Revista ELECTRICIDAD 188 – Noviembre 2015

188 ISSN 0717-164 noviembre 2015 | Año 24 www.revistaelectricidad.cl

Nuevas reglas para la transmisión Interchile proyecta relación de largo plazo con nuestro país

Cobertura a ForoSING, Enersol y Matelec-Genera

Avances y desafíos para la energía eólica

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NOVIEMBRE

2015

Hotel Plaza El Bosque, Nueva Las Condes

–SANTIAGO–

La energía eólica se ha convertido a través de los años en un importante aporte a la matriz energética chilena.

Hoy esta fuente renovable redobla sus esfuerzos incorporando nuevos proyectos, tecnologías y procedimientos, temas que serán ampliamente analizados en EOLO 2015, con el fin de reforzar su presencia en el mercado eléctrico nacional.

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LA EDITORIAL TÉCNICA Y DE NEGOCIOS LÍDER DE CHILE

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Sumario

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Editorial

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Columna de Opinión Jaime Smith, seremi de Energía de la Región de O´Higgins

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Escenario Energético

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Cara a Cara ¿Fallos del Panel de Expertos deben ser vinculantes cuando la CNE o la SEC sean parte de las controversias?

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Existen planes alternativos para concretar interconexión a tiempo

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Energía Matelec-Genera 2015 abordó eficiencia energética y ERNC Energía Cierre y desmantelamiento de centrales eléctricas

Informe Técnico Ferretería eléctrica en Media y Alta Tensión

188 ISSN 0717-164 noviembre 2015 | Año 24 www.revistaelectricidad.cl

Nuevas reglas para la transmisión Interchile proyecta relación de largo plazo con nuestro país

Cobertura a ForoSING, Enersol y Matelec-Genera

Foro Enersol 2015

Sociales ForoSing 2015

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Sociales

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Chile podría convertirse en la capital mundial de la energía solar

Empresas

Entrevista a Fernando Allendes, presidente de la Asociación

de Energía Geotérmica (Achegeo)

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Mercado Eléctrico

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Catálogo de Productos

EDICIÓN Nº 188 | Revista Electricidad | ISSN 0717-1641 | www.revistaelectricidad.cl Consejo Editorial: Eric Ahumada, Pedro Cruz Vine, Francisco Danitz, Annie Dufey, Loreto Gómez, María Isabel González, Cristian Hermansen, Roger Mellado, Sergio Palacios, Alejandro Sáez, y José Antonio Valdés.

Avances y desafíos para la energía eólica

Torres de subtransmisión en Región de Antofagasta.

Avances y desafíos para la energía eólica

Director: Roly Solís

Editora: Daniela Maldonado

Diseño y Producción: Ediarte S.A.

Periodista: Roberto Valencia

Director de Arte: Alfredo Eloy

Redacción Comercial: Rodrigo Fuentes

Diseño y Producción Gráfica: Andrés Núñez

Fotografías: Juan Carlos Recabal / Archivo ELECTRICIDAD

Impresión: Sistemas Gráficos Quilicura S.A.

Foto: Juan Carlos Recabal.

GRUPO EDITORIAL EDITEC • Presidente: Ricardo Cortés D. / Gerente General: Cristián Solís A. / Gerente Comercial: Julio Herrera M. / Gerente de Conferencias y Estudios: Nelson Torres A. / Gerente Adm. y Finanzas: Víctor Vicuña C./ Gerente Zona Sur: Rodrigo Infante V.

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Nº188 | noviembre 2015 | www.revistaelectricidad.cl

Reportaje Central Nuevas reglas para la transmisión

Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

Entrevista Central Jorge Rodríguez Ortiz, gerente general de Interchile proyecta relación de largo plazo con nuestro país

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Editorial

Los cambios

que se vienen en almacenamiento de energía

E

l almacenamiento de energía ha sido catalogado por diversos especialistas como una necesidad creciente, técnicamente factible y eventualmente viable desde el punto de vista económico.

Hoy el sistema se diseña y opera bajo un enfoque de continuo balance entre generación y demanda. Es decir, si la carga aumenta se debe generar más y viceversa.

A nivel mundial, Chile es considerado un país innovador en esta materia. Actualmente podemos encontrar dos sistemas de almacenamiento de energía en baterías que proveen reserva sincronizada en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING). A estos se suma otra iniciativa que actualmente está en el SEIA (de 60 MWs) y dos proyectos de estaciones de bombeo que apuntan a usar agua de mar para almacenar energía en el SING.

Es difícil proyectar qué sucederá Dos factores podrían hacer camcon el almacenamiento de energía Todo parece indicar que cada día biar este panorama considerableen el largo plazo, ya que existen se utilizarán más estos sistemas mente. Por una parte aumenta la pronósticos que hablan de una y que serán las centrales eólicas integración de Energía Renovable revolución que cambiará complelas más interesadas por ser No Convencional (ERNC) variatamente el sistema y otros más altamente variables. ble, como la solar y eólica, a los conservadores que plantean que sistemas; y por otra, y muy ligada los cambios se darán paso a paso. a la anterior, se hace necesaria la incorporación de almaSin embargo, todo parece indicar que cada día se utilizarán cenamiento de energía en redes eléctricas de modo de más estos sistemas y que serán las centrales eólicas las proveer buffers para las intermitencias. más interesadas por ser altamente variables. Por ejemplo,

En el último tiempo se ha debatido bastante sobre este tema, incluso comparando los sistemas de baterías y las centrales hidroeléctricas con el fin de almacenar energía.

Ante esto, aclaran los especialistas, un almacenamiento está diseñado especialmente para cargar y descargar energía. En este aspecto se pueden mencionar ejemplos como estaciones de bombeo o volantes de inercia, aire comprimido y baterías BESS (Battery Energy Storage).

en caso de grandes ráfagas de viento, se pueden producir pulsos de potencia que pueden derivar en problemas de estabilidad y calidad de servicio eléctrico. Un sistema de almacenamiento adecuado es capaz de amortiguar estas perturbaciones absorbiendo la energía y entregándola posteriormente en forma acondicionada a la red.

Este tema fue desarrollado por el académico de la Universidad de Santiago, Gabriel Olguín, quien dictó una charla técnica en el marco del ForoSING 2015 (que se efectuó en Antofagasta) y se profundizará en la segunda versión del Foro EOLO, organizado por el Grupo Editorial Editec (el 19 de noviembre próximo). Los cambios comienzan a notarse, al igual que los desafíos y retos de integrar sistemas de almacenamiento de mayor escala a la red nacional.

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Esta necesidad quedará plasmada en la nueva ley de transmisión, la que, por primera vez, señala el término “almacenamiento de energía” para indicar que estas soluciones estarán sujetas a la coordinación del operador del sistema eléctrico nacional. De esta manera, el coordinador contará con un nuevo recurso para optimizar la operación.

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Reportaje Central

Proyecto de ley se encuentra en el Congreso

Nuevas reglas para la transmisión

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En la Cámara de Diputados comenzó la discusión para modificar este segmento del sistema eléctrico, donde el sector privado ha manifestado un apoyo medular a la iniciativa, aunque han advertido algunas inquietudes por algunos puntos específicos.

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Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

Reportaje Central

competencia que ajustará los precios a la baja, de US$10 a US$20 MWh, dependiendo de las zonas donde se hagan las ofertas económicas”, precisa.

También se destaca la creación del nuevo organismo coordinador independiente, el renovado rol que se le asignará al almacenamiento de energía y servicios complementarios, y la definición de los trazados de las líneas.

Audiencias públicas

Proyecto Juan Carlos Araneda, presidente del comité chileno de Cigré, destaca la discusión que realizaron en torno al proyecto durante el seminario organizado por el organismo. “El enfoque central de este proyecto es mejorar la regulación existente, vale decir, posibilitar una planificación centralizada y cooperativa de los sistemas de transmisión nacional y zonales, simplificando las señales de precios de transmisión a través de un esquema de estampillado, pero manteniendo el esquema tarifario marginalista, con costos marginales nodales y generadores compitiendo y enfrentando riesgos y oportunidades, sin perder las señales de localización en el corto plazo”, afirma.

Andrés Romero, secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE) señala a Revista ELECTRICIDAD que si el proyecto es aprobado en el Congreso se producirá una baja en los costos marginales de hasta US$20 por MWh. “Si tenemos un sistema robusto y con holgura se reducirá el riesgo de descalce de costos marginales, además de que habrá una mayor

“Todo lo que estamos haciendo es para que los usuarios finales y clientes libres tengan mejores precios, además de dar mayor transparencia a los consumidores en el pago de la transmisión, mejorar los estándares de calidad y servicio del sistema, y dar mayor legitimidad social a los procesos de planificación en los proyectos de transmisión”, asegura Andrés Romero.

En este contexto, la comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados inició la ronda de audiencias públicas para conocer la visión que tienen los distintos actores del sector eléctrico con las modificaciones al sistema de transmisión.

Hugh Rudnick, director de Systep y académico de la Universidad Católica, fue el primero en analizar la iniciativa, señalando que una trans-

Expansión del sistema troncal y perspectivas a futuro Paralelamente a la tramitación del proyecto que modifica la transmisión, la industria sigue su marcha.

Durante septiembre el CDEC SIC publicó el informe final con las obras propuestas para el Plan de Expansión del Sistema de Transmisión Troncal 2015, donde se consideran inversiones por sobre US$345 millones.

Entre las principales obras recomendadas en el SIC están el nuevo transformador 220/500 kV en la subestación Cumbres; la adecuación de la nueva línea Diego de Almagro-Cumbres 2x220 kV; la nueva línea MaintencilloPunta Colorada-Nueva Pan de Azúcar 2x200 kV, 2x500 MVA, 122; la nueva línea Ciruelos-Nueva Cautín 2x500 kV, 2x1700 MVA, energizada en 220 kV, y la normalización de nueve subestaciones en la zona centro sur del país.

En cuanto a las perspectivas para las líneas eléctricas nacionales, Alex Alegría, director del comité chileno de Cigré, señala a Revista ELECTRICIDAD que la disponibilidad de franjas para la construcción de nuevas líneas de transmisión y subestaciones será cada vez más limitada, “lo que implicará que el diseño de la infraestructura eléctrica cambie desde un esquema de crecimiento minimalista y adaptado al mediano plazo, a uno que considere un horizonte de uso mucho mayor. Esto implica tanto una mayor holgura en la capacidad de las líneas de transmisión como el diseño de subestaciones que permitan un gran número de conexiones a las mismas, utilizando equipamiento encapsulado por ejemplo”.

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L

uego de más un año de trabajo público-privado, el sistema nacional de transmisión entró en la recta final para renovar su rostro, a través del proyecto de ley que se tramita en el Congreso, cuyo principal objetivo es disminuir los precios de energía mediante un régimen más flexible y con mayor holgura, donde el Estado tendrá un fuerte rol planificador en el largo plazo, además de otras novedades que plantean mayor flexibilidad y holgura, como el nuevo esquema de remuneración por el servicio y la creación de polos de desarrollo.

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Reportaje Central

Juan Carlos Araneda, presidente del comité chileno de Cigré.

Rodrigo Castillo, director ejecutivo de Empresas Eléctricas A.G.

Gabriel Olguín, académico de la Universidad de Santiago.

Sara Larraín, directora ejecutiva de Chile Sustentable.

misión “robusta y con holguras permitirá reducir los precios a cliente final por efecto de una mayor competencia, reducción de riesgos y estabilidad de costos marginales”.

A su juicio, los beneficios de la reducción de precios que pretende establecer el proyecto “son mayores que los costos de las holguras”, añadiendo que “integrar esta señal regulatoria en la próxima licitación de bloques de energía (abril de 2016) incide en la reducción de precio de manera directa”.

Según Castillo, el temas de las compensaciones es complejo, pues el proyecto contempla montos “sin límites; incorpora a los clientes libres, quienes están en condiciones de negociar términos en casos de fallas; da origen a una triple sanción, considerando también las multas de la SEC, y tiene un impacto en las cuentas de clientes finales”.

“La magnitud de las compensaciones en que se pueden ver expuestos los transmisores, que no tienen relación con el negocio, pueden hacer quebrar a una empresa, introduciendo una gran incertidumbre en la viabilidad de los proyectos.

Desincentivan la inversión en transmisión, por lo que va en el sentido opuesto al objetivo del proyecto de ley”, planteó el ejecutivo en el Congreso.

Castillo precisó que es necesario que las compensaciones “tengan un límite establecido y digan relación con los pagos que se realizan por la transmisión. En este sentido se debe aprovechar la experiencia de otros países”.

Carlos Finat, director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera), afirma a Revista ELECTRICIDAD que las compensaciones por incumplimientos “deben estar acotadas”.

Debate Sin embargo, el proyecto ha provocado inquietud en algunos gremios del sector eléctrico en lo que se refiere al pago de compensaciones por incumplimiento de estándares, particularmente cuando se produzca indisponibilidad de suministro en las instalaciones.

Otro punto que Acera pide revisar es la aplicación de prorratas “basadas en el uso anual esperado, sin discriminación, para el cálculo de los peajes troncales y de la interconexión durante el período de transición, el que debería tener un plazo más acotado”, precisa Finat.

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Fotos: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

Este tema fue planteado en la comisión legislativa por el director ejecutivo de Empresas Eléctricas A.G., Rodrigo Castillo, quien sostiene a Revista ELECTRICIDAD que, si bien el segmento de la distribución está de acuerdo con los principios que plantea la nueva normativa, advierte la inquietud por “la nueva modalidad de compensaciones, el tratamiento de algunos costos y los cambios en la tasa de descuento del sector”.

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Reportaje Central

Rodrigo Castillo dice que se puede perfeccionar la “forma de regular la responsabilidad del Coordinador, sus directivos y coordinados para que no se generen desincentivos, de modo que los directivos sean los mejores candidatos y que efectivamente tomen decisiones en pro de la operación y del mercado”.

Por su parte, Carlos Finat asegura que se debe examinar “la potencial intervención de la CNE y del gobierno en ejercicio en materias del Coordinador independiente, como la designación de su directorio o en la definición de su reglamentación, que parece demasiado amplia y debería definirse mejor y acotarse”.

A su juicio, “el cambio al nuevo directorio del Coordinador debería hacerse pocos meses después de aprobada la ley, de manera que un solo directorio lidere ambos organismos (CDEC SIC y CDEC SING).

Carlos Silva, Académico de la Universidad Adolfo Ibáñez, en tanto, aclaró en el primer foro solar Enersol 2015 (organizado por el Grupo Editorial Editec y Serc Chile) que el proyecto de ley de transmisión avanza en definir transmisión pública, tarificación y planificación, pero “falta un aspecto muy relevante que son los reglamentos”.

