Revista ELECTRICIDAD 197 agosto 2016

197 ISSN 0717-164 agosto 2016 | Año 25 www.revistaelectricidad.cl

Hidroelectricidad:

Oportunidades y desafíos Nueva ley de Transmisión: Gobierno espera tener siete reglamentos dictados en un año

Expo Apemec 2016: Mini hidros buscan más opciones para ofertar energía

Requisitos técnicos y de seguridad para el montaje eléctrico en plantas de GNL

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Reportaje Central

Hidroelectricidad: Oportunidades y desafíos

Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

Sumario Energía

Nueva Ley de Transmisión: Gobierno espera tener siete reglamentos dictados en un año

4 3

Editorial

43 28

10

14

16

19

Entrevista Central Mauricio Utreras, Profesional de la CNE reconocido por World Energy Council Cara a Cara Transmisión: ¿Beneficio o daño a las comunidades?

34

Energía Expo Apemec 2016: Sector mini hidro busca más opciones para ofertar energía

41

23

IV

Columna de Opinión Daniel Gutiérrez, abogado y socio de BGS Energy Law SpA. Informe Técnico Montaje eléctrico en plantas de GNL Energía Entrevista a Ramiro Parra, gerente de Enap Magallanes

Energía La experiencia de Canadá en hidroeléctricidad

47

Escenario Energético

53

45

Sociales VII Expo Apemec 2016 Columna de Opinión Nicolás Atkinson, socio de Aninat Schwencke & Cía.

22

33

Informe Técnico Proyecto Santiago Solar

Turbinas para mini hidros

2016

Reglamento de polos de desarrollo centró atención en IV Foro SIC

57

26

Sociales IV Foro SIC 2016

61

197 ISSN 0717-164 agosto 2016 | Año 25 www.revistaelectricidad.cl

Hidroelectricidad:

Oportunidades y desafíos Nueva ley de Transmisión: Gobierno espera tener 7 reglamentos dictados en un año

Expo Apemec 2016: Mini hidros buscan más opciones para ofertar energía

Energía Los desafíos de la electromovilidad en la distribución eléctrica

Requisitos técnicos y de seguridad para el montaje eléctrico en planta de GNL

Instalaciones de Central Hidroeléctrica Angostura de Colbún.

Foto: Juan Carlos Recabal

Mercado Eléctrico

EDICIÓN Nº 197 | Revista Electricidad | ISSN 0717-1641 | www.revistaelectricidad.cl Consejo Editorial: Francisco Aguirre, Juan Carlos Araneda, Javier Bustos, Ramón Galaz, Daniel Gómez, Claudio Helfmann, José Tomás Morel, David Noe, Claudio Roa, Juan Pablo Schaeffer, Rainer Schroeer, Claudio Seebach.

Director: Roly Solís

Diseño y Producción: Ediarte S.A.

Editora: Daniela Maldonado

Director de Arte: Alfredo Eloy

Periodista: Roberto Valencia Fotografías: Juan Carlos Recabal / Archivo ELECTRICIDAD

Diseño y Producción Gráfica: Andrés Núñez Impresión: Sistemas Gráficos Quilicura S.A. Encuéntranos en:

GRUPO EDITORIAL EDITEC • Presidente: Ricardo Cortés D. / Gerente General: Cristián Solís A. / Gerente Comercial: Julio Herrera M. / Gerente Adm. y Finanzas: Víctor Vicuña C.

Nº197 | agosto 2016 | www.revistaelectricidad.cl

1

1.

2.

3.

4.

5.

6.

Editorial

Reforma a la distribución: el próximo desafío de la industria eléctrica

L

a promulgación de la Ley de Equidad Tarifaria

nuevas formas de medición y gestión de la energía, que dé espacio

y de la Ley de Transmisión durante el presente

para mejoras relevantes en la calidad y estándares de servicio y

año han despejado el llamado “tren legislativo”,

que se haga cargo de la masificación de la generación distribuida

acuñado por el ministro de Energía, Máximo

o la movilidad eléctrica”.

