos del reporte mensual de abril de Generadoras de Chile.
de generación han sido aprobados este año Agenda
Un total de 257,9 MW de potencia instalada en proyectos de generación, que podrían ponerse en marcha dentro del Sistema Eléctrico
De acuerdo al documento, las principales iniciativas que cuentan con luz verde pertenecen a tecnologías de generación eólica y solar fotovoltaica, entre las cuales están los proyectos del parque eólico Litueche de 138 MW, que supone una inversión de US$150 millones; el parque eólico La Viñas (58,7 MW), con una inversión de US$117 millones.
También se encuentran pequeños proyectos solares fotovoltaicos, entre los cuales están el parque Miracea (9 MW); parque Meli (9 MW); parque Panimávida (9 MW), y la planta solar Ocoa 2 (9 MW).
Otra iniciativa, aprobada en febrero pasado, dentro del Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA), que señala el reporte de Generadoras, es el reingreso del proyecto hidroeléctrico El Mañío, de 7,2 MW, y que tiene una inversión de US$15,5 millones.
Tutorial Ciberseguridad estratégica aplicada al Sistema y Mercado Eléctrico Chileno.
Organiza: Cigre Chile
Lugar: Hotel Intercontinental Contacto: seminarios@cigre.cl
Más información: www.cigre.cl
VII Foro Eléctrico del Sur, ForoSur 2019
Organiza: Technopress
Lugar: Hotel Sonesta, Concepción Contacto: hcarrasco@editec.cl, jmagana@editec.cl
Más información: www.forosur.cl
Foto:
Gentileza Ministerio de Energía.
Estas son las centrales mini hidro con mayor capacidad instalada en Chile
El sector de las pequeñas centrales hidráulicas (mini hidro), que son aquellas centrales hidroeléctricas de pasada que tienen una capacidad instalada menor a 20 MW, cuenta con un total de 495 MW de potencia instalada en el Sistema Eléctrico Nacional, especialmente en la zona centro sur del país, de acuerdo al Reporte ERNC de la CNE. Esta industria se alista a posicionarse en el tercer lugar, desplazando a la biomasa en cuanto a la participación de las energías renovables en la matriz, según los datos del Coordinador Eléctrico Nacional. Esta tecnología tiene un total de 35 MW de potencia de proyectos que están en la etapa de pruebas. En este contexto, se presenta el ranking con las centrales mini hidro que tienen la mayor capacidad instalada en Chile.
1
CARILAFQUÉN
Esta central, propiedad de Eléctrica Caren, tiene 19,8 MW de capacidad instalada, ubicada en la Región de la Araucanía. Comenzó sus operaciones en 2016.
2
CHIBURGO
Esta central, propiedad de Colbún, tiene 19,4 MW de capacidad instalada, ubicada en la Región del Maule. Comenzó sus operaciones en 2007, contando con turbinas Francis para la generación eléctrica.
Foto: Gentileza Scotta Chile.
Foto: Gentileza Colbún.
CUMBRES
Esta central, propiedad de Cumbres S.A., tiene 19,3 MW de capacidad instalada, ubicada en la Región de los Ríos. Comenzó sus operaciones en 2019.
RÍO PICOIQUÉN
El proyecto de Hidroangol se ubica en la Región de la Araucanía, contando con una potencia de 19,2 MW. Opera desde 2015 y tiene dos turbinas Pelton verticales. Su altura de caída es de 450 metros y su generación anual estimada es de 90 GWh.
Fue el primer proyecto desarrollado por la empresa Hidromaule en 2008, contando con 19 MW de potencia instalada en la comuna de San Clemente, en la Región del Maule. Su casa de máquinas tiene dos turbinas Francis de eje horizontal.
Foto: Gentileza Scotta Chile.
Foto: Gentileza Hidromaule
Foto: Gentileza: Sied Chile.