Desde el punto de vista del sector ambientalista, Sara Larraín, directora ejecutiva de Chile Sustentable, manifestó ante los diputados algunos reparos a la iniciativa legal que, en su opinión, contempla “un rol del Estado que aumenta para planificar, pero es utilizado para mayor beneficio de los inversionistas privados; se excluye al Estado del segmento de la transmisión eléctrica; los costos totales de las holguras establecidas en la planificación recaen en los consumidores;

se impone el extractivismo energético por sobre otras opciones de desarrollo; y finalmente se establece transmisión a gran escala, y no generación distribuida”.

Almacenamiento El almacenamiento de energía es otro de las novedades que incluye el proyecto en el Congreso, donde –en opinión del académico de la Universidad de Santiago, Gabriel Olguín- se genera un cambio paradigmático: “Se reconoce el almacenamiento de energía como parte del sistema eléctrico y se lo sujeta al Coordinador Independiente del sistema”.

“Si bien existen nichos de aplicación para el almacenamiento de energía, el operador no tenía la atribución de instalar estos sistemas, y la ley de transmisión les permitirá definir dónde colocar almacenamiento de energía en la red y optimizar la operación. Eso, a su vez, crea otros negocios porque cuando se liciten esos activos, se tendrá que asegurar su remuneración por un plazo importante, a través de un decreto, igual como son las líneas de transmisión y la subestaciones para recolectar la remuneración de los operadores del mercado, y eso es atractivo para los inversionistas”, precisa el especialista.

En este escenario durante noviembre el proyecto debería ser votado en la Cámara de Diputados para su posterior avance en el Senado, donde también se continuará la revisión de las propuestas del Gobierno.

Conclusiones • El proyecto de ley que modifica el sistema de transmisión y crea un organismo coordinador independiente del sistema eléctrico nacional incorpora varias novedades para el actual funcionamiento del sector, los que son compartidos por los principales actores de la industria.

• El sector privado plantea la revisión de algunos puntos específicos de la iniciativa que generan inquietud, como las compensaciones y una eficaz independencia del coordinador del sistema eléctrico.

• El almacenamiento de energía será regulado con la nueva ley, estableciendo una licitación de servicios complementarios.

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La creación del nuevo organismo coordinador independiente del sistema eléctrico nacional, que tendrá como base las funciones de los actuales CDECs (SING y SIC), también fue analizada por Empresas Eléctricas y Acera, desde donde se plantean más precisiones.

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RTHÖ Elektrische:

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

“Ofrecemos ingeniería en servicios para alta tensión en Chile, Perú y Bolivia” A pesar de la realidad económica que vive el país, éste ha sido un buen año para el sector energético y en especial, para el eléctrico con el consiguiente beneficio para nosotros, destaca el ingeniero eléctrico de la PUCV John O’Shea, gerente general de RTHÖ Elektrische, empresa proveedora de productos, materiales y servicios para el sector eléctrico de alta tensión en Chile, Perú y Bolivia.

“Gracias a nuestro equipo de ingenieros y a nuestros clientes, que han sabido valorar nuestra propuesta de valor humana y técnica, hoy estamos ampliando nuestro tamaño de mercado e iniciado ventas, abriendo oficinas en Lima y Santa Cruz de la Sierra”, señala el ejecutivo. ¿Cuál es el sello de la compañía?

RTHÖ es una empresa familiar que nace con el objetivo de atender los requerimientos de las empresas relacionadas con el sector de energía eléctrica y de telecomunicaciones. Nuestro “core business” es atender los requerimientos para

subestaciones de poder y líneas de transmisión de alta tensión. ¿Cuáles son los principales productos que ofrecen al mercado?

Todos aquellos destinados a subestaciones de poder y líneas de transmisión desde 66kV a 500kV, lo que otorga una solución completa hacia nuestros clientes de modalidad EPC. Además, trabajamos con más de 20 proveedores certificados, provenientes de más de 15 países.

Habitualmente concurrimos a las grandes ferias eléctricas mundiales, como lo son Hannover, IEEE – PES para conocer los últimos avances de la industria.

Nuestra línea de productos se desglosa en accesorios para líneas de transmisión y subestaciones, torres y estructuras de alta tensión, cables y conductores de poder, equipos de tendido y accesorios, aisladores, pararrayos, desconectadores, herrajes de soportación y transformadores de medida y de poder.

¿Qué marcas representan en Chile?

Trabajamos con 21 marcas certificadas mundialmente. Dentro de ellas destacamos aisladores NGK (Japón/ EE.UU.), YuAIZ (Rusia), LIC (Ucrania) y ZIBO (China); herrajes del Grupo Arruti (España), amortiguadores Saprem (España), cables Sterlite (India), pararrayos Tridelta (Alemania), desconectadores Hapam (Holanda-Polonia), torres de transmisión Jyoti (India), transformadores de medida EMEK (Tuquía) y transformadores de poder Sanbian (PRC), entre otros. ¿En qué proyectos han participado?

Desde 1993 hemos estado presentes en múltiples proyectos. Nuestros principales clientes en Chile son Abengoa, Agrosonda, ABB, Alusa, Bechtel, Besalco, BBosch, Colbún, Chilectra, CGE, Chilquinta, Cobra, Endesa, Enersis, EC-L, Elecnor, Gener, ISA, Inprolec, LAP, Saesa, Sigdo Koppers, Siemens, Salfa Montaje, Transnet, Tecnored y por supuesto Transelec, entre otros.

Actualmente estamos participando en las primeras tres líneas del proyecto Cardones-Polpaico, a las cuales aportaremos 19.000 kilómetros de conductor de aluminio Sterlite.

Asimismo, estamos colaborando con el proyecto de interconexión SIC-SING de TEN, con equipos y accesorios para el izamiento y erección de las torres de transmisión.

Para el proyecto Los Cóndores de Endesa, también se nos adjudicó los herrajes para la L/T. Cerro Pabellón

de Enel Green Power nos adjudicó casi todos los insumos para este proyecto geotérmico. Transelec nos otorgó la aislación y soportación de la L/T Maitencillo-Cardones. También estamos suministrando a Siemens el conductor para todas las SS/EE del proyecto Cardones – Polpaico y podría seguir. ¿Cómo ven este fin de año?

Este fin de año lo vemos bastante auspicioso. Hemos trabajado estratégicamente para poder crecer y estar en las grandes ligas.

Matías O’Shea, Gerente de Marketing, añade: “Hace una semana expusimos en la primera versión de la feria MATELEC en Chile y fue un éxito. Pudimos compartir con nuestros diferentes clientes y estrechar lazos con nuestras representadas, las cuales nos acompañaron estos 3 días”.

“Nuestra encuesta de satisfacción a clientes nos tiene muy bien valorados. Se destacan dos reconocimientos que es importante mencionar: 1) RTHÖ entrega en un 97% sus suministros en tiempo y forma y, 2) obtuvimos un 6,3 como nota global por parte de nuestros clientes”, finaliza el ejecutivo.

CON TACTO:

Matías O´Shea L. Gerente de Marketing Almirante Pastene N° 333, Of. 501 - Providencia Santiago de Chile Fono +56 2 2264 7700 Móvil +56 9 7854 4121 moshea@rtho.com

Entrevista Central

Jorge Rodríguez Ortiz, gerente general de Interchile

“ Decidimos proyectar

una relación de largo plazo con Chile”

Foto: Gentileza Interchile.

El ejecutivo colombiano, a cargo de los proyectos Cardones-Polpaico y EncuentroLagunas, señala a Revista ELECTRICIDAD que una vez que obtengan la RCA por la primera línea de transmisión iniciarán la instalación de las faenas. importancia para la interconexión SIC-SING y para solucionar la estrechez en la transmisión en el norte del SIC) y la línea Encuentro-Lagunas.

En entrevista con Revista ELECTRICIDAD el ejecutivo destaca los cambios al sistema de transmisión, por lo cuales proyecta una “relación de largo plazo” con el mercado chileno. ¿Cuál es el cronograma de las obras de la línea Cardones Polpaico y que corresponde a 753 kilómetros?

Si los plazos y compromisos se dan tal cuál esperamos y obtenemos la Resolución de Calificación Ambiental, procederemos a la obtención de los Permisos Ambientales Sectoriales (PAS).

Simultáneamente iniciaremos la instalación de las faenas de tal forma de que una vez obtenidos los permisos, acometeremos las obras desde diferentes frentes de trabajo.

Toda iniciativa puede enfrentar diversas dificultades, sin embargo esperamos que de aquí a 2017 el proyecto sea una realidad.

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U

na intensa agenda en el último tiempo ha cumplido Jorge Rodríguez Ortiz, gerente general de Interchile, empresa controlada por el grupo colombiano ISA (quienes se enfocan en transporte de energía eléctrica, concesiones viales, transporte de telecomunicaciones, y gestión inteligente de sistemas de tiempo real) presente también en Colombia, Brasil, Perú, Bolivia, Ecuador, Argentina, Panamá y Centroamérica.

El ejecutivo tiene una larga experiencia en el sector energético, en los mercados de Colombia y Brasil, donde residió para ahora desenvolverse en el mercado local a cargo de dos importantes proyectos de transmisión: la línea Cardones-Polpaico (de vital

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Entrevista Central

tros contratistas en la utilización de tecnología ¿Qué importancia tomará la figura del Project finance para financiar las obras?

El cierre del financiamiento solo está dependiendo de la obtención de la RCA, proceso que está en su fase final. La figura de project finance cobra una importancia esencial, puesto que la licencia ambiental (RCA) le da una mayor certeza a los bancos de la obtención de los flujos futuros del proyecto.

de punta, tal es el caso de nuestras subestaciones encapsuladas de 500 kV y 220 kV, de fabricación alemana, que serán las más grandes del país, optimizando los espacios de las subestaciones.

ISA tiene experiencia en el relacionamiento con comunidades en América Latina, ¿Cuál será el principio que impulsarán en la línea Cardones-Polpaico; contemplan

A nivel de subestaciones, trabajamos con nuestros contratistas en la utilización de tecnología de punta, tal es el caso de nuestras subestaciones encapsuladas de 500 kV y 220 kV, de fabricación alemana, que serán las más grandes del país”

distribuir una parte de las ganancias con las comunidades?

Nuestro objetivo principal es escuchar a nuestros vecinos y establecer una relación de largo plazo con ellos, desarrollando proyectos en conjunto que redunden en un mejoramiento de su calidad de vida, sin reemplazar las labores que son propias de los organismos del Estado. Lo

¿De qué país se importan los materiales y por qué se seleccionó esa procedencia?

La contratación de los equipos y materiales es realizada por la casa matriz en forma centralizada para todos los proyectos que ejecuta ISA en Sudamérica. Con base en esos contratos se dieron las órdenes de entrega y su origen es India, USA, Alemania, Brasil, y China, entre otros.

que estamos haciendo actualmente es acordar con las distintas comunidades proyectos de inversión social de corto plazo para establecer las confianzas y consolidar nuestra relación, pero continuaremos con planes de desarrollo de mediano y largo plazo. ¿Cómo evalúan los cambios al sistema de transmisión que se tramitan en el Congreso?

Entendemos que avanza en la dirección correcta en cuanto a que el Estado ofrezca las garantías necesarias para aumentar la competencia en el sector y asegurar el desarrollo de los proyectos y de las inversiones necesarias. Precisamente por ese tipo de iniciativas es que proyectamos una relación de largo plazo en el país. ¿Cómo ve Interchile los planes de expansión del sistema a futuro; ven la posibilidad de ingresar a otros proyectos?

Efectivamente como empresa estamos participando y participaremos de otros procesos de licitación en el país y esperamos ser un actor

¿Cuáles son las principales innovaciones tecnológicas que incorporarán las obras?

A nivel de subestaciones, trabajamos con nues-

relevante en el mercado de transmisión eléctrica, no solo a nivel nacional también a nivel regional.

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¿Cómo prevé la oferta de capital humano especializado para la construcción de la obras; han evaluado si se contratarán empresas extranjeras?

Para la construcción de la línea de Alta Tensión se necesitan trabajadores especializados que nos puedan garantizar un trabajo confiable, seguro y profesional. Nuestras empresas contratistas seleccionadas desde ya hace un tiempo, vienen trabajando en la consecución de estos recursos, que para ciertas actividades se deberá recurrir a mano de obra especializada extranjera. A lo largo del proyecto, privilegiaremos la contratación de mano de obra local.

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

CONFERENCIA “REDES RENOVABLES” ESBOZÓ LOS DESAFÍOS DE LA INTEGRACIÓN DE LAS ERNC A LAS REDES • EL EVENTO CONTÓ CON LA PARTICIPACIÓN DE LA IEA, ORGANISMO QUE COMPARTIÓ LA EXPERIENCIA INTERNACIONAL RESPECTO DE LA PENETRACIÓN DE GRANDES CUOTAS DE ENERGÍAS VARIABLES A LAS REDES. ADEMÁS, DESTACÓ EL TRABAJO REALIZADO POR ENERGÍA 2050 Y LA MESA ERNC.

A

fines de octubre la Agencia Internacional de Energía (IEA, por su sigla en inglés), el Programa de Energías Renovables y Eficiencia Energética de la GIZ Chile, por encargo del Ministerio Federal de Medio Ambiente (BMUB) de la República Federal de Alemania; y el Ministerio de Energía de Chile, llevaron a cabo la conferencia latinoamericana “Redes Renovables”.

Al evento, que contó con la participación del Director ejecutivo adjunto de la IEA, Paul Simons, buscó generar un espacio de discusión para debatir los desafíos que impone el creciente ingreso de energías renovables variables a las redes eléctricas.

Junto con delegaciones de Argentina, Bolivia, Brasil, México, Colombia, Paraguay, Perú, Uruguay y Chile, la reunión congregó a expertos del ámbito nacional, como Christian Santana, jefe de la División de Energías Renovables del Ministerio de Energía, y a Simon Müller, analista de la IEA, quien analizó y destacó la metodología empleada por la Mesa ERNC del Proceso Energía 2050, cuyas conclusiones fueron dadas a conocer a fines de agosto.

Energía 2050, destacó Paul Simons, fue un proceso participativo modelo para los países miembros de la Agencia. “En todo el mundo no he visto un proceso de consulta tan amplio y abierto para definir como elaborar una política energética”, destacó.

Lo anterior fue ratificado, y validado, por Simon Müller, quién tuvo la oportunidad de revisar la metodología empleada por la Mesa ERNC. “Desde el punto de vista técnico el modelamiento de escenarios de largo plazo fue un trabajo muy bien hecho. Además, se realizó de

Christian Santana, Jefe División de Energías Renovables, Ministerio de Energía; Paul Simons, Director Ejecutivo Adjunto Agencia Internacional de Energía, IEA; Rainer Schröer, Director Programa 4e Energías Renovables y Eficiencia Energética, GIZ y Simon Müller, Analista de la Agencia Internacional de Energía, IEA.

la mejor forma posible, incorporando en el proceso a todos los stakeholders”, señaló.