Pacheco, siendo la última normativa una de las más esperadas por la industria eléctrica, por lo que varios actores del sector la

El Ministerio de Energía, a través de la Comisión Nacional de Energía,

consideran como una de las leyes más relevantes de los últimos

es consciente de este desafío. En lo que resta del año, se espera un

años, equivalente a la Ley Corta I y II.

pronunciamiento de la autoridad en torno a eventuales modifica-

Estos recientes cambios legales se suman al perfeccionamiento del Sistema de Licitaciones de Suministro Eléctrico, realizada en

Tanto la autoridad como los actores del sector deberán concordar los contenidos de los cambios y los escenarios que se presenten.

ciones al segmento, donde también se inserta la discusión de un ente comercializador con funciones de coordinación, en la cual se debe analizar la experiencia internacional

2015, con lo que se ha allanado el camino para un mayor impulso

en este tema, con casos de éxito y fracasos en algunos países en

al segmento de generación y transmisión eléctrica, dejando a

que se ha aplicado esta figura.

la distribución como el próximo blanco de las reformas que se contemplan en el marco de la Agenda de Energía.

Un probable escenario es que el debate en torno a los cambios en sectoriales podrían optar por la implementación de una metodo-

segmento, principalmente por los cambios que ha experimentado

logía de trabajo público-privada para consensuar los contenidos

el suministro eléctrico en los últimos 15 años, desde el punto de

que deberían contemplar las modificaciones, similar a los talleres

vista tecnológico, comercial y regulatorio, con la incorporación de

que se hicieron para posteriormente elaborar el proyecto de Ley

la generación distribuida, redes inteligentes (Smart Grid) y la am-

de Transmisión.

pliación del consumo eléctrico en el transporte, lo que ha generado un nuevo perfil de consumidor, más informado y más exigente.

Tampoco se puede descartar el escenario de que el Ejecutivo decida enviar un proyecto de Ley al Congreso, aunque los actores del sector

Esto fue planteado por el director ejecutivo de Empresas Eléctri-

eléctrico aseguran que si así fuera, la promulgación de un nuevo

cas A.G. Rodrigo Castillo, en la Cena Anual de la Energía de este

cuerpo legal seguiría su discusión para el próximo Gobierno, lo que

año: “los nuevos desafíos deberán hacerse cargo también de una

deja en claro que la futura reforma será compleja, considerando

modernización importante de los sistemas de distribución. Para

que en distribución existe una mayor cantidad de actores respecto

ello, es necesario contar con una regulación que permita incluir

al segmento de transmisión.

Nº197 | agosto 2016 | www.revistaelectricidad.cl

este segmento no termine en el corto plazo, pues las autoridades Los actores de la industria apuntan a la modernización de este

3

Reportaje Central

Situación actual y futura

Hidroelectricidad:

Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

Oportunidades y desafíos

Las centrales de pasada y mini hidros suman casi 1.000 MW de proyectos en construcción de esta fuerte energética, dejando de lado por el momento a las iniciativas de embalse, por lo que en el sector se plantea la necesidad de incluir en la discusión una visión más amplia de sustentabilidad, donde la segunda etapa del estudio de cuencas tendrá la palabra.

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Transmisión en la comuna de Colbún en la Región del Maule, donde se ubica la central de pasada Los Hierros

4

Reportaje Central

Actualmente esta fuente energética registra un total de 6.541 MW de capacidad instalada, de los cuales 6.531 MW están repartidos en el Sistema Interconectado Central (SIC), tanto en embalses (3.402 MW) como en centrales de pasada (3.129 MW), mientras que en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) se anota un total de 10,2 MW instalados en centrales de pasada.

De acuerdo a los datos de la Unidad de Gestión de Proyectos del Ministerio de Energía, a junio de este año, están en construcción 975 MW en tecnologías hidroeléctricas, especialmente de pasada, siendo las principales iniciativas Alto Maipo, de AES Gener y Antofagasta Minerals, de 531 MW; Los Cóndores, de Endesa Chile (150 MW), e Hidroñuble, de Eléctrica Puntilla, con 136 MW (ver tabla).