AVANCES EN INVERSIONES
Concentración Solar de Potencia lidera proyectos de energía solar térmica
LA CONCENTRACIÓN SOLAR DE POTENCIA (CSP)
es la tecnología que reina en la energía solar térmica, especialmente las que usan el almacenamiento de calor con sales fundidas, donde a nivel internacional se registra un incremento de los proyectos de generación de este tipo, cuyos precios han alcanzado valores más competitivos que las plantas de carbón, señalan los especialistas consultados por ELECTRICIDAD.
Según los datos del Laboratorio Nacional de Energía Renovable (NREL en inglés), que pertenece al Departamento de Energía de los Estados Unidos, la CSP en el mundo registra un total de 9.893 MW de potencia, de los cuales 4.906 MW están en operaciones, mientras que otros 1.348 MW están en construcción y 3.639 MW se encuentran en desarrollo.
Sus aplicaciones, ya sea con cilindros parabólicos otorres solares, suman casi 10.000 MW de potencia en el mundo, donde España y Estados Unidos encabezan el desarrollo de estos proyectos, aunque China tiene un ambicioso plan.
Los países que lideran la incorporación de esta tecnología (en operaciones), de acuerdo a NREL, son:
- España: con 2.300 MW.
- Estados Unidos: con 1.745 MW.
- Sudáfrica: con 300 MW.
- India: con 205 MW
- Marruecos: con 180 MW.
A nivel de desarrollo, China es la primera en la lista pues tiene considerado impulsar un total de 1.089 MW.
Complejo Noor de la empresa Sener en Marruecos.
Foto: Gentileza Sener.
Avance
Los expertos coinciden en que una de las claves de este avance en el mundo es la capacidad térmica que están alcanzando las aplicaciones para generar electricidad, las cuales van desde los 300 a 3.000 grados celsius, lo que se suma a la posibilidad de almacenamiento para suministrar energía las 24 horas.
Mercedes Ibarra, directora del Grupo de Energía Solar Térmica del Centro de Tecnologías para Energía Solar (CSET) de Fraunhofer Chile, sostiene que la fiabilidad técnica de la energía solar térmica se demuestra en las aplicaciones “de producción de electricidad (300°C-600°C) e, incluso, aplicaciones de muy alta temperatura (600°C-3.000°C)”, a lo que se suma la posibilidad de concentrarlas con fluidos portadores de calor, como el agua, aceite y sales fundidas, los cuales “pueden almacenarse durante el día en tanques, para luego liberar su energía en la noche y continuar generando calor o electricidad”.
“Los últimos avances a nivel internacional están demostrando no solo la fiabilidad técnica, sino también tener precios competitivos a la hora de producir electricidad, por debajo de nuevas plantas de carbón.
¿Cómo funcionan las tecnologías de Concentración Solar de Potencia?
Los expertos coinciden en que una de las claves de este avance en el mundo es la capacidad térmica que están alcanzando las aplicaciones para generar electricidad, las cuales van desde los 300 a 3.000 grados celsius, lo que se suma a la posibilidad de almacenamiento para suministrar energía las 24 horas. Dentro de la CSP se han desarrollado dos tecnologías principales:
• Torres solares: Operan con un campo de heliostatos (espejos) que direccionan los rayos solares a un receptor situado en la parte superior de la torre, donde la radiación absorbida calienta una corriente de fluidos, como son las sales fundidas frías, a altas temperaturas. Después este fluido se almacena en un sistema de tanques, desde donde se extrae para transferir el calor al agua y crear vapor, con el cual se genera electricidad a través de una turbina.
• Cilindros parabólicos: Consiste en la concentración de la radiación solar a lo largo de una línea recta de cilindros parabólicos, donde entra por uno de los extremos a una temperatura y con una velocidad determinada, y sale por el otro extremo a una temperatura superior. Esta tecnología puede incorporar almacenamiento, con sales para retener el calor. Durante el ciclo de carga, las sales intercambian calor con el fluido procedente del campo solar y se almacenan en el tanque caliente, mientras que en el ciclo de descarga el sistema opera en sentido contrario al anteriormente expuesto, calentando el fluido caloportador que generará vapor para mover la turbina que genera electricidad.