En el marco del proceso participativo, la Mesa ERNC, a través de un panel de expertos del sector eléctrico, desarrolló 10 posibles escenarios plausibles de penetración de ERNC para el periodo 2015-2035. En una segunda etapa se analizó la operación de corto plazo y la cuantificación de los costos no considerados en la evaluación de largo plazo. Para esto se simuló la operación horaria de un año (2029) de un

escenario con alta participación eólica-fotovoltaica, considerando las restricciones de seguridad y calidad de servicio que se imponen a la gestión de los sistemas eléctricos en Chile.

La Mesa destacó la necesidad de incorporar de manera más intensiva el parque termoeléctrico e hidroeléctrico para gestionar el sistema eléctrico. Sin perjuicio de ello, la Mesa también exploró que es posible alcanzar de manera económicamente eficiente una participación de energías renovables variables a niveles de, al me-

nos 20%, bajo las condiciones con que actualmente se operan los sistemas eléctricos. La respuesta a la cuestión de cuán flexible es en la actualidad el parque termoeléctrico quedó abierta, pero fue uno de los temas sobre los que se volvió reiteradamente durante el seminario.

“Este tipo de encuentros son propicios para compartir experiencias y evaluar cómo incluir energía variable a la matriz energética. Este es un desafío que nos está afectando a todos”, explicó Paul Simons.

En términos de experiencias, se destacó el programa del gobierno alemán, “Energiewende”, una iniciativa que busca modificar la matriz energética de Alemania al año 2050, dejando a un lado la utilización de energías convencionales y reemplazándolas por energías renovables y eficiencia energética. En este sentido, Alemania decidió cerrar sus plantas nucleares de cara al 2022.

Al 2014, Alemania producía el 28% de su energía a través de fuentes renovables. “En Alemania las empresas (generadoras) han adaptado la manera de operar

PAUL SIMONS, DIRECTOR EJECUTIVO ADJUNTO DE LA AGENCIA INTERNACIONAL DE ENERGÍA ¿Cuáles son los desafíos que enfrenta América del Sur a la hora de introducir masivamente ERNC a las redes eléctricas?

Los países de la región muestran grandes diferencias respecto de la cantidad de ERNC instalada en sus sistemas, por lo tanto, los desafíos son diferentes. Donde este tipo de energía recién está comenzando, más que problemas técnicos, lo que deben afrontar son barreras institucionales, asuntos relacionados con permisos y estándares para el desempeño de los equipos. Los arreglos contractuales para la comercialización de la electricidad también pueden ser una barrera.

En países como Uruguay, donde las energías renovables (principalmente la eólica) ya tienen una participación de dos dígitos, el foco ha cambiado hacia la optimización de los pronósticos de las energías renovables, el aumento de la flexibilización del parque térmico, el manejo de las operaciones de los sistemas en tiempo real y mayores grados de flexibilidad de la demanda.

La mayor disponibilidad de la hidroelectricidad sitúa a la mayoría de los países de la región en una muy buena posición para integrar grandes cuotas de ERNC, técnica y económicamente.

con el fin de manejar este tipo de energías con una certidumbre superior, no obstante, en la medida que va aumentando la participación de estas tecnologías seguimos aprendiendo”, explicó Christian Gayoso de la Embajada de Alemania en Chile.

En Chile, recordó Christian Santana, el aumento de la participación de las ERNC (entre 2014 y 2015 se han instalado más de 1.300 MW) ha generado interrogantes y levantado temores; “abrió el debate sobre si seremos capaces de manejar su variabilidad, si podremos tener un suministro confiable sin que signifique costos adicionales”.

En España, detalló Simon Müller, a ciertas horas del día cerca del 65% de la energía es eólica; en Alemania en la zona de control del operador de la red 50Hertz, en tanto, hay momentos en los que el 100% de la demanda puede ser suministrada por fuentes eólicas y solares e incluso se exportan excedentes de energía renovable. Este tipo de experiencias, explica el experto, muestra que es posible operar con un suministro eléctrico confiable con altos niveles de energías variables.

Para integrar ERNC al sistema, combinar la hidroelectricidad con la generación eólica y solar puede hacer de la integración un tema mucho más sencillo, explicó Müller.

En la actualidad, el gobierno irlandés y norirlandés están ejecutando un ambicioso programa llamado DS3 (Delivering a Secure Sustainable Electricity System) para cumplir con las metas de la Unión Europea sobre el uso de energías renovables que, para el caso de la isla, es de 40% de la electricidad suministrada. Para cumplir los objetivos ambos gobiernos deberán producir

un 37% de su energía por fuentes eólicas, alcanzando peaks por sobre el 75%.

Para lo anterior, Irlanda e Irlanda del Norte han tomado una serie de acciones, entre ellas, la implementación de una Herramienta de Evaluación de Seguridad Eólica (Wind Security Assessment Tool –WSAT), la que evalúa el voltaje y la estabilidad del sistema casi en tiempo real en los centros de control.

En Chile, explicó Christian Santana, las conclusiones de la Mesa ERNC indican que si se es capaz de administrar el sistema con mayor flexibilidad, por ejemplo, con una optimización de los parámetros operacionales del parque térmico, mejorías en el pronóstico de generación eólica-fotovoltaica y en el manejo de las reservas de capacidad, probablemente se podría concebir una participación eólica-fotovoltaica en torno a un 30% de la generación anual, manteniendo una operación económicamente óptima del sistema eléctrico. “Hay que dotar al parque térmico de mayor flexibilidad señala la experiencia internacional”, explicó. ¿Cuál es el costo de acondicionar el sistema?, preguntó Simon Müller. Aunque no hay una respuesta genérica en tanto cada planta es única, explicó el analista, sí es posible realizar algunas estimaciones. Para una planta termoeléctrica a carbón de 200 MW, incrementar la tasa toma de carga sobre un 33% y reducir los tiempos de apagado y puesta en marcha en torno a un 25 y 50%, puede variar

los costos entre 0,75 y 12 millones de dólares, es decir, entre 0,20 y 3 dólares por MWh.

FLEXIBILIDAD EN CHILE

Andrés Salgado, director técnico ejecutivo del CDEC-SIC, y Daniel Salazar, director ejecutivo del CDEC-SING, fueron los encargados de entregar la visión, día a día, de los sistemas eléctricos más importantes del país.

Como analista de la IEA tuvo la oportunidad de revisar la metodología aplicada para la Mesa ERNC, ¿qué evaluación hace del trabajo realizado por la instancia?

Desde una perspectiva técnica, y no es algo que solo diga yo, el modelamiento de escenarios de largo plazo fue un trabajo muy bien hecho. Además, se realizó de la mejor forma posible, incorporando en el proceso a todos los stakeholders.

pueden maximizar sus operaciones. Luego, hay que enfocarse en la generación térmica, donde usualmente hay espacio para optimización.

Otro aspecto positivo fue el haber comenzado analizando la capacidad de expansión y luego seleccionar los escenarios y analizar las restricciones operativas.

El mayor impacto de la integración es el ahorro en combustible en generación térmica, luego se puede comenzar a ver otros efectos secundarios, aquellos relacionados con la flexibilidad.

Desde la perspectiva del generador, ¿quiénes deben cargar con la responsabilidad de aumentar la flexibilidad del sistema, el parque actualmente instalado o las futuras plantas?

Depende de cuál sea la mejor opción desde el punto costo-efectivo. En una primera etapa no hay que concentrarse en lo que

¿Flexibilidad significa mayores costos para el sistema?

La idea es tener flexibilidad al menor costo posible. Para esto es importante evaluar los costos asociados a las puestas en marcha y detenciones de las unidades.

Respecto de la flexibilidad técnica del sistema, lo primero que hay que hacer es contar con la contribución de aquellas centrales que son más fáciles de operar (y rápidas), por ejemplo, las reservas hidroeléctricas y evaluar cómo se

Andrés Salgado destacó algunos de los desafíos que debe afrontar el SIC. Entre ellos, mencionó que en la zona norte del sistema se está registrando una alta penetración de ERNC en un contexto de baja capacidad de transmisión.

En términos de costos marginales, Salgado ejemplificó el impacto de las energías variables en el sistema. “Un día podemos tener costos de 120 dólares por MWh en una hora de punta y, al día siguiente, con alta penetración de ERNC (con energía solar en hora de punta) costos marginales de cero”.

SIMON MÜLLER, ANALISTA DE LA AGENCIA INTERNACIONAL DE ENERGÍA

sea hardware, sino que en software, en la forma en que opera el sistema, en la estructura del mercado, en cómo se comercializa la energía.

Daniel Salazar, Director Ejecutivo CDEC-SING.

Respecto de los ejercicios de escenarios elaborados por la Mesa ERNC, Müller destaca que estos, entre otros beneficios, ayudan a construir consensos entre los stakeholders. Desde el punto de vista de los inversionistas, estos ejercicios añaden un grado más de certeza al negocio.

Respecto de medidas de adaptación, el ejecutivo señaló que el CDEC-SIC ha trabajado en la definición de los puntos de conexión óptimos para los nuevos proyectos.

También se han creado automatismos que permiten mayores transferencias vía reducciones de la central Guacolda en casos de situaciones de emergencia. “Actualmente estamos trabajando en una segunda fase en la que vamos a incorporar centrales solares y eólicas”, explicó Salgado.

Daniel Salazar, en tanto, señaló que en 2012 el CDEC-SING inició un plan de integración para energías renovables con la idea de determinar las capacidades del SING, dada sus características, para integrar energías variables. “A principios de este año actualizamos ese ejercicio, con miras al año 2017 y un escenario de interconexión. Ahora estamos realizando otro estudio enfocado en la transmisión (a 2018 y 2021), para determinar qué líneas podrían presentar problemas en el futuro”, explica.

El director ejecutivo del CDEC-SING señala que actualmente se está realizando una auditoría a la Central Atacama. A través de este ejercicio se busca determinar el régimen operativo de la central. Paralelamente, el CDEC-SIC también ha comenzado a realizar auditorías a algunas unidades.

Finalmente, Daniel Salazar señaló la importancia del tamaño de los proyectos que se busca desarrollar en el sistema; estos señaló, no pueden estar desadaptados respecto de la capacidad del SING, de ahí la importancia de que sean escalables.

Columna de Opinión

Por Jaime Smith,

seremi de Energía de la Región de O´Higgins.

Nuevas fuentes energéticas

D

e acuerdo al estudio realizado por la OCDE (en septiembre de este año) “Chile, Prioridades de Políticas para un crecimiento más fuerte y equitativo”, el cual tiene por objetivo evaluar las reformas y proponer opciones para llevar a cabo transformaciones adicionales, basándose en la experiencia y los conocimientos acumulados por los países miembros, se proponen distintas áreas para abordar reformas políticas.

3) Avanzar en la creación de una Política Regional de Energía.

4) Vincular el sector contribuyendo al desarrollo local.

La región de O’Higgins no escapa a estos llamados, es por ello que hemos trabajado en posicionar el rol de la Energía en la región en torno a cuatro ejes estratégicos:

Nuestra Agenda de Energía plantea importantes transformaciones para avanzar en mayor equidad, desarrollo y progreso, para lograr este crecimiento tenemos un objetivo claro como país: Comprometernos a que el 45% de la capacidad de generación que se instale entre 2014 y 2025 provenga de energías renovables, de tal modo que estas representen el 20% de la matriz energética en 10 años más. En esto, nuestra región está avanzando por el camino correcto.

Asimismo, estamos incentivando el desarrollo de nuevas fuentes energéticas propias, destacando los proyectos solares y eólicos en el secano costero, y los proyectos hidroeléctricos de pasada en la precordillera, lo cual nos permite señalar que en nuestra región se encuentra “Estamos incentivando el la gran mayoría de las fuentes desarrollo de nuevas fuentes Entre las áreas que aborda energéticas renovables con energéticas propias, destacando Medio Ambiente se menciogran potencial. En este sentilos proyectos solares y eólicos en na que la Agenda de Energía do, tenemos buenas noticias: el secano costero, y los proyectos 2015 es un paso en la direcse aprobó el primer proyecto hidroeléctricos de pasada en la ción correcta para aumentar fotovoltaico en nuestra región precordillera”. la proporción de generación de 9 MW y el segundo parque de electricidad procedente de eólico con 50 MW, los que seenergías renovables, lograr aumentos de eficiencia ener- rán inyectados al Sistema Interconectado Central, con gética, mejorar la competitividad del mercado energético una inversión en conjunto que alcanza los 125 millones de y elaborar una política. dólares y que estarán en la Provincia de Cardenal Caro.

1) Fomentar el desarrollo de proyectos de generación y transmisión asociado a la participación de las comunidades en forma integral.

2) Informar y realizar talleres de eficiencia energética en toda la región.

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para la Región de O´Higgins

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Cara a Cara

Cuando la CNE o la SEC sean parte de las controversias

¿Fallos del Panel de Expertos El proyecto de ley que modifica el sistema de transmisión en el país también contempla cambios en las normas que rigen el funcionamiento del Panel de Expertos. Uno de ellos busca precisar que los fallos sean vinculantes para los organismos reguladores, como la CNE y la SEC, solo cuando estos sean parte de las controversias. Hoy los fallos son vinculantes para los reguladores, aunque estos no participen en una discrepancia determinada. Para la Comisión Nacional de Energía (CNE), esto se debería precisar, mientras que para algunos especialistas, el problema consiste en dilucidar cuando la CNE y la SEC son partes, debiendo entenderse que lo son cada vez que una de las posiciones en disputa esté representada por alguno de dichos organismos, de lo contrario su carácter vinculante quedaría entregado a la decisión de comparecer o no ante el Panel.

“La CNE y la SEC tienen

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Foto: Gentileza CNE.

siempre la calidad de interesados en todas las discrepancias que se presenten ante el Panel de Expertos, que no es lo mismo que ser parte en dichas discrepancias”.

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¿Está de acuerdo en que los fallos del Panel de Expertos sean vinculantes para el regulador (SEC-CNE) en los casos en que participen?, ¿Por qué?

1 Sí. El proyecto de ley lo que hace es precisar el principio de que los dictámenes del Panel de Expertos sí son vinculantes para la Comisión y la Superintendencia en todos aquellos procedimientos en los que estas instituciones participen en la calidad de parte, ya que − de acuerdo a la ley− la CNE y la SEC tienen siempre la calidad de interesados en todas las discrepancias que se presenten ante el Panel de Expertos, que no es lo mismo que ser parte en dichas discrepancias.