El informe de junio de la repartición ministerial destacó el aporte que han tenido los proyecto mini hidro en el SIC, con 30 centrales puestas en operación desde marzo de 2014 por un total de 130 MW, mientras que actualmente están en construcción otras 26 centrales de este tipo, que sumarán 97 MW.

Tendencia Los especialistas sostienen que la mayor presencia de proyectos de pasada y mini hidro por sobre las grandes centrales de embalse es una tendencia en el país. María Isabel González indica que “históricamente los proyectos de embalse han sido muy competitivos con otras tecnologías, incluida la hidroelectricidad de pasada, pero la oposición que enfrentan las centrales de embalse ha inducido el desarrollo de centrales de pasada”.

Los especialistas consultados por Revista ELECTRICIDAD señalan que los cambios en la hidrología generan un impacto en la disponibilidad del recurso hídrico para la generación eléctrica, aunque aclaran que esto no significa un agotamiento.

Luis Vargas, director del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Chile, explica que las centrales de embalse son muy intensivas en el uso del territorio, por lo que afirma que las centrales hidráulicas de pasada se han convertido en una tecnología alternativa al tener menores impactos.

“Desde el punto de vista económico una represa de 500 MW, versus cinco centrales de pasada de 100 MW, es un proyecto más económico, pero si se agregan las restricciones ambientales, de territorio y de las comunidades, tal vez es más factible hacer las centrales de pasada de menor envergadura”.

Hugh Rudnick, director de Systep y académico de la Universidad Católica, destaca que las centrales de pasada igualmente juegan un rol importante en el sistema eléctrico por cuanto “pueden manejar

Mayores proyectos hidroeléctricos en construcción 2016-2020 Nombre

Tecnología

Región

Capacidad

Alto Maipo-Central Las Lajas

de pasada

RM

Alto Maipo-Central Alfalfal II

de pasada

RM

Central hidroeléctrica Los Cóndores

de pasada

Hidroñuble

de pasada

Fuente: Ministerio de Energía

Fecha estimada operación

Titular

Comuna

267

Feb-18

AES Gener

San José de Maipo

264

May-18

AES Gener

San José de Maipo

Maule

150

Dic-18

Endesa

San Clemente

Biobío

136

Oct-19

Eléctrica Puntilla

San Fabián de Alico

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U

na nueva etapa de oportunidades y desafíos se abre para el desarrollo de la hidroelectricidad en el corto y largo plazo debido a los nuevos escenarios que plantea la Ley de Transmisión, con la llegada del coordinador independiente del sistema nacional y de los polos de desarrollo, además de los avances en el estudio de cuencas que sigue elaborando el Ministerio de Energía, según explican a Revista ELECTRICIDAD autoridades, dirigentes gremiales y especialistas del sector.

5

COLABORACIÓN Y CONFIANZA SON LOS VALORES QUE NOS CONVIERTEN EN GANADORES

AES GENER PREMIO CARLOS VIAL ESPANTOSO 2016

Estamos muy orgullosos de recibir el premio más importante del país en materia de relaciones laborales, que reconoce la capacidad de diálogo y entendimiento que hemos desarrollado en conjunto con nuestros trabajadores.

Reportaje Central

Almacenamiento

Evolución de la energía embalsada en el SIC a junio 2016 Embalse

Cotas finales (msnm)

Energía embalsada (GWh)

Chapo

222,1

2,8

Invernada

1.290,40

32,3

Laja

1.315,20

864,2

Colbún

400

23,5

Rapel

102,2

16,5

Ralco

692,5

2,8

Melado

641,4

0,7

Pangue

504,1

Total

3,1 945,7

Fuente: CDEC SIC

almacenamiento de agua a lo largo de un día, lo que es suficiente para respaldar a la intermitencia de una energía solar o eólica, por lo que los embalses medianos también pueden ser suficientes”.