En la última licitación eléctrica se ofertó un valor récord en el mundo de US$48/MWh. A futuro, se espera que los costos disminuyan aún más gracias al aumento de temperatura que permitirán nuevos materiales”, afirma la especialista de Fraunhofer Chile.
Esto es compartido por Rodrigo Vásquez, asesor del Programa Energías Renovables y Eficiencia Energética de la Agencia de Cooperación Alemana (GIZ), quien complementa que dentro de la Concentración Solar de Potencia, además de las torres solares, se encuentran las centrales que usan un sistema cilindro parabólico.
Si bien indica que esta tecnología de la energía solar térmica está madura, el especialista advierte que las mejoras para sus aplicaciones apuntan al “incremento de la eficiencia, la reducción de costos del campo solar, mejorar la operación y mantenimiento, así como disminuir las incertidumbre y riesgos para hacer los proyectos más bancables”.
“En este sentido se han desarrollado avances en nuevos medios de transferencia de calor, debido al incremento de temperatura de los fluidos térmicos, dando paso al uso de sales fundidas en plantas cilindro parabólicas que utilizaban típicamente aceites sintéticos. Por otro lado, en la operación, se ha mejorado el modelamiento dinámico para una optimización del control de las plantas, basándose en el control de la disponibilidad, limpieza de los espejos, modelos predictivos de demanda de energía de la red, así como pronóstico del tiempo, de manera que la despachabilidad de la planta esté optimizada”, asegura Vásquez.
Para José Antonio Lobo, vicepresidente de Desarrollo de SolarReserve para Chile y Latinoamérica y director de la Asociación de Concentración de Potencia (ACSP), el almacenamiento térmico en base a sales fundidas es lo que ha permitido el desarrollo de la CSP a nivel mundial.
“La generación de electricidad en plantas CSP con almacenamiento, tanto cilindro parabólicos como de torre de concentración, han tenido un avance significativo en las aplicaciones de media y baja temperatura para el calentamiento de fluidos industriales como en la minería por ejemplo”, precisa el ejecutivo.
Experiencia internacional
De acuerdo a los especialistas, la experiencia internacional en la aplicación de tecnologías CSP se está desarrollando en estos países:
Estados Unidos: José Antonio Lobo menciona el proyecto de la empresa SolarReserve, Crescent Dunes, de CSP con torre solar, ubicado en Nevada. Tiene 110 MW de capacidad instalada y cuenta con diez horas de almacenamiento, “donde las sales fundidas de la instalación pueden durar más de 40 años sin necesidad de reemplazo”.
Michael Geyer, senior advisor para el desarrollo de proyectos de energía solar y almacenamiento del Centro Aeroespacial Alemán (DLR), menciona el caso de la planta Solana, de 280 MW, ubicada en Arizona, donde “opera el sistema de almacenamiento de sal fundida más grande del mundo y que comenzó a funcionar en 2012”.
España: Durante el seminario sobre CSP organizado por el Comité Solar de Corfo, Mercedes Ibarra, indicó que el país europeo tiene 50 plantas con una capacidad instalada de 2.300 MW que en febrero de este año generaron 266 GWh.
Marruecos: De acuerdo a Mercedes Ibarra, el país africano cuenta con tres plantas en operación, dos de las cuales son con cilindros parabólicos y una es de torre solar, donde se “puso como condición que el 30% de los componentes de
las tres centrales fueran locales, consiguiendo la instalación de capacidades en el país y la activación de la economía local”.
Sudáfrica: Sergio Relloso, responsable de Desarrollo de Negocio en Renovables de la empresa española Sener, en el seminario de CSP resaltó la experiencia de tres plantas de cilindros parabólicos en este país, que suman un total de 250 MW.
China: Rodrigo Vásquez explica que en 2018 fue el despegue de la tecnología termosolar en este país, “al lanzar su Programa Piloto de Demostración Comercial de CSP de 1,35 GW. Esta potencia es la suma de 20 proyectos, los cuales ya se han puesto en operación tres de ellos por 200 MW y se espera la finalización dentro de este año de seis proyectos por 350 MW, quedando aún pendientes 11 proyectos por 799 MW”.