2 Sí. El Panel de Expertos fue creado por la Ley 19.940, para resolver Carolina Zelaya, los conflictos que pudieran surgir entre Jefa del Departamento Jurídico de la Comisión las empresas eléctricas y entre estas y Nacional de Energía. Foto: Gentileza CNE. la autoridad en relación exclusivamente a materias de carácter técnico y económico del sector eléctrico. Es por eso que a sus integrantes se les exige únicamente experiencia y conocimientos en estas materias. Además, de acuerdo a nuestro ordenamiento jurídico constitucional, estas materias están reservadas en sede administrativa, a la Contraloría General de la República y en sede judicial, a los tribunales de justicia.

3 No, porque con ello se podrían vulnerar

derechos y garantías de terceros ajenos al respectivo procedimiento ante el Panel, que podrían ver afectados sus legítimos intereses sin haber tenido derecho a la mínima defensa. Esto sería contrario al debido proceso que debe regir toda instancia de resolución de conflictos de carácter vinculante, en especial teniendo a la vista que los dictámenes del Panel de Expertos son irrecurribles.

4 En lo que respecta al Panel de Expertos,

el proyecto de ley que estamos tramitando en el Congreso, busca más bien fortalecer la figura de esta instancia técnica de resolución de controversias, despejando eventuales conflictos de competencia con otros órganos. Sin perjuicio de lo señalado, tanto el Ministro de Energía, como el Secretario Ejecutivo de la CNE, han manifestado a todos los actores del sector, que el Ejecutivo está abierto a efectuar todos los perfeccionamientos que se requieran al proyecto de ley manteniendo los principios de delimitación clara de los espacios de regulación entre la Comisión, el Panel de Expertos y el Coordinador Independiente del Sistema.

Cara a Cara

deben ser vinculantes? ¿Cree que el control de juridicidad de los actos de la administración pública lo pueda hacer solamente la Contraloría y no el Panel de Expertos?

3

¿Piensa que los fallos del Panel se podrían extender a actores que no forman parte de las controversias?

¿Cree que haya un punto de equilibrio en este tema dentro de la tramitación legislativa?

1 Los dictámenes deben ser vinculantes para la

CNE y la SEC en todos los casos en que participe como parte de las discrepancias porque de lo contrario se introducirían importantes grados de incertidumbre en estos procesos, al existir la posibilidad que puedan ser modificados por propia decisión de dicha autoridad. Pero el tema es dilucidar cuando es parte y cuando es interesado, lo que no puede quedar entregado a la voluntad de la propia autoridad, cada vez que una de las posiciones en disputa esté representada por la CNE debe ser considerada parte. Otra cosa distinta, que en su calidad de regulador la CNE dicte las normas que rigen la materia dentro de la órbita de sus atribuciones.

2 El control de la juridicidad de los actos de la CNE y de la SEC no la debe hacer el Panel, no es su rol, pero es indudable que las competencias que la Ley le entrega al Panel para resolver ciertas materias, no las puede ejercer sin tener presente y analizar la ley porque se trata de una industria fuertemente regulada, lo que implica necesariamente un juicio de valor implícito acerca de cuál es la posición que mejor se ajusta a las normas eléctricas. El control de la juridicidad de los actos de la administración la hace la Contraloría y los tribunales de justicia.

En el caso del Panel, el control de la legalidad de sus dictámenes no lo debe hacer la CNE o el Ministro, porque muchas veces representarán

una de las posiciones en discrepancia.

Prefiero que se establezca un recurso de ilegalidad acotado contra los dictámenes del Panel.

Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

4

“Cada vez que una de las posiciones en disputa esté representada por la CNE debe ser considerada parte”.

3 Por

regla general los dictámenes del Panel no deben extenderse a quienes no participaron, porque al igual que en los casos de las sentencias judiciales, los dictámenes deben afectar a quienes fueron parte de las discrepancias.

Pero cuando se discrepa del informe técnico de la CNE en cualquiera de los procedimientos, no debe existir duda que dicha autoridad es parte del proceso y por ello el dictamen le debe afectar.

4 Siempre se puede generar un equilibrio

Fernando Abara,

director del Estudio Jurídico Abara & Cía.

y entiendo que hay muy buena voluntad para ello. En mi opinión, el regulador debe mantenerse como tal, es decir, dictar las normas que complementen o ejecuten la ley y los reglamentos, por su parte debe existir una fiscalización del cumplimiento de la misma por parte de la SEC. Con relación al Panel, debe resolver los casos concretos que se le presenten y sus dictámenes deben ser obligatorios para todas las partes, con control de la legalidad de la administración y del panel por los tribunales.

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PUBLIRREPORTAJE

INAUGURADO PROYECTO SOLAR SAN PEDRO III CONSTRUIDO POR EFACEC

LUEGO DE TERMINAR LA CONSTRUCCIÓN DEL PARQUE DE 32MW, EFACEC CHILE SIGUE DESARROLLANDO LOS TRABAJOS DE O&M (OPERACIÓN Y MANTENCIÓN).

La empresa portuguesa Efacec construyó de forma exitosa el proyecto San Pedro III de 33,7 MWp para la empresa RIJN Capital, según informa el Grupo Efacec. El proyecto está ubicado en las cercanías de San Pedro de Atacama, a 30 km de Calama, en la Región de Antofagasta, y tuvo el financiamiento del banco CorpBanca y a Mott MacDonald como su Tecnical Advisor.

El acuerdo contemplaba un contrato llave en mano del proyecto (EPC), involucrando a Efacec en el desarrollo de la ingeniería de detalles, compra y logística a nivel internacional y nacional, lo que incluye importaciones de todos los equipos de una planta (paneles solares, seguidores, inversores, Scada y equipos menores) además de todos los procesos de construcción de la planta (estándar minero), como el estudio y la prospección arqueológica del terreno.

En la central San Pedro III se instalaron más de 110.000 módulos fotovoltaicos. La generación anual de electricidad se sitúa en más de 100

GWh/año. El proyecto fue conectado al Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) en el primer trimestre de este año, cumpliendo de forma exitosa las expectativas de generación del cliente. El periodo de construcción se extendió entre septiembre de 2014 y febrero de 2015.

La planta SP III construida por Efacec ha tenido una Independent Technical Due Diligence por parte de TÜV Rheinland, que además de certificar la calidad de la planta, ha certificado los resultados de performance de la planta.

Transcurridos seis meses desde la construcción del parque solar, Efacec Chile desarrolla un contrato de O&M (operación y mantenimiento) por cinco años con el cumplimiento del PR (Performance Racio) de la planta.

La planta tuvo un periodo de construcción que se extendió durante 5 meses y donde trabajaron más de 500 personas en total. Debido a las exigentes normas de seguridad de EFACEC, la planta se ha construido con un registro de cero accidentes.

Según fuentes de Efacec en Chile, el contrato ha tenido que sortear ciertas dificultades debido a las complejas condiciones medioambientales (polvo) por ser zona minera, motivando al área de desarrollo de Efacec en Portugal quienes desarrollaron un robot de limpieza sin agua para los paneles solares. Este robot ha sido desarrollado en Efacec en Portugal, incluso ganando un premio de innovación dentro de la empresa.

Efacec es una empresa, presente en más de 65 países, trabajando en las áreas de Energía, Medio Ambiente y Transporte. Con más de 2.500 empleados a nivel mundial, la compañía está presente en Chile desde el año 2001, donde ha trabajado para empresas como Chilectra y Transelec, en la construcción de subestaciones eléctricas, sistemas Scada y el suministro de equipos de media y alta tensión.

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Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

En el primer módulo del ForoSING participó el asesor Gerardo Barrenechea (como moderador) y Andrés Romero (secretario ejecutivo de la CNE), Daniel Salazar (director ejecutivo del CDEC SING), Rubén Sánchez (secretario ejecutivo de Acenor), y Francisco Danitz (gerente corporativo de Energía y Recursos Hídricos de Codelco.

Según lo expuesto en la XIII versión del ForoSING 2015

Existen planes alternativos para concretar interconexión a tiempo

Gabriel Marcuz, gerente general de la Transmisora Eléctrica del Norte (TEN), se manifestó confiado de cumplir con los plazos de construcción acordados con el Gobierno, pero advirtió que existen planes en caso de cualquier riesgo que impida alcanzar el programa establecido. “Tenemos un plan A, B y C. Hemos contemplado alternativas técnicas que aún no están definidas, que nos permita interconectar el sistema, no en las condiciones previstas originalmente, pero si en un voltaje menor que pueda ir intercambiando energía entre el norte y el sur”, aseguró el ejecutivo.

Gabriel Marcuz, gerente general de la Transmisora Eléctrica del Norte (TEN), se manifestó confiado de cumplir con los plazos de construcción acordados con el Gobierno para unir el SING con el SIC, sin embargo advirtió que existen medidas que se pueden tomar en caso de cualquier riesgo que impida alcanzar el programa establecido.

El secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Andrés Romero, planteó la necesidad de nuevos cambios regulatorios en torno a la interconexión SING SIC, a través de un nuevo operador que permita mejorar el sistema con una mirada a largo plazo (30 años), en base a nuevos criterios que se traduzcan en menores precios para el cliente final.

El ministro de Bienes Nacionales, Victor Osorio, en tanto, destacó que la interconexión es un proyecto histórico y que el 97% corresponde a terreno fiscal bajo la administración de Bienes Nacionales. “Las servidumbres consideradas para este proyecto abarcan territorios en las regiones de Antofagasta y Atacama con más de 5.000 hectáreas de superficie”, puntualizó.

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O

ptimismo y seguridad existe en torno al cumplimiento del cronograma establecido para la interconexión de los sistemas eléctricos del Norte Grande y Central (SING y SIC). Así lo expusieron diferentes especialistas en la XIII versión del ForoSING 2015, evento organizado por el Grupo Editorial Editec, y que analizó el presente y futuro energético de la zona norte de Chile con miras a la interconexión, tanto nacional como regional.

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Argentino de Interconexión (SADI) que pudieran hacer atractivas las ofertas desde el SING. Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

Así lo confirmó Carlos Aguirre, gerente de Gestión del Margen y Transmisión de AES Gener, quien destacó que la racionalidad de la Interconexión del SING con el SADI es técnicamente factible, ya que si se utilizan activos ya existentes se ahorrarían costos a ambos sistemas, mejorando la calidad y seguridad del servicio.

Otro de los temas centrales abordados en el foro eléctrico del SING fue la integración eléctrica entre Chile y sus países vecinos. Una idea que ya presenta avances como las dos ofertas de exportación que realizó la empresa AES Gener a Argentina, propuesta que espera concretarse hacia fines de este año, según se vayan presentando las condiciones de generación del Sistema

Claudio Seebach, vicepresidente ejecutivo de Generadoras de Chile; Daniel Gutiérrez, abogado, socio-director de la Consultora BGS Energy Law; Gabriel Marcuz, gerente general de TEN, Jorge Rodríguez, gerente general de Interchile; Francisco Alliende, gerente general del Grupo Saesa, y Roly Solís, director de Revista ELECTRICIDAD.

Eduardo Antúnez, director de Planificación del COES SINAC (Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional de Perú) aseveró en tanto que “Perú cuenta con una cartera de grandes proyectos localizados en diversos puntos de la red eléctrica, suficientes como para atender la demanda de exportación de Chile a largo plazo”.

Antúnez señaló que la expansión del sistema eléctrico de su país responde a las reformas efectuadas en 2006 y que proyecta hacia 2018 una expansión a lo largo del territorio peruano. Entre estos desafíos destaca la ejecución a mediano plazo de un proyecto que uniría Tacna con Arica, que aportaría 200 MW a partir de 2020.

Mirada a largo plazo Una idea que compartieron varios expositores fue la necesidad de proyectar la matriz energética con distintos escenarios futuros. “Para crear confianzas con la sociedad se requieren instituciones más modernas y que se adapten a los cambios con políticas públicas compartidas y de largo plazo, por ejemplo como lo ha sido el proceso de Energía 2050”, dijo el vicepresidente ejecutivo de Generadoras de Chile, Claudio Seebach, quien concluyó que se requiere una institucionalidad prospectiva y regulatoria con mayor autonomía de los ciclos políticos.

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Integración energética regional

Además se proyecta que en 2016, con la entrada en servicio de las centrales Cochrane y Kelar, se incrementará la posibilidad de exportar energía a Argentina en base a generación de menor costo variable de operación.

Victor Osorio, ministro de Bienes Nacionales.

Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

Por su parte, el director ejecutivo de CDEC-SING, Daniel Salazar, explicó que este proceso contempla la incorporación de cambios tecnológicos, nuevos protocolos y metodologías acorde a los nuevos estándares internacionales. En esta línea existe una cartera de proyectos con 49 iniciativas de Energías Renovables No Convencionales (ERNC) y 16 de energía convencional, que en conjunto aportarían 5.200 MW a ambos sistemas.

El 70% de estas propuestas se concentran en el norte del país. De ellas un 40% son de fuente solar y un 16% corresponden a energías térmicas.

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ForoSING 2015 Autoridades, ejecutivos, académicos y especialistas del sector se dieron cita en la XIII versión del ForoSING 2015, organizado por el Grupo Editorial Editec, donde se revisó el futuro de la interconexión SING SIC, así como el futuro del sistema nacional eléctrico con miras a la interconexión con los países vecinos.

Fotos: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

Víctor Osorio, ministro de Bienes Nacionales; Francisco Danitz, gerente Corporativo de Energía y Recursos Hídricos de Codelco, y Carlos Aguirre, gerente de Gestión de Margen de AES Gener.

José Garnica, gerente Desarrollo de Negocios de Pacetech SpA; Jorge Abela, gerente Desarrollo de Negocios de Inmobiliaria San Patricio; Renée Plouffe, agregada comercial de la Embajada de Canadá, y Andrés Soto, gerente Desarrollo de Negocios de Pacetech SpA.

Fernando Cortez, gerente general de la Asociación de Industriales de Antofagasta (AIA); Roly Solís, director de Revista ELECTRICIDAD; Marko Razmilic, presidente de la AIA, y Andrés Romero, secretario ejecutivo de la CNE.

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Eduardo Escalona, presidente del directorio del CDEC SING y Daniel Gutiérrez, abogado socio director de BGS Energy Law.

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Rosa Abasolo, jefe de Transferencias de E-CL; José Arévalo, jefe del Departamento de Peajes del CDEC SING; Laura Elgueta, jefa de Comunicaciones del CDEC SING; Andrés Guzmán, jefe del Departamento de Planificación del CDEC SING; Eduardo Antúnez, director de Planificación Coes Sinac, y Daniel Salazar, director ejecutivo del CDEC SING.

Peter Hatton, CEO de IC Power; Charles Naylor, gerente de Desarrollo de Negocios de Grupo Saesa, y Rodrigo Quinteros director del CDEC SING.