Claudio Seebach, vicepresidente ejecutivo de Generadoras de Chile A.G., señala que los distintos tamaños de las centrales “no es la dimensión más relevante en hidroelectricidad, sino cuán relevante es su inserción en el territorio, en la biodiversidad y en materia social de los entornos, o sea en cómo hacer un desarrollo energético diverso que nos dé seguridad, competitividad y sustentabilidad”.

Seebach aclara que la hidroelectricidad sigue gozando de buena salud a nivel internacional, por lo que la baja en la participación respecto a otras fuentes energéticas, a su juicio, no es algo estructural. “En el mundo, en 2015, se inauguraron 33 GW de nuevas centrales hidroeléctricas y eso quiere decir que hay un auge, producto de la demanda de energías renovables. Dado que la aspiración es a complementarse con otras fuentes de energía renovable, la hidroelectricidad aparece con una función flexible y económica”.

Lo mismo piensa Gabriel Olguín académico de la Universidad de Santiago, asegurando que “al tener embalses somos capaces de acumular energía barata para tener costos marginales bajos. Si no tenemos embalses y solo utilizamos ERNC cuando está disponible, estaremos a merced de las variaciones del costo marginal con la disponibilidad del recurso primario, como sucede con el SING, que tiene una variabilidad de costo marginal horario, por la generación solar, eólica y de combustible fósil”.

y al mismo tiempo establece lo que hemos llamado los objetos de validación, que son lo que el actor a nivel de territorio y los expertos a nivel nacional valoran en las cuencas en variables como la virginidad en el sistema fluvial”.

“Estamos haciendo un mapeo de cuencas muy detallado, intenso y participamos de los instrumentos de planificación de otros ministerios. También hacemos, en los planes energéticos regionales, diagnósticos para ver dónde están los potenciales, los puntos de consumos más relevantes y cómo se ven al año 2030, revisando los temas económicos, ambientales, sociales y culturales y hacemos una propuesta de zonificación preferente para el desarrollo energético”, detalló la especialista.

Cuenca ubicada en la Región de O´Higgins.

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El estudio de cuencas que impulsa el Ministerio de Energía actualmente se encuentra trabajando en el diagnóstico socio-territorial en cada una de las cuencas identificadas en la primera etapa de la iniciativa, en que se anotó un potencial hidroeléctrico de 11.300 MW entre las cuencas del Maipo y Yelcho.

De acuerdo a Nicola Borregaard, jefa de la División de Desarrollo Sustentable del Ministerio de Energía, “en este trabajo establecimos 42 objetos de valoración, relacionados con aspectos sociales, culturales y ecosistémicos, entre otros”.

Durante el seminario sobre sustentabilidad energética, organizado por el Colegio de Ingenieros, Borregaard sostuvo que “el mapeo de cuencas toma por un lado el potencial hidroeléctrico, haciendo una revisión sistemática

Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

El avance en el estudio de cuencas

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Algunos desechan ideas

otros hacen lo correcto

Energía de futuro

a través de la producción de energías renovables no convencionales.

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Reportaje Central

Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

nes acumuladas no han sido relevantes en el SIC y entre las regiones del Maule y La Araucanía las lluvias han estado escasas, lo que ha significado un importante aumento de la generación térmica a gas y diésel, así que ha bajado la participación hidráulica que partió bien el año, pero que ha bajado a fines del primer semestre”.

Central de pasada Los Hierros de Besalco Energía en la Región del Maule.

Luis Vargas afirma que “en la Universidad de Chile se han hecho estudios que apuntan a que la hidroelectricidad de embalse en general irá a la baja, especialmente en la zona central del país.

Eso es parte de la causa, pero aun así Chile tiene la riqueza de tener la cordillera, como una fuente de almacenamiento de nieve, además del cambio de estaciones que provoca que se produzcan regímenes fluviales a lo largo del territorio, eso tendrá variaciones con el cambio climático, pero no se acabará”, concluye.