Arabia Saudita: Según Rodrigo Vásquez, este país “ha proyectado un alza de su Programa de Energía Renovable 2030, asignándole a la termosolar 2,7 GW de potencia, principalmente el proyecto Al Faisaliah Solar de tres fases (2,6 GW), que en su primera fase licitará 600 MW ” .
Dubai: Rodrigo Vásquez señala que en esta nación se construye el proyecto Mohammed bin Rashid Al Maktoum Solar Park, “que en su fase IV incluye una planta CSP de 700 MW”.
Foto: Gentileza Sener.
Planta termosolar de cilindros parabólicos de Sener en Sudáfrica.
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De la marca italiana L.A.E., la compañía de fabricación de equipamiento eléctrico, Rhona, adquirió una nueva máquina de corte de acero magnético para núcleos de transformadores.
Este equipo está diseñado y fabricado para realizar un tipo de corte denominado “Step Lap” (hasta un ancho de chapa de 450 mm), contando para ello con la última tecnología en CNC, de acuerdo a lo informado por la empresa.
Carlo Savoy, gerente industrial de Rhona, explica que las características de esta máquina les permiten fabricar núcleos para transformadores de distribución, de media potencia y de poder. “Este equipo tiene muchas ventajas, destacándose la rapidez de corte y armado, un mejor aprovechamiento de material y lo más importante, una disminución de pérdidas con respecto al corte tradicional”, explica el especialista.
Asimismo, el ejecutivo de Rhona enfatiza que esta máquina cortadora es la primera en su tipo en nuestro país. “Contar con esta tecnología nos permitirá mejorar los plazos de entrega a nuestros clientes, ya que la ejecución de los núcleos será más rápida, así como también entregar transformadores con menos pérdidas sin carga o del núcleo y, por lo tanto, contribuir a la eficiencia energética de nuestras redes de distribución y transmisión”, concluye Savoy.
y Rafael Segrera, South America Zone president.
SCHNEIDER ELECTRIC
ABORDÓ GESTIÓN DE LA ENERGÍA EN DIGITALIZACIÓN
DEL SECTOR MINERO
Analizar las oportunidades y los retos de la transformación digital en la minería fue uno de los principales objetivos de “Innovation Day: Digital Mining Santiago 2019”, organizado por Schneider Electric, donde se reunieron más de 35 especialistas del sector, ocho expertos internacionales y los máximos referentes de la minería nacional.
Gustavo Jaramillo, director de Industrias de Schneider Electric, destacó el evento, pues las tecnologías digitales “nos ayudarán a transformarnos y a dar un gran paso para optimizar y administrar eficientemente nuestros activos, mejorar nuestro rendimiento y lograr la excelencia operativa”.
A su juicio, la industria minera en Chile tiene grandes oportunidades por su cartera de proyectos −la más alta de los últimos tres años− donde se consideran 44 iniciativas por más de US$65 mil millones, según el
Catastro de Inversiones de la minería chilena para el periodo 2018-2027, de Cochilco.
La jornada reunió a más de 200 clientes, proveedores y colaboradores, quienes también conocieron los productos y soluciones de la plataforma EcoStruxure para la minería, minerales y metales. Adicionalmente estuvieron presentes con sus soluciones partners estratégicos de Schneider Electric como son Eecol, Bermat, Krontec, Arelec, ElectraFK y Dartel.
Jay Abdallah, Global Director of Cybersecurity Solutions Schneider Electric, expuso sobre ciberseguridad en la minería, recalcando la oportunidad que tienen las organizaciones de mejorar su productividad y mejorar sus resultados financieros, por lo que destacó las funciones de EcoStruxure en materia de automatización y la conectividad de potencia.
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.
Thierry Chamayou, Country president; Gustavo Jaramillo, Industry director,
Experto de ABB en Chile
destaca relevancia de puntos de carga en electromovilidad
Una de las barreras de entrada para que las personas adquieran un auto eléctrico son los escasos puntos de carga y los variados protocolos que existen, siendo este uno de los puntos principales de discusión abordados en la primera jornada de la Conferencia y Diálogo de Alto Nivel “Electromovilidad en las Américas: Estrategias regionales para desafíos comunes”, donde expuso Cristian Martin, Product manager Specialist EV Chargers de ABB en Chile.