Claudio Tabillo, gerente de Desarrollo de Negocios de Elecnor Concesiones; Jorge Rodríguez Ortiz, gerente general de Interchile; Agustín Vial, ingeniero de Desarrollo de Negocios de Elecnor Concesiones, y Andrés Muñoz, ingeniero jefe de Eficiencia Energética de Codelco.

Pablo Benario, director del CDEC SING; María Isabel González, gerente general de Energética, y Daniel Salazar, director ejecutivo del CDEC SING.

Luis Villaleiva, de SDI; Alexis Peralta, de SDI y Jorge Gajú, de Abengoa.

Pablo Flores y Marcelo Ulloa, ambos de Rhona.

Mauricio Cereceda, de AES Gener; Waldo Ibacache, de Empresa Eléctrica Angamos y Vanni Boggio, de Empresa Eléctrica Angamos.

Jonathan Jay, de Sunpower; Martin Rocher, de Total Nuevas Energías y Manuel Tagle, de Sunpower.

Cristhian Acori, de E-CL; Liliana Ortiz, de E-CL y Gabriel Marcuz, de TEN.

Claudia Paredes y Eduardo Calderón, de Transelec.

Jorge Goth, del Grupo Editorial Editec; Gerardo Barrenechea, asesor; Roly Solís, del Grupo Editorial Editec y Claudio Seebach, de Generadoras de Chile.

Ángela Castillo, Andrés Swett, Nuria Sánchez y Juan C. Barrientos, de CGE.

Hugo Pavez, de Kelar; Antonio del Río, de Pesco e Isis Torres, de Kelar.

Víctor Suazo, de Tusan; Denisse Figueroa, de Tusan; Fernando Barella, de Tusan y Marcelo Matus, de Saesa.

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Sociales

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S O C I A L E S

Comulsa participó en la versión XIII del ForoSING El pasado 6 de octubre se realizó la versión 2015 del Foro Eléctrico del Sistema Interconectado del Norte Grande (ForoSING) organizado por el Grupo Editorial EDITEC. En esta, su decimotercera edición, la empresa especialista en productos y servicios eléctricos para la industria energética y minera, Comulsa, auspició el almuerzo de camaradería realizado durante el evento.

“Este tipo de oportunidades son para Comulsa, una manera de agradecer a nuestros clientes quienes por más de 33 años de presencia en el mercado nacional, liderando la oferta técnica, nos han preferido y confiado la solución a los diferentes problemas que pueden encontrar en su trabajo diario”, señaló Gerardo Lorca, Gerente de Productos y Logística de la Compañía.

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Foto 1: Tania Fierro, ingeniero auditor de E-CL; Aldo Vásquez, despachador de carga de E-CL, y Evelyn Barraza, de contrato de Clientes de E-CL. Foto 2: Pablo Ramila, jefe de Clientes de AES Gener; Felipe Escobar, gerente de Gestión CDEC de E-CL, y Nicolás Cáceres, ingeniero de gestión de Energía de E-CL. 3

Foto 3: Wilson Navarrete, gerente de proyectos Grupo Saesa, y Héctor Rodríguez, contratos de Clientes de E-CL.

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Foto 4: Alfredo Olivares, ingeniero de energía de Codelco, y Alonso Arriagada, profesional del Departamento Eléctrico de la CNE. Foto 5: Sergio Bruna, jefe de RSE de AES Gener, y Marco Quezada, jefe del Centro de Despacho del CDEC SING.

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Foto 6: Patricio Saglie, jefe del área del Sistema de Transmisión del Grupo Saesa, y Edward Fuentealba, director de Desarrollo Energético de la Universidad de Antofagasta.

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Foto 7: Carlos Aguirre, gerente de Gestión de Margen de AES Gener; Waldo Ibacache, gerente Complejo Norte de la Empresa Eléctrica Puerto Angamos, y Mauricio Cereceda, subgerente de Transmisión de AES Gener.

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Foto 8: Rodrigo Alcayága, gerente de Ventas de Siemens; Luis Sandoval, jefe de Ventas de Siemens; Carlos Rodelo, gerente de Servicio Siemens; Juan Carlos Acosta, ingeniero jefe de Operaciones AES Gener, y César Torrealba, Energy Manager de Siemens.

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Energía

A través de Corfo

Gobierno busca financiar planes de eficiencia energética

E

l Ministerio de Energía está estudiando implementar líneas de financiamiento para las empresas que decidan impulsar planes de eficiencia energética en sus procesos productivos, a través de Corfo, con dineros provenientes de la banca alemana, el cual comenzaría a funcionar desde 2017, con un monto inicial de 50 millones de euros.

El anuncio se realizó en el Congreso Internacional Matelec Genera 2015, realizado en Espacio Riesco, donde también se desarrolló la jornada técnica sobre ERNC.

Así lo detalló el jefe de la División de Eficiencia Energética del Ministerio de Energía, Ignacio Santelices, en el marco del Congreso Internacional Matelec Genera Latinoamérica, organizado por la feria internacional de Santiago (Fisa) y la Feria de Madrid (Ifema) y que contó con Revista ELECTRICIDAD como medio oficial.

En este escenario, Iván Saavedra, jefe del Departamento Eléctrico de la Comisión Nacional de Energía (CNE), señaló que el organismo regulador está trabajando en la segunda etapa de cambios a la norma técnica que rige las operaciones de coordinación de los sistemas eléctricos respecto a la integración de las ERNC. El personero afirmó que ya se han hecho algunas modificaciones a la norma, es-

Inauguración de Matelec Genera Latinoamérica 2015 que contó con la participación del presidente de Fisa, Andrés Van Wersch; el seremi de Energía de la Región Metropolitana, José Miguel Arriaza; el director de Expansión Internacional de IFEMA, Madrid, Santiago Quiroga; el director de Matelec España, Raúl Calleja, y el presidente de la Asociación de la Industria Eléctrica-Electrónica de Chile (AIE), Juan Menchaca.

tableciendo nuevas exigencias para las plantas fotovoltaicas y la redefinición de pronósticos.

“Estamos a semanas de emitir el segundo grupo de normas para determinar mínimos técnicos de unidades generadoras, la potencia máxima y los parámetros de partida y tensión de las generadoras”, dijo Saavedra.

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En la segunda jornada de Matelec Genera se realizó la jornada técnica sobre ERNC, organizada por la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera) con la Unión Española Fotovoltaica (Unef), donde se abordó la experiencia española en la gestión de la red eléctrica y la incorporación de los generadores de energía renovable.

Foto: Gentileza Matelec

Norma técnica

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Sociales

Matelec Genera Latinoamérica 2015 Cientos de ejecutivos, ingenieros y especialistas nacionales e internacionales llegaron a Espacio Riesco durante los tres días que duró la feria Matelec Genera Latinoamérica 2015, donde se exhibieron las novedades del mercado eléctrico, electrónico y de automatización a nivel mundial, lo que incluyó rondas de negocios y seminarios especializados para dar a conocer las últimas tendencias en estas industria.

Celestino Meneses y Patricio Quintana, de Intronica Ltda.

Fotos: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

Gonzalo Cordero, Myrna Dotti, y Marco Acevedo, de Kolff S.A.

John O´Shea, de RTHO Elektrische; Malkus Piotr, de Hapam; Mónica Morales, de RTHO Elektrische; Claudio González, de RTHO Elektrische; Matías O´Shea, de RTHO Elektrische, y Neri Martínez, de RTHO Elektrische.

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Juan Carlos Paillapi, Daniel Celis, Liliana Salcedo, Gerard Bustamante, y Marcelo Ferrer, de Clas Ingeniería Eléctrica S.A.

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José Antonio Ventura, Rafael Olguín, Erika González, y Rodrigo Ramírez, de HYS Chile.

Pedro Pablo Antillanca, Danilo González, y Francisco Bueno, de Redacom Ingeniería EIRL.

Carolina Strube, anfitriona, Massiel Pérez, Alexis Fahrembuhler, y Benjamín Hidalgo, de Kersting S.A.

Rodrigo Tapia, anfitriona, y Robert Bauerschmitt, de Fabelec Ltda.

Una discusión que nace

Cierre y desmantelamiento de centrales eléctricas

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Es así como las centrales hidroeléctricas más antiguas, según registros de la Asociación de Energías Renovables son Coya (Pacific Hydro, 1911); Pangal (Pacific Hydro, 1922); Maitenes (AES Gener, 1923); Los Quilos (Colbún, 1943); Volcán (AES Gener, 1944); Pilmaiquén (Pilmaiquén S.A., 1944); Abanico (Endesa, 1948); Sauzal (Endesa, 1948), y Cipreses (Endesa, 1955).

(AES Gener, 1964); Bocamina I (Endesa, 1970); Ventanas II (AES Gener, 1977), y Huasco TG (Endesa, 1977).

Según José Miguel Hernández, socio de Cubillos & Evans Abogados, la experiencia de Chile en el cierre y desmantelamiento de centrales eléctricas “es nula, debido a que las tecnologías que operan son bastante simples, además de que el mantenimiento funciona bien, cumpliendo lo que indica la normativa en esta materia”.

A su juicio, el desmantelamiento de centrales termoeléctricas no es tan complejo, pues menciona

Foto: Gentileza UDP.

Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

Por su parte, las centrales termoeléctricas con más años de operaciones son Renca (Sociedad Eléctrica de Santiago S.A., 1962); Ventanas I

Nuestro país no tiene experiencia en la materia, con hidroeléctricas que ya superan los 70 años de operación, mientras que algunas termoeléctricas han pasado los 30 años de funcionamiento, en medio de exigencias ambientales más altas.

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l sistema eléctrico nacional cuenta con proyectos hidroeléctricos que llevan más de 60 años en operación y termoeléctricos que ya superan los 50 años de existencia, por lo que este es un tema que poco a poco se instala en las discusiones del sector energético debido a la tendencia internacional para establecer normas ambientales más exigentes.

Claudio Huepe.

Foto: Gentileza Cubillos Evans.

Foto: Gentileza Fundación Terram.

Carlos Finat.

Flavia Liberona.

José Miguel Hernández.

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que las unidades a carbón se pueden adaptar para generar gas natural, aunque advierte que lo más complicado está en el sector hidroeléctrico de embalse, “porque queda la infraestructura hecha, pudiendo permanecer en el lugar como un pasivo ambiental”.

otras no, lo que implica examinar quién se hace cargo de esos costos”.

Otro punto relevante es la regulación existente en el país, donde actualmente el cierre y desmantelamiento se considera dentro de la declaración de impacto ambiental que deben realizar las empre-

“Donde vamos a ver cambios es en materia eólica y solar, pues su tecnología avanza a pasos agigantados y podrían darse casos de desmantelamiento para cambiar unidades o reemplazar a las tecnologías que queden obsoletas”, sostiene Hernández.

Carlos Finat, director ejecutivo de Acera, señala a Revista ELECTRICIDAD que el cierre y desmantelamiento de centrales debería comenzar por el sector termoeléctrico.

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“Hay un efecto que es importante tenerlo en cuenta y es que, tomando una vida promedio de 40 años para el parque convencional térmico de las centrales que están instaladas entre el SIC y el SING, nos encontramos que entre 2035 y 2045 va a ser necesario, y eficiente económicamente, condicionar muchas de esas centrales que van a estar sujetas a nuevas exigencias ambientales y a la competencia de tecnologías más modernas”, plantea el ejecutivo.

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En esta línea, Claudio Huepe, coordinador del Centro de Energía y Desarrollo Sustentable de la Universidad Diego Portales, destaca a este medio la experiencia de Estados Unidos, donde “en la última década, se han cerrado una cantidad significativa de plantas térmicas que tenían entre 80 a 90 años, debido a la imposibilidad de cumplir con normas ambientales y de seguridad que son más exigentes”.

En su opinión, el cierre y desmantelamiento supone ciertas complejidades desde el punto de vista económico: los costos de inversión para desarmar centrales y la indefinición de las responsabilidades por pasivos ambientales, especialmente “cuando las centrales han tenido una cantidad importante de dueños y algunas partes están operativas y

sas en sus proyectos energéticos, describiendo la etapa de abandono, en que se considera la vida útil de las centrales y su posterior desmantelamiento.

No hay una normativa que obligue al desmantelamiento cuando termina la vida útil de las centrales o una adecuación, que es cuando las centrales cumplen un ciclo y deben actualizar su tecnología”, explica Flavia Liberona, directora ejecutiva de Fundación Terram.

Sin embargo, Flavia Liberona, directora ejecutiva de Fundación Terram, afirma a Revista ELECTRICIDAD que el problema es que “no hay una normativa que obligue al desmantelamiento cuando termina la vida útil de las centrales o una adecuación, que es cuando las centrales cumplen un ciclo y deben actualizar su tecnología”.

“En general en Chile no hay una cultura en este ámbito y esto quedó explícito en la minería, donde se hizo una ley especial de cierre de faenas, pero en el sector energético esto no existe y no se sabe qué va a pasar con las centrales hidroeléctricas cuando cumplan su vida útil”, precisa la ejecutiva.

José Miguel Hernández concluye que “donde eventualmente podría haber reglamentación es con los embalses cuando dejen de operar desde el punto de vista eléctrico, los cuales podrían quedar operantes para la comunidad, como la central Rapel, que cada día tiene menos capacidad en el sistema y si se abandonara, hay toda una comunidad que vive en torno al embalse, por lo que es importante que se regule para que la obra quede en manos de alguien que le dé un uso distinto”.

Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

Informe Técnico

Ferretería eléctrica

Los cambios

que atraviesan los materiales para la Media y Alta Tensión

Entre los principales productos de ferretería eléctrica están los conductores, cables de guardia y aisladores. También se encuentran los accesorios formados por elementos de acero y aleación de aluminio que integran los llamados conjuntos de suspensión y anclajes, compuestos por grilletes, eslabones, acoplamientos, grampas y armaduras preformadas para conductores.

Realidad nacional Luis Ávila, superintendente de Electricidad y Combustibles, señala a Revista ELECTRICIDAD que

Especialistas señalan la necesidad de contar con elementos de calidad para este segmento del sistema eléctrico, a través de exigencias a proveedores, considerando que gran parte de estos productos son importados.

la nueva norma NSEG 5, que regula la seguridad en las instalaciones de corrientes fuertes, “traerá mayores exigencias en cuanto a la calidad de los materiales para Alta Tensión, pues se utilizarán estándares internacionales, los que evidentemente, permitirán contar con mejores niveles de seguridad”.

Mario Betancourt, presidente del comité eléctrico de la Asociación de la Industria Eléctrica Electrónica indica que en Media Tensión los materiales que se utilizan “han sido paulatinamente modificados para adaptarse a las nuevas circunstancias”.