Luis Vargas coincide con esta visión, pues señala que las centrales de grandes embalses “son equivalentes a una batería gigantesca que le da mucha flexibilidad al sistema, que puede decidir si gasta cierta cantidad de energía en el momento, o a la semana o al mes siguiente. Lo que se podría hacer es un tratamiento coordinado de embalses pequeños que se comportaran como un proyecto grande”.

Hidrología A inicios de julio la hidrología en el país presentaba bajos niveles, con una probabilidad de excedencia de 96% para el mes de junio, reflejando un año relativamente seco dado que el valor de probabilidad de excedencia acumulado a la fecha es de 93%. Según los datos del CDEC SIC, la energía embalsada en el SIC llegó a 945,7 GWh. Andrés Salgado, director técnico ejecutivo del CDEC SIC indica que “hasta julio las precipitacio-

En esta línea, Claudio Seebach señala que “si bien ha habido situaciones particulares de sequía en algunos sectores en el pasado y en el sur del SIC actualmente, vemos que los regímenes de pluviosidad son más bien móviles y lo importante es que las inversiones se hacen en el largo plazo”.

Conclusiones •

La hidroelectricidad registra casi 1.000 MW de proyectos en construcción, especialmente de centrales de pasada y mini hidro, versus los proyectos de grandes embalses que no han ingresado en los datos del sector.

•

Especialistas y actores afirman que esta fuente energética aún tiene un amplio potencial, por ser competitiva respecto a otras tecnologías, además de ofrecer la posibilidad de almacenamiento y complementariedad con otras fuentes.

•

Si bien se anota una baja hidrología en el último tiempo se destaca que el recurso hídrico para generación no se acabará en el país, por lo que se requiere avanzar hacia una política energética de largo plazo, basada en la sustentabilidad.

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Hugh Rudnick menciona que el recurso hídrico almacenado también presenta importantes economías de escala a considerar: “si uno piensa en centrales de varios cientos de MW, los costos de inversión son menores a los de un proyecto mini hidro, de modo que debemos conciliar el desarrollo de estas últimas en zonas que no se prestan para el desarrollo de grandes centrales”.

El ejecutivo explica que frente a la menor disponibilidad del recurso hidráulico el CDEC SIC gestiona “las centrales hidráulicas de pasada las 24 horas, generando con los afluentes de los ríos, mientras que las centrales de embalse se utilizan en las horas de mayor demanda para aprovechar el recurso, evitando con eso que entren centrales más caras e ineficientes”.

9

Entrevista Central

Mauricio Utreras, profesional de la CNE reconocido por el World Energy Council

“ Debemos capitalizar el

boom de inversiones energéticas en nuevas habilidades productivas para el país”

El jefe de la Unidad de Información y Estadísticas de la Comisión Nacional de Energía indicó a Revista ELECTRICIDAD que Chile debe aumentar la capacidad de organizar emprendimientos innovadores en el sector energético.

P

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ese a que el ingeniero civil mecánico Mauricio Utreras tiene solo 33 años, ha recorrido un largo trecho en la senda energética. Recientemente fue elegido dentro de los 100 futuros líderes del sector a nivel mundial, por el World Energy Council, organismo acreditado por la ONU mundial de energía que reúne organizaciones públicas y privadas de más de 90 países. Los criterios de su selección se enmarcaron en su experiencia en distintos temas del sector energético, currículum académico profesional y la visión innovadora que ha demostrado para resolver problemáticas del sector energético local.

Entre los trabajos que permitieron la selección del profesional destaca la creación de diversas plataformas de información como Energía Abierta, EnergíaMaps y la App Bencina en Línea. También lideró la implementación de la Norma Chilena ISO 50.001; desarrolló el primer Estándar Mínimo de Eficiencia Energética (MEPS) para motores en Chile y creó el Sello de Eficiencia Energética (Sello EE) para las empresas.