El ejecutivo participó en el panel “Normas y regulaciones de cargadores eléctricos”, donde planteó que uno de los mayores desafíos en este tema es la estandarización de los puntos de carga.
“La interoperabilidad es una de las grandes definiciones a resolver a la brevedad, de lo contario el usuario tendrá que tener una tarjeta o aplicación para cada operador de puntos de carga. Otro reto es lograr la transversalidad de los protocolos de carga. En Chile eso está en vías de resolverse a través de la normativa que está trabajando la Superintendencia de Electricidad y Combustibles”, afirmó.
“Estas instancias siempre son positivas. De aquí salen temas muy importantes, porque se aborda tanto desde el punto de vista público como privado. Aquí se reúnen las utilities, los fabricantes de vehículos, de cargadores y están los usuarios, cada uno con su visión tendiente a sus intereses. Nosotros como fabricantes de cargadores, tomamos esos comentarios y los traducimos en satisfacción para nuestros usuarios”, concluyó Martin.
Cigre Chile
GABRIEL OLGUÍN es el nuevo presidente del comité chileno del Consejo Internacional de Grandes Redes Eléctricas (Cigre). Es ingeniero civil en Electricidad de la Universidad de Santiago, máster en planificación de sistemas eléctricos por la Universidad Federal de Santa Catarina, Brasil, y tiene un doctorado en Ingeniería de Potencia eléctrica de la Universidad de Tecnología de Chalmers en Suecia.
CM3 Energía
CARLOS MENDOZA asumió como gerente general de la empresa CM3 Energía. El ejecutivo es ingeniero civil industrial y tiene un MBA en la Pontificia Universidad Católica de Chile
DNV GL
UNAI OTAZUA es el nuevo Country manager para Argentina, Chile y Perú de la empresa DNV GL. El ejecutivo tiene un master of Engineering en Ingeniería Mecánica de la Universidad de Navarra de España.
Empresas Eléctricas A.G.
JAVIER BUSTOS es el nuevo director de Estudios y Regulación de Empresas Eléctricas A.G. El ejecutivo es doctor en Economía de la Georgetown University y magíster en Economía de la Universidad Alberto Hurtado. Fue jefe de la División de Prospectiva y Análisis de Impacto Regulatorio del Ministerio de Energía.
Grupo Editorial Editec
FRANCESCA MASSA es la nueva ejecutiva del Área Comercial del Grupo Editorial Editec. Tiene estudios de secretariado bilingüe y se ha desempeñado en la agencia de publicidad Darcy y en Technopress, organizando la Feria Aqua Sur, además de ser la encargada comercial de Revista Aqua.
Transelec
SEBASTIÁN FERNÁNDEZ asumió la vicepresidente de Desarrollo de Negocios de Transelec. El ejecutivo es ingeniero comercial de la Universidad de los Andes y cuenta con un Young Management Program (YMP) en Insead de Fontainebleu de Francia.
Foto: Gentileza ABB en Chile.
Grupo Editorial Editec SpA
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• Gerente General: Cristián Solís A.
• Gerente Adm. y Finanzas: Víctor Vicuña C.
• Gerenta Comercial: Alejandra Cortés L.
• Subgerente de Ventas: Alvaro Muñoz A.
CHILE
• Francesca Massa, Ejecutiva de Negocios E-mail: fmassa@editec.cl Tel.: +56 2 2757 4289, +56 9 74790735
• Juanita Muñoz, Ejecutiva Comercial E-mail: jmunoz@editec.cl Tel.:+ 56 2 2757 4226
Grupo Editorial Editec SpA
Edificio Plaza Bellet, Antonio Bellet 444, piso 6. Providencia, Santiago, Chile. Código postal: 750 00 00. Tel.: +56 2 2757 4200, Fax: +56 2 2757 4201. E-mail: ventas@editec.cl. Internet: www.revistaelectricidad.cl
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influyendo en la estrategia industrial 20 años
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