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a preocupación por la calidad de los materiales de ferretería eléctrica ha evolucionado en los últimos años en el país, siendo un elemento esencial en el desarrollo de los proyectos de Media y Alta Tensión, lo que se manifiesta en las exigencias que se hacen a los proveedores a la hora de especificar los requerimientos.

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Informe Técnico

una gran envergadura y por lo mismo, su trabajo y ejecución resulta difícil de maniobrar”.

A su juicio, un problema que se manifiesta en ferretería eléctrica es la calidad de los materiales, debido al menor uso del cobre: “Chile ha tenido que lamentar el cierre de fábricas de material galvanizado, debido a los robos de cobre de las líneas, siendo reemplazado por el aluminio que es un mal conductor. Por lo tanto el material de ferretería ha tenido que ser de acuerdo a este tipo de conductor y creo que hemos bajado en calidad en un 30%”, aunque aclara que si este material se usa con elementos necesarios no “habrá problema con su durabilidad”.

Calidad “La evolución a nivel nacional va a la par con lo que nos entrega la tecnología a nivel internacional, esto debido a que se trabaja con normas internacionales y estándares de calidad que obligan a las instalaciones a adoptar rápidamente las mejoras en este plano. En los primeros años de uso, se privilegió principalmente las características de resistencia eléctrica a las altas tensiones, sin evaluar su durabilidad y peso. Hoy, en la evolución de los materiales aislantes, se ha buscado que sean más resistentes a la tensión eléctrica y más livianos pero sin perder las características técnicas de los mismos”, explica Godoy.

Arturo Gajardo, integrante del Consejo de Especialidad Ingeniería Eléctrica del Colegio de Ingenieros, sostiene a Revista ELECTRICIDAD que en “los últimos años se ha iniciado el empleo de conductores de aluminio que permiten una mayor capacidad de transmisión que otros de similares características mecánicas, que permiten aumentar la capacidad de una línea de transmisión sin tener que modificar sus estructuras”.

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Especialista señalan que en Chile existe un stock adecuado de material de ferretería eléctrica en Media y Alta Tensión, de acuerdo a las demandas del mercado local.

Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

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Para Juan Ramón Godoy, docente de las carreras Electricidad y Automatización Industrial del Duoc UC de Valparaíso, la tendencia en materiales de ferretería eléctrica “es proveer materiales más livianos y con un coeficiente de ruptura mayor, puesto que en estos momentos la mayoría posee

Por su parte, Ricardo Vicencio, director del Área Electricidad y Electrónica de Inacap Santiago Sur, asegura a Revista ELECTRICIDAD que en ferretería eléctrica “existe un stock adecuado para nuestro mercado. En su mayoría, las cadenas de aisladores son importados, siendo los más cercanos los provenientes de Brasil. Respecto al herraje, casi todo es de fabricación nacional. En su opinión, “la evolución de la calidad y durabilidad de los materiales y equipos utilizados para la Alta Tensión ha presentado avances importantes.

Antiguamente, muchos elementos eran de fierro macizo y hoy, en cambio, son de aleaciones de aluminio. Otro aspecto importante, es la incorporación de cables para altas temperaturas”.

De acuerdo a Martín García, profesor de Técnico Universitario en Electricidad de la Universidad Federico Santa María, uno de los aspectos complejos en el uso de ferretería eléctrica es “comprobar la calidad de un equipo o material, por lo que se recomienda solicitar las pruebas y ensayos de laboratorio que evidencien la calidad y cumplimiento de normas respecto del funcionamiento y especificaciones de diseño”.

Finalmente, otro aspecto que menciona García es la necesidad de que existan laboratorios nacionales que comprueben la calidad de los materiales y su cumplimiento con las normas.

El 23 y 24 de noviembre se efectuará en el Hotel Intercontinental de Santiago la séptima versión del encuentro bienal internacional del Cigré “Futuros desafíos

Línea de transmisión Ancoa-Alto Jahuel inició operaciones en el SIC La Presidenta Michelle Bachelet y el ministro de Energía, Máximo Pacheco, encabezaron la inauguración de la línea de transmisión Ancoa-Alto Jahuel, de 2x500 kV, que en sus 255 kilómetros de extensión atraviesa tres regiones y 18 comunas en el SIC, donde aportará una capacidad adicional de 1.500 MVA, los cuales aumentarán a 3.000 MVA, equivalente al 40% de la demanda máxima

ESCENARIO ENERGÉTICO

Cigré abordará futuros desafíos para sector eléctrico en VII encuentro bienal

del SIC, una vez que entre en operaciones el segundo circuito de la línea en 2016.

La obra fue realizada por la empresa españolaholandesa Celeo Redes, cuyo gerente general, Manuel Sanz, destacó que próximamente se construirá el primer circuito de la línea Charrúa-Ancoa, de 2x500 kV, lo que fortalecerá la transmisión en esa zona del SIC

para el sector eléctrico chileno”,

Licitaciones eléctricas registró precio promedio de US$79,3 por MWh

donde en la primera jornada se analizará la experiencia nacional e internacional en la generación ERNC y fuentes tradicionales de energía. El segundo día se verán temas como redes eléctricas, y la política energética 2050, mientras que para el final se realizará el foro de las naciones, en que se debatirá sobre el futuro energético mundial.

Más información: www.cigre.cl

Un precio promedio de US$79,3 MWh anotó el proceso de licitaciones de suministro adjudicado en octubre, por un total de 1.200 GWh al año, donde se incorporaron nuevos actores ERNC como Aela, Abengoa Chile, Ibereolica y Amunche Solar, entre otras.

El Ministro de Energía, Máximo Pacheco, destacó que el precio promedio alcanzado “equivale a un 40% inferior a la oferta del año 2013”, mientras que el secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía, Andrés Romero, dijo que “en el mediano

plazo las cuentas podrían bajar entre un 7 a un 10%”.

Por su lado, Rodrigo Castillo, Director Ejecutivo de la Asociación de Empresas Eléctricas A.G. comentó que “los contratos de esta licitación comienzan a estar vigentes el 2017 y los de abril comienzan a estar vigentes los años 2020-2021, por lo tanto, si seguimos con contratos en la línea de los 80 dólares, estamos yendo por debajo del promedio actual y eso va a comenzar a dar frutos concretos probablemente a partir de 2020”.

costos, construir sinergías a través de la geografía y generar economías de escala.

El congreso, que contó con las presentación de destacados especialistas entre los que se encontraron Alan Moore, del International Conference on Ocean Energy (ICOE) y Luc Martin, director del Centro

de Investigación e Innovación de Energía Marina (Meric), finalizó con un panel de discusión donde se analizó el principal factor de cambio que gatillará el desarrollo comercial de esta tecnología en Chile, además de sus perspectivas a corto y largo plazo.

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El ordenamiento territorial, concesiones marítimas y sobre espacios costeros marinos de pueblos originarios son las principales normativas que se deben considerar a la hora de desarrollar un proyecto de energía marina, indicó el abogado del Estudio Aylwin y Cía., Manuel Matta, durante el Congreso Internacional de Energía Marina, realizado en el marco de la feria AmbientAL 2015.

Manuel Matta dijo que otra regulación importante es la figura de los espacios marinos para pueblos originarios, los cuales “compiten con las solicitudes de concesiones marítimas, porque se aplican sobre el mismo borde costero. Si se acredita un uso ancestral de un determinado sector del borde costero por parte de un pueblo originario, ellos van a tener prioridad sobre cualquier otra solicitud de concesión marítima”.

Paul Griffith, presidente de la Asociación de Energías Marinas (Ademar), destacó por su parte la necesidad de avanzar hacia una red de conocimiento en el sector nacional para crear las primeras iniciativas y así reducir

Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

Congreso de energía marina abordó desafíos y oportunidades para Chile

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El gerente general de GasValpo, Luis Kipreos, señaló a Revista ELECTRICIDAD que la empresa mira atentamente el proyecto de ley que regula al sector de la distribución de gas a nivel residencial y comercial. definiendo la ley, especialmente en cómo se mantienen los incentivos para que el gas siga expandiéndose en el país y estamos interesados que eso ocurra a nivel residencial y comercial”, precisó el ejecutivo.

Kipreos planteó que “como empresa sí estamos dispuestos a hacernos cargo de todos los costos de conexión y distribución de nuevos clientes y esperamos que la nueva ley acepte esta figura y reconozca estos costos de inversión que hacen las empresas”.

Foto: Roberto Valencia-Revista ELECTRICIDAD.

“Estamos muy interesados en ver cómo se termina

Principal operador del sistema eléctrico español analiza ingreso a Chile

ESCENARIO ENERGÉTICO

GasValpo espera incentivos a la inversión en nueva ley de gas de distribución

El ejecutivo participó en la inauguración de la planta Talca, donde GasValpo distribuirá el combustible en la ciudad.

GasValpo utiliza la marca Energas para la comercialización del gas en las ciudades, donde en los “próximos seis meses vamos a instalar aproximadamente 70 kilómetro de redes en La Serena-Coquimbo, Los Andes y Talca, con una inversión total de US$10,5 millones.

CDEC-SING identifica aspectos críticos para futuras interconexiones con SIC y Argentina El CDEC SING publicó el “Estudio de Integridad de las instalaciones del Sistema de Transmisión del SING 2015”, donde se advierte que algunos equipos primarios del sistema de transmisión de 220 kV, como interruptores de poder y transformadores de corriente, están sobrepasados en sus niveles de capacidad de ruptura y saturación.

En el documento también se señala la necesidad de ampliar el sistema de transmisión de la zona sur-cordillera del SING, además de los efectos preliminares de una integración de ERNC y un análisis de la respuesta transitoria de los sistemas interconectados entre el SING, SADI de Argentina y el SIC, frente a la ocurrencia de fallas de alto impacto, como es la Severidad 9 (fallas en secciones de barras) establecida en la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio vigente.

A partir de estos resultados el CDEC-SING indicó que está preparando el plan de acción que instruirá a las empresas coordinadas para la normalización de sus instalaciones, con el fin de resguardar la seguridad del SING, de cara a la futura operación interconectada.

Roberto García, director de Estrategia y Desarrollo de Negocios de la empresa Red Eléctrica Española, encargada de gestionar el sistema eléctrico del país europeo, señaló que miran a Chile como un potencial mercado de ingreso, debido a la estabilidad y desarrollo que presenta su sistema eléctrico.

“El plan estratégico de la compañía es aumentar la presencia internacional y Chile es un país que nos atrae, en el tema regulatorio es estable y estamos comenzando a darnos a conocer para intentar participar en el futuro en el sistema eléctrico chileno y aportar con nuestra experiencia”, afirmó el ejecutivo.

García participó en el seminario “Energía Chile-España, experiencias y oportunidades”, organizado por la embajada de España en Chile, donde se analizó lo realizado por las empresas ibéricas en el mercado local, así como las posibilidades de expansión en el futuro.

Red Eléctrica Española participa en Perú, gestionando líneas de transmisión, por lo que Roberto García dijo que analizan ampliarse a otros mercados de la región, como Chile y Colombia. La empresa gestiona más de 100.000 MW, junto con 42.739 kilómetros de líneas de transmisión.

Camchal realizará jornadas económicas Alemania-Chile para la industria El 24 de noviembre, en Casapiedra, se realizarán las Jornadas Económicas Alemania-Chile “Camino hacia una Industria 4.0”, organizada por la Cámara Chileno-Alemana de Comercio (Camchal), donde se abordarán los ejes de innovación, productividad y sustentabilidad realizando un simposio de energía. La idea del evento es aumentar la creación de alianzas en ambos países, especialmente en el sector minero.

Más información: www.jornadaseconomicas.cl

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satélite de regasificación que instaló Endesa Chile en

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Así se afirmó en la primera versión del Foro Enersol

Chile podría convertirse en la capital mundial de la energía solar

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2030 Chile podría llegar a contar con un 35% de Energías Renovables No Convencionales (ERNC) en su matriz eléctrica y a 2050 con un 100% de ERNC, afirmó el director ejecutivo de la Asociación chilena de energías renovables (Acera), Carlos Finat, en el marco de la primera versión del foro Enersol, encuentro organizado por el Grupo Editorial Editec y el Solar Energy Research Center (Serc Chile).

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En este contexto, Nicolás Velázquez, representante de la Universidad Autónoma de Baja Califoria (UABC México) hizo un llamado a caminar hacia una industria nacional: “Chile debe hacer un plan estratégico para aprovechar las ERNC y no ser solo espectadores de cómo otros aprovechan ese recurso. Sin este plan se quedarán con las migajas del pastel, por eso hago la invitación, no a poner a las grandes transnacionales como las enemigas, sino que a desarrollar sus propias tecnologías”.

Recomendaciones técnicas Asier Ukar, Senior Technical Manager PV Systems del Photovoltaik Institut Berlin explicó en Enersol 2015 los retos y las ventajas del desarrollo de plantas fotovoltaicas en climas desérticos.

“Las aplicaciones fotovoltaicas a gran escala en desiertos son viables y rentables, sin embargo, es sumamente importante conocer los riesgos, incertidumbres y limitaciones asociadas”, detalló

Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

En la ciudad de Antofagasta, y frente a 70 asistentes, Rodrigo Palma, director del Serc Chile, destacó que “tenemos que colaborar hacia una apuesta país y este es un momento único para convertirnos en la capital del sol a nivel mundial”.

Diversos especialistas destacaron que estamos en un momento único para realizar una apuesta país con desarrollo local.

Roly Solís, director de Revista ELECTRICIDAD; Edward Fuentealba, director CDEA de la Universidad de Antofagasta; Carlos Finat, director ejecutivo de la Asociación chilena de energías renovables (Acera); Asier Ukar, Senior Technical Manager PV Systems del Photovoltaik Institut Berlin, y Christian Santana, jefe de la División ERNC del Ministerio de Energía.

el especialista, quien puso como ejemplos el mayor consumo energético que se requiere para evacuar el calor de la sala de inversores; la necesidad de recalcular los parámetros eléctricos y la obligación de realizar análisis hidrológicos para evaluar la erosión en la superficie del terreno.

Asier Ukar recomendó a los asistentes solicitar a los fabricantes un “extreme weather package” que incluya, entre otros componentes, una capa antirreflectante del módulo con resistencia a la abrasión, conexión y soldadura de células sin resistencias de contacto y protección de cableado mediante tuberías.

Guillermo Jiménez, director del Centro de Energía de la Universidad de Chile; Lorena Cornejo, académica de la Universidad de Tarapacá, y Alejandro Cabrera, investigador de Serc Chile.

Roly Solís, director de Revista ELECTRICIDAD; Carlos Finat, director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera); Daniela Maldonado, editora de Revista ELECTRICIDAD, y Jorge Goth, director de Conferencias del Grupo Editorial Editec.