Mauricio Utreras, jefe de la Unidad de Información y Estadísticas de la CNE. Foto: Gentileza Comisión Nacional de Energía.

10

Entrevista Central

En la CNE estamos conscientes que el acceso a la información deriva en ganancias democráticas netas, por eso lanzamos “EnergíaAbierta”, la primera plataforma en Latinoamérica de datos abiertos para el sector energético, que fue diseñada en un código abierto que nos permite regalarla, sí, regalarla, ya que puede ser fácilmente replicada o reutilizada por cualquier institución pública o privada. ¿Cómo ves la actual concentración del mercado energético?

Como lo señaló la Agenda de Energía, uno de los problemas que debimos enfrentar al inicio del gobierno fue la falta de competencia en el mercado eléctrico. Por ello, el Ministerio de Energía y la CNE iniciamos un trabajo para generar las condiciones que permitieran y promovieran mayor competencia en el mercado eléctrico y así lograr precios razonables a los clientes finales.

Ejemplo de esta labor fue la nueva ley de licitaciones eléctricas, la cual ha sido fundamental para revertir las problemáticas que genera la concentración, disminuyendo la tendencia de altos precios y aumentado notablemente el número de empresas oferentes en las últimas licitaciones de suministro eléctrico del año 2015. Otra señal que indica que vamos por buen camino, fue la

Equipo de la Unidad de Información y Estadísticas de la CNE. De izquierda a derecha: Mauricio Utreras, jefe, ingeniero civil mecánico; Kiumarz Goharriz, ingeniero industrial mecánico, y Gustavo Mora, ingeniero civil electrónico.

publicación de Bloomberg Energy, que eligió a Chile como el tercer mejor país del mundo para invertir en Energías Renovables No Convencionales (ERNC), porque las condiciones técnicas, económicas y regulatorias lo permiten. ¿Por qué si tenemos tan buenas condiciones, el tema de los precios sigue siendo una crítica constante en los distintos sectores productivos?

Hay que entender que los altos precios de la electricidad se originan por varias causas y una de ellas se basa en entender que Chile es un país importador neto de combustibles utilizados para la generación de electricidad, donde los precios de los mismos han permanecido altos en el último tiempo. Sin embargo, creo positivamente que esto cambiará, ya que Chile está liderando una transición a nivel latinoamericano hacia una mayor capacidad de generación en base a energías renovables (principalmente solar), lo cual va en la dirección correcta, lo que se ha comenzado a ver en la reducción de los precios de la electricidad en el mercado spot y las últimas licitaciones de suministro eléctrico. Creo que de cara al futuro, esta decisión traerá beneficios que se verán reflejados paulatinamente a favor de nuestros sectores productivos.

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¿Cómo crees que ha evolucionado la difusión de la información energética?

Debido a las problematicas para llevar a cabo proyectos energéticos en los últimos años, el sector ha comprendido y creado mecanismos informativos para mejorar la relación prinicipalmente con las comunidades, entendiendo la importancia de la inclusión y la entrega de información. Sin embargo, creo que existe una deuda en la entrega de información sobre el impacto económico, medioambiental y social de los proyectos en las comunidades antes de su implementación.

Foto: Gentileza CNE.

En entrevista con Revista ELECTRICIDAD el profesional se refiere a los costos de la energía y a la necesidad de entregar una información más clara y completa a la sociedad.

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

Cara a Cara

Nueva Ley

Transmisión: ¿Beneficio

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Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

“La implementación del concepto de los trazados y de las franjas lo que incorpora es tomar en cuenta no solo las necesidades eléctricas del sistema, sino que también el uso del territorio e impactos ambientales, por lo que la idea es que las líneas pasen por donde generen un menor impacto posible, que existan las compensaciones y que se hagan todas las consultas ciudadanas a través de un proceso normado”.

14

Ramón Galaz,

gerente general de Valgesta Energía.

La normativa promulgada por el Congreso, en que se modificó el estudio de las franjas por donde se instalarán torres de trasmisión