Sociales Enersol Víctor Pizarro, de la Universidad de Antofagasta; Mario Grágeda, académico Serc Chile, y Marcelo Cortés, académico de Serc Chile.

La primera versión del Foro Solar EnerSol 2015, organizado por el Grupo Editorial Editec y Solar Energy Research Center (Serc Chile), se realizó en el Hotel Enjoy de Antofagasta, con la asistencia de 70 participantes del mundo empresarial y académico que analizaron los proyectos que se desarrollan en el país, además de los avances en investigación y la actual normativa.

Fotos: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

Ferenc Rostas-Vargas, jefe de proyectos y Desarrollo Comercial de Bbosch Ingeniería y Construcción; Adrián Hernández, jefe del área de Ingeniería de Bbosch Ingeniería y Construcción; Nicolás Cárdenas, de Bbosch Ingeniería y Construcción; Rodrigo Palma, director de Serc Chile, y Enrique Ramírez, jefe de Desarrollo Comercial de Bbosch S.A.

Gerardo Barrenechea, asesor, y Oscar Toledo, superintendent Electrical Construction de BHP Chile Inc.

Andrés Muñoz, jefe de Eficiencia Energética de Codelco y Lionel Roa, gerente de Gestión Energía de Acciona Energía.

Víctor Cusí, consultor de Younicos, y Fernando Hentzschel, director ejecutivo (s) de Cifes.

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Abdiel Mallco, de la Universidad de Antofagasta; Marcos Crutchick, académico de Serc Chile; Francisco Araya, de la Universidad de Antofagasta, y Carlos Portillo, académico de Serc Chile.

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

TRINA SOLAR APUESTA POR EL MERCADO FOTOVOLTAICO EN CHILE Y AMÉRICA LATINA La empresa que en 2014 realizó envíos de módulos fotovoltaicos por 3,66 GW y con oficinas en 30 países (incluyendo Alemania, Estados Unidos, España, Italia, Australia, China, entre otros) abrió oficinas en Chile con miras a aumentar su participación en el país y el resto de la región.

capturada por Trina en Chile fue a través de un desarrollador muy importante con presencia significativa en el mercado local para un proyecto de 70MW. 2015 será un mejor año para Chile, pues se espera que se instalen 988 MW. Brasil y México son los dos otros mercados más atractivos en la región, en los que se espera se instalen 159 MW y 179 MW respectivamente, antes que finalice el año.

A fines de agosto el Ministerio de Energía dio a conocer los resultados de la Mesa de ERNC, una iniciativa enmarcada en el programa Energía 2050. De ellos, destaca el protagonismo que adquirirá las tecnologías eólicas y fotovoltaicas en la futura composición de la matriz energética, y la entrada de nuevos actores al mercado nacional.

El fabricante número uno a nivel mundial en términos de embarques de módulos fotovoltaicos, Trina Solar conoce del dinamismo que han cobrado las energías renovables no convencionales (ERNC) en el país, por eso decidió abrir oficinas en 2012 en Chile. Junto a una probada oferta de módulos, apuesta fuerte al mercado nacional y, de paso, a utilizar a Chile como trampolín para

¿Qué es la garantía de potencia lineal que ofrece Trina Solar?

Todos los productos DUOMAX están respaldados por la garantía líder de energía de salida por 30 años con 0,5% de degradación anual; la única garantía en su tipo del mercado. Para

sus operaciones en Latinoamérica, destaca Rómulo Bisetti, gerente de Ventas Chile y Sudamérica de Trina Solar. ¿Cuáles son las expectativas de crecimiento de Trina Solar para Chile y Latam en 2016?

Hay mucha oportunidad en América Latina, especialmente a medida que el costo de implementación se reduce, particularmente en Chile. En 2014 Chile fue el mercado que más destacó en términos de oportunidades en la región y Trina Solar capturó una importante cuota.

En cifras, Chile fue el principal mercado de América Latina en 2014 con aproximadamente 440 MW de proyectos fotovoltaicos desarrollados. La más grande oportunidad

Rómulo Bisetti, gerente de Ventas Chile y Sudamérica de Trina Solar.

Trina Solar (Chile) SpA Rómulo Bisetti Solari Gerente de Ventas Chile y Sudamérica e-mail: Romulo.Bisetti@trinasolar.com Skype: romulo.bisetti

el resto de los productos, Trina Solar ofrece una garantía de salida por 25 años con un 0,7% de degradación anual. Todos los productos incluyen, además, una garantía de producto por diez años. ¿Qué es lo que diferencia a Trina Solar de la competencia?

Estamos orgullosos de ser uno de los pocos fabricantes de energía fotovoltaica en desarrollar un modelo de negocio de integración vertical, desde la producción de lingotes, obleas y celdas hasta el ensamblaje de módulos de alta calidad.

Esta amplia capacidad nos permite romper con cuellos de botellas de inventario mientras aseguramos la más alta calidad y el producto más sustentable. Podemos manejar los recursos eficientemente debido a las economías de escala y mantener un constante enfoque en celdas de alta eficiencia y procesos con tecnologías avanzadas. La integración vertical y la dedicación para acelerar la calidad nos han hecho el fabricante número uno de paneles fotovoltaicos en el mundo.

Como un proveedor global de módulos solares, Trina Solar está orgulloso de contar con un servicio de soporte local. Con oficinas dis-

tribuidas a lo largo de los Estados Unidos y Chile, nuestro equipo de ventas y soporte local habla su idioma y conoce su mercado. Nuestro dedicado staff de servicio técnico provee entrenamiento directo, continuo acceso a soporte de marketing y a nuestro portal de servicio. ¿Qué estrategias baraja la compañía para potenciar la presencia de la empresa en el país?

Abrimos en 2012. Este es un paso muy estratégico para la compañía para comenzar a construir relaciones con nuestros clientes aquí, en Chile.

También contamos con un grupo latinoamericano en mercadotecnia y de soporte técnico. Estamos haciendo alianzas con asociaciones solares claves en Chile para reforzar nuestro compromiso con el desarrollo solar en el país. ¿Qué nuevos desarrollos, tecnologías o servicios esperan traer al mercado en 2016?

Tómanos muy en serio la investigación y el desarrollo y, constantemente, estamos innovando.

Nos encontramos en una etapa en la que los quiebres tecnológicos son algo común.

En Trina Solar nos mantenemos en

Office Phone: + 56 (2) 2594 7586 Cell Phone: + 56 9 5197 8337 El Golf 40, Piso 12 – Las Condes Santiago, Chile Web: http://www.trinasolar.com

la vanguardia en términos tecnológicos gracias a los expertos que trabajan en nuestro State Key Laboratory, una poderosa plataforma para la innovación técnica, la cual está constantemente contribuyendo a la promulgación del uso de la energía solar a un precio bajo, con alta confiabilidad y una gran cobertura a nivel mundial.

En 2015 lanzamos nuestros productos DUOMAX, un módulo de doble vidrio que ofrece los niveles más altos de durabilidad y con la mejor entrega de energía para el consumidor. La versión de 72 celdas es especialmente atractiva para nuestros clientes de gran escala. La garantía de 30 años este modelo nos solo ofrece una atractiva garantía de nivel superior, sino que también hay un beneficio por el ahorro de costos de los Sistemas de Balance (BOS) ya que ofrecen un alto voltaje.

Hasta ahora hemos recibido una gran retroalimentación por parte de nuestros clientes.

Informe Técnico

Situación actual del sector

Avances y desafíos para la energía eólica

E

n los últimos años la energía eólica es la fuente ERNC que tiene mayor representación en la matriz nacional, toda vez que el Centro Nacional para la Innovación y Fomento de las Energías Sustentables (Cifes) registra un total de 892 MW operando, de los cuales más de 802 MW están en el SIC y 90 MW se ubican en el SING, superando a la capacidad instalada solar y de biomasa que cuentan con 597 MW y 417 MW en operaciones.

Las perspectivas de desarrollo no se quedan atrás, pues el organismo público indica que existen otros 112 MW de energía eólica en construcción, mientras que los proyectos que cuentan con la Resolución de Calificación Ambiental (RCA)

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On shore y off shore

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En nuestro país operan parque eólicos on shore, con instalaciones que funcionan en tierra y no en el mar, fuera de la costa, conocidos como off shore. Luis Vargas señala que este tipo de proyectos tiene un alto potencial, con factores de planta sobre el 30%, aunque aclara que en Chile se deben hacer estudios al respecto, debido a que, “nuestra pendiente marina es bastante abrupta en la parte central, aunque en el sur hay partes interesantes que sería necesario explorar”.

Similar opinión tiene Karsten Schneider, gerente técnico de Latwind, pues indica que la tecnología off shore “es más cara en inversión y operación, además de que actualmente los equipos se instalan en aguas de poca profundidad y aquí tenemos una costa que cae abismalmente, así que mientras haya espacio en tierra los proyectos se harán en estos lugares”.

Lidera la participación de las ERNC en la matriz nacional, siendo la primera fuente de generación de este tipo que se alista a superar los 1.000 MW de capacidad instalada, además de tener 5.270 MW en proyectos con RCA aprobados.

Eso sí, aún quedan temas pendientes para consolidar su desarrollo. aprobada totalizan 5.270 MW y aquellos que están en calificación suman 1.989 MW. El potencial de esta fuente en el territorio nacional supera los 37.000 MW, según indica el estudio “Energías Renovables en Chile”, realizado por la Agencia Alemana de Cooperación Técnica (GIZ) para el Ministerio de Energía y que fue publicado el año pasado.

Patricio Goyeneche, analista del mercado eléctrico de Cifes, señala a Revista ELECTRICIDAD que la mayor presencia de energía eólica se explica “porque la tecnología está muy madura, por lo que ha tenido una inserción más fácil en Chile, además de las condiciones meteorológicas que facilitan la operación de las plantas”.

El parque eólico Valle de Los Vientos, de Enel Green Power, está ubicado en Antofagasta y cuenta con una capacidad instalada de 90 MW.

Informe Técnico

Según el especialista, por los efectos de las economías de escala, en el sector eólico “se pueden obtener precios que están por el orden de US$1.800 a US$2.000 por kW”, mientras que los proyectos actualmente muestran un factor de planta promedio de 25%, “aunque las plantas del último período están sobre el 30%”.

Desafíos

Patricio Goyeneche explica que en esa zona también hay plantas térmicas que tienen condiciones de operación distintas y, “dada la capacidad de inyección de las líneas de transmisión en esa zona, los mínimos técnicos de las termoeléctricas impiden que salgan de la red frente a contingencias, por lo que deben salir los parques eólicos”.

A juicio de Luis Vargas, Director del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la FCFM de la Universidad de Chile, “debido al aumento importante de los parques en el norte se impone una carga en los sistemas de transmisión, por lo que existen situaciones de restricción. Cuando se produzca la interconexión con el Sistema Interconectado del Norte habrá mercados más grandes, lo que sumado a la línea Polpaico-Cardones, dará mayor holgura y flexibilidad al sistema”.

Otro punto pendiente es la normalización para certificar la calidad de materiales y sistemas tecnológicos en el sector, como sostiene a Revista ELECTRICIDAD Víctor Ballivián, presidente de

La turbina SWT-2.3-120 de Siemens incluye un nuevo desarrollo de la pala del rotor de 59 metros de largo, la que ha sido optimizada para mejorar la producción en velocidad de vientos medios y bajos.

la Corporación Chilena de Normalización Electrotécnica (Cornelec): “En la energía eólica existen condiciones particulares que, de no tomarse en cuenta, pueden afectar en el mediano y largo plazo, la vida útil de los sistemas”.

“La normalización hay que pensarla a nivel de productos (como normalizar aerogeneradores, sistemas de control, protecciones eléctricas) y a nivel de sistema. La idea es crear estándares para probar que las normas se cumplen”, concluye Ballivián.

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Dentro de las complejidades que debe enfrentar este tipo de energía, los especialistas coindicen en mencionar la estrechez en el sistema de transmisión que se vive en la zona norte del SIC, donde operan gran parte de los parques eólicos.

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TENDENCIAS EN ENERGÍA EÓLICA

Aela Energía

gana 65% de licitación de suministro para clientes regulados

E

l 26 de octubre pasado la Comisión Nacional de Energía (CNE) dio a conocer los resultados de la licitación de suministro de energía para clientes regulados, una subasta dividida en bloques horarios en la que participaron 38 oferentes para 1.200 GWh. Aela Energía fue el gran ganador, al adjudicarse 768 GWh, casi el 65% del suministro.

LA COMPAÑÍA, CUYOS ACCIONISTAS son el fondo inglés

de capital privado Actis (60%) y el desarrollador de proyectos ERNC Mainstream Renewable Power (40%), se adjudicó 768 GWh en la última licitación de suministro para clientes regulados; todo un hito para el mercado eléctrico del país.

La licitación de suministro se realizó para tres bloques horarios (4-A, 4-B y 4-C), por 20 años y con un inicio de suministro a partir de enero de 2017. En todos ellos Aela Energía ganó participación.

Sergio del Campo, gerente general de la compañía, destacó el logro como un hito que refuerza la presencia de la generadora en Chile, así como su plan de inversiones. “Es un importante resultado que contribuye a cumplir nuestra meta de suministrar 600 MW a la red eléctrica, con una inversión (entre capital propio y deuda) en torno a los 1.400 millones de dólares para los próximos tres años”.

Para Daniel Garrido, gerente comercial de Aela Energía, los resultados de la licitación son una demostración de la calidad de los proyectos de Aela: “Nuestro portafolio de productos, de alta calidad y geográficamente distribuidos (que hace que los riegos de desacople se mitiguen), hizo que marcáramos una diferencia y que nos lleváramos mayoritariamente esta licitación en su competencia no solo con otras generadoras ERNC, sino que también con las generadoras convencionales”.

Junto a lo anterior, la solidez de los accionistas de Aela Energía; Mainstream Renewable Power (40%) y Actis (60%), fue clave. Mientras Mainstream cuenta con una destacada trayectoria como desarrollador ERNC en el mundo y Chile (con más de 2.300 MW en proyectos en desarrollo en el país); Actis, fondo inglés de capital privado, con presencia en

Latinoamérica, África y Asia, posee amplia experiencia en la comercialización de energía a nivel mundial.

DANIEL GARRIDO, GERENTE COMERCIAL DE AELA ENERGÍA

Del portafolio de proyectos de Aela Energía, destacan los proyectos eólicos Sarco (158 MW), Alena (44 MW), San Manuel (26 MW) y Aurora (106 MW); en tecnología solar fotovoltaica, cuentan con el proyecto Estancia (68 MW ac) y Tata Inti (75 MW ac).

“El modelo de negocio que nos llevó a ofertar los precios de la licitación (el proceso tuvo un precio promedio de 79,3 dólares por MWh, bajando sustancialmente los precios de la licitación del 2013) es una mezcla de proyectos muy competitivos y, además, factores de planta muy altos. El

Parque Eólico Cuel (33 MW) tiene un factor de planta en torno al 33-34%, uno de los mejores rendimientos del mercado en Chile para este tipo de tecnología. Los proyectos que tenemos en carpeta tienen factores de hasta un 40%”, detalla Daniel Garrido.

Factores como los señalados, explican en la empresa, dotan al modelo de negocio de Aela Energía de mucha flexibilidad, así, “hoy podemos ofrecer tanto en bloques horarios como durante las 24 horas del día, independiente de la curva de carga del cliente. Desde el punto de vista de la estructuración comercial, somos muy flexibles y podemos proveer lo que el cliente necesite”, asegura Garrido.

TENDENCIAS EN ENERGÍA EÓLICA

“

Somos una de las compañías líderes en generación de ERNC en Chile debido a la flexibilidad y diversificación de nuestro portafolio de proyectos, además de la experiencia y estándares internacionales de nuestros socios Mainstream y Actis

”

Gerente general de Aela Energía, Sergio del Campo

Los planes de Aela en Chile Aela Energía inició sus operaciones a inicios de 2014 para materializar un plan inicial de construcción y operación de más de 600 MW en proyectos eólicos y solares en Chile, con una inversión de US$ 1.400 millones. La compañía cuenta con un portafolio diversificado geográficamente, en el que destaca la flexibilidad y calidad de sus productos.

Oficinas de Actis

Países en los que ha invertido Actis desde 1998

Oficinas de Mainstream

Países en los que opera Mainstream

Berlín Glasgow Toronto Chicago

Santa Mónica

Londres Dublín

Mumbai

San José Atributos de la oferta de Aela Energía: flexibilidad, confiabilidad, diversificación geográfica, calidad de los proyectos y complementariedad eólica y solar.

USD 400 millones

Fondo de capital.

USD 1.400 millones

de inversión para un portafolio de nueve proyectos.

Beijing

Cairo

Nairobi Lagos

Singapore

São Paulo Cape Town Santiago

Johannesburg

EXPANSIÓN REGIONAL Sumamos diversidad geográfica y tecnológica al portafolio de Aela.

SING

75MW

Sergio del Campo

Tata Inti/Solar

info@aelaenergia.cl

106MW

+56 (2) 25923100

CKani/Eólico

158MW

SIC

Sarco/Eólico

600 MW

Es el objetivo de incorporar al sistema eléctrico en el mediano plazo.

68MW

60% Actis

Cuel/Eólico

Accionistas 40% Mainstream

Aela Energía

Estancia/Solar

33MW

106MW

Aurora/Eólico

www.aelaenergia.cl

26MW

San Manuel /Eólico

44MW

Alena /Eólico

Empresa de generación de energías renovables, fue fundada para materializar un plan inicial de construcción y operación de más de 600 MW en proyectos eólicos y solares a lo largo del país, lo que significa una inversión de US$ 1.400 millones. La sociedad conjunta es propiedad de Actis (60%), firma de capital privado especializado en invertir en mercados emergentes y Mainstream Renewable Power (40%), desarrollador global de energías renovables.

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Empresas

Fernando Allendes, presidente de la Asociación de Energía Geotérmica (Achegeo)

“ Cerro Pabellón tendrá un efecto demostrativo que beneficiará a todos”

¿Cuáles son los objetivos para este nuevo periodo al frente de Achegeo?

En estos años hemos logrado posicionar a Achegeo frente a las autoridades y a la industria. Los congresos internacionales realizados en 2011 y 2013 lograron reunir a actores claves, tanto nacionales como internacionales. Pese a lo anterior, nos queda el sabor amargo de que la geotermia no ha despegado como hubiésemos querido. Hasta el día de hoy no tenemos ninguna planta en generación operando, de ahí que los desafíos para el próximo periodo es seguir trabajando para remover las barreras para que la geotermia despegue. ¿Le preocupa que a la hora de realizar proyecciones a largo plazo, como los de Energía 2050, la energía eólica y fotovoltaica se lleven el protagonismo?

Por un lado hay cierta aprensión, sin embargo, el informe de Energía 2050 tiene que ser visto como una recomendación elaborada por un comité Foto: Kurt Petautschnig-Revista ELECTRICIDAD.

El ejecutivo espera que los avances en la ley de transmisión permitan allanar el camino para futuros proyectos geotérmicos. consultivo que aún debe pasar por varios filtros. Como asociación intentamos participar en el comité consultivo para dar una visión particular, más detallada y focalizada, pero lamentablemente no se nos convocó.

Pese a lo anterior, seguimos trabajando con el Ministerio de Energía, por ejemplo, para perfeccionar la Ley sobre Concesiones de Energía Geotérmica. En 15 años, desde la promulgación de la ley en enero de 2000, solo se han otorgado nueve concesiones de explotación.

Otra de las barreras de la geotermia, su lejanía con los puntos de conexión, afortunadamente se está abordando en la nueva ley de transmisión. Actualmente el modelo económico grava al desarrollador (generador) con el costo de la conexión, mecanismo que puede cambiar. ¿Qué representa para la energía geotérmica el inicio de obras del proyecto Cerro Pabellón?

El proyecto de Enel Green Power y Enap nos tiene muy optimistas a los que estamos en esta industria porque va a tener un efecto demostrativo que beneficiará a todos.

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E

n agosto, las empresas agrupadas en la Asociación Chilena de Energía Geotérmica (Achegeo), ratificaron a Fernando Allendes como presidente de la agrupación para el periodo 2015-2018. Con la reelección, explicó el ejecutivo a Revista ELECTRICIDAD, vienen nuevos desafíos.

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MERCADO ELÉCTRICO

Designaciones E-CL

Mediante un Hecho Esencial, el Directorio de E-CL informó que Juan Clavería renunció a la presidencia de la instancia, cargo que será asumido por Philip De Cnudde, director ejecutivo y presidente de Engie América Latina.

En 2007 De Cnudde se convirtió en Vicepresidente Ejecutivo de Business Development Oversight de Suez Energy International, y desde febrero de 2014 se desempeña como director ejecutivo y presidente de la Región América Latina.

ENDRESS+HAUSER

Endress+Hauser informó la incorporación de Iván Córdova como nuevo Internal Sales de la multinacional. Córdova es ingeniero en automatización y control industrial y anteriormente trabajó en Intravalve, donde se desarrolló en el área de Ventas Internas de instrumentación, válvulas, actuadores eléctricos y neumáticos.

WÄRTSILÄ

Roger Holm asumirá como presidente de Marine Solutions, vicepresidente ejecutivo y miembro del Consejo de Dirección de Wärtsilä Corporation. El ejecutivo será responsable de dirigir Marine Solutions a nivel mundial, reportando directamente al nuevo presidente y director ejecutivo de la compañía, Jaako Eskola.

Roger Holm se unió a Wärtsilä en 1997 y ha ocupado diferentes puestos directivos, siendo el último su cargo como líder del área de Motores.

Pares&Alvarez participó en seminario “Región del Biobío frente a la IV Revolución Tecnológica” Corfo, a través de su programa Ingeniería 2030, junto a la Universidad de Concepción y la Cámara de Producción y Comercio de Concepción, organizaron el seminario “La Región del Biobío frente a la IV Revolución Tecnológica”.

Durante el evento destacó la presencia de Javier Álvarez, gerente general de P&A; Sergio Lavanchy,

rector de la Universidad de Concepción; Hernán Celis, presidente de la CPCC; Marcela Angulo, gerente de Desarrollo Tecnológico de Corfo; Iván Valenzuela, seremi de Economía y Robert Phaal, de la Universidad de Cambridge, quien dictó la charla “Herramientas de Roadmapping Tecnológico para construir estrategias de especialización inteligente”.

Siemens será cero emisiones en 2030 Siemens intenta ser la primera empresa del sector industrial del mundo en lograr una emisión ‘cero’ de carbono en el año 2030.

Para lograrlo, a 2020 la compañía planea reducir a la mitad su huella de carbono, que actualmente alcanza aproximadamente

los 2,2 millones de toneladas métricas al año. Para conseguir sus objetivos, Siemens invertirá alrededor de 100 millones de euros en los próximos tres años, con el fin de reducir el consumo de energía de sus instalaciones y edificios.

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Con el fin de fortalecer alianzas y el desarrollo de negocios en Chile en el ámbito de proyectos eléctricos, importantes ejecutivos de Furukawa Electric Group visitaron las instalaciones de Trent.

La visita tuvo como objeto aumentar la oferta de Furukawa a través de Trent, a todos los productos de fibra óptica tales como OPGW, ADSS, campus, cables especiales de FO, instrumentos y accesorios de conectividad, además de proyectos completos de Data Center.

Endress+Hauser presenta detector de nivel para líquidos acuosos La multinacional de instrumentación Endress+Hauser dio a conocer su nuevo detector de nivel para líquidos acuosos en la industria de bebidas: Liquipoint FTW23. El equipo es parte de la nueva línea de productos y complementos que ya presentó al Liquipoint FTW33, el Liquiphant FTL31 y al FTL33.

El Liquipoint FTW23 es un detector de nivel, explicó la empresa, que cumple con todos los requerimientos higiénicos internacionales, y que ha sido diseñado para ser usado en aplicaciones de medios líquidos sin acumulaciones.

Respecto de sus especificaciones técnicas, la multinacional destacó que Liquipoint FTW23 fue desarrollado para líquidos acuosos o medios con una constante dieléctrica > 20, para temperaturas de procesos de entre -20 a +100°C, CIP/SIP hasta 135°C por 1 hora, y presiones de -1 a 16bar abs (-14.5 a 232psi). www.cl.endress.com

una resina epoxi mezclada con pequeñas partículas de arena de cuarzo (fibra de vidrio) que, en caso de incendio, absorben el calor y reducen la temperatura de combustión. La tecnología seca permite prescindir de los cerca de 18.000 litros de aceite mineral que refrigeran los transformadores convencionales de similar tamaño por una tecnología de encapsulado que los hace autoextinguibles si se registra un incendio en la instalación.

MERCADO ELÉCTRICO

Trent Chile recibió visita de ejecutivos de Furukawa Electric Group

Endesa instaló en la subestación de Arjona (Sevilla) un transformador en seco encapsulado al vacío de 31.500 kVA de potencia y 72,5 kV de tensión, el de mayor potencia de estas características tecnológicas instalado en el mundo. El transformador en seco, fabricado por ABB en su planta de Zaragoza, incrementa la calidad de suministro eléctrico reduciendo los riesgos inherentes de las tecnologías clásicas de aceite.

El transformador utiliza como aislante

Transelec lanza programa estratégico para fomentar la innovación En el marco de la ceremonia de premiación del concurso anual de innovación de Transelec, la compañía lanzó oficialmente Innova Transelec, iniciativa que busca guiar la estrategia de innovación al interior de la organización en los próximos años.

El Programa Innova Transelec incluye

un calendario de trabajo con el ESE Business School de la Universidad de Los Andes, en el que se aplicará la metodología Most Innovative Companies, y el apoyo de una empresa consultora especialista en incorporar la innovación como una práctica al interior de las empresas.

Techvalue presenta switches de comunicación y computadores para el sector eléctrico Moxa, a través de Techvalue, presentó su gama de switches de comunicación y computadores desarrollados especialmente para el sector eléctrico, los que cuentan con la certificación KEMA para los protocolos IEC61850-3, IEEE 1613, además del protocolo IEEE 1588 v2 (referente a estampa de tiempo), según destacó la empresa.

La compañía indicó que los computadores de Moxa soportan redundancia de datos en Raid 0/1/5/10 y son los primeros en el mundo en contar de forma nativa con el protocolo de redundancia PRP/HSR sin hardware externo, entre otras funcionalidades.

“Como representantes para Chile y Perú de Moxa, nuestro objetivo es convertirnos en la primera opción para soluciones industriales en el sector eléctrico. En Techvalue

nos destacamos por contar con un stock de equipos innovadores y con tecnología de punta, en donde los productos de Moxa se integran a la perfección a las necesidades de la industria nacional, logrando así entregar respuestas concretas y confiables a los requerimiento de los clientes”, explicó Juan Franco Bevilacqua, gerente general de Techvalue. www.techvalue.cl

CATÁLOGO

El Centro de Marketing Industrial (CMI Universidad de Chile) de la Facultad de Economía y Negocios de la Universidad de Chile realizó el 6° Congreso Internacional de Marketing Industrial. La ocasión contó con la presencia del experto norteamericano, Wesley Johnston MBA, PhD, director del Center for Business and Industrial Marketing de Georgia State University, EE.UU. y profesor titular de la misma universidad, quien ahondó sobre los tipos de relaciones B2B y cómo maximizar su retorno económico y no económico.

Endesa instala el mayor transformador de Alta Tensión del mundo en tecnología seca

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CMI Universidad de Chile Exitosa 6ª versión del Congreso Internacional de Marketing B2B

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ÍNDICE DE AVISADORES

Aela Energía SPA

42 - 43

Cigre

22

Comercial Kaufmann S.A.

6

Comulsa

Kamstrup Chile SpA

46

Labens

34

Pace Technologies SpA

Tapa 2

Felval S.A.

34

Ferretería Amunátegui

34

44

14 - 15 - 16

IFT - ENERGY Atacama 2016

Ingesat

Tapa 3

12

CHILE

8 INTERNACIONAL

2

Eolo 2015

GIZ

Jefa de Ventas Internacionales Alejandra Cortés E-mail: acortes@editec.cl Tel.: +56 2 2757 4287, +56 9 83610279

• Pía Martínez, Ejecutiva Comercial E-mail: pmartinez@editec.cl Tel.: +56 2 2757 4203, +56 9 58649421

Rhona S.A.

FIMM Equipment

12

20 Poly Trade S.A.

Endress+Hauser Chile Ltda.

Jefe de Ventas Nacionales Nicolás Ibarra E-mail: nibarra@editec.cl Tel.: +56 2 2757 4258, +56 9 64683561

2 - 26 Pilotes Terratest S.A.

Efacec Chile S.A.

Tapa 4

Gerente Comercial Julio Herrera E-mail: jherrera@editec.cl Tel.: +56 2 2757 4212, +56 9 97487275

8

RTHO

10

Techvalue S.A.

44

• Constanza Cortínez, Ejecutiva Comercial Internacional E-mail: ccortinez@editec.cl Tel.: +56 2 2757 4277 Grupo Editorial Editec S.A. Edificio Plaza Bellet, Antonio Bellet 444, piso 6.

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44

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22

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6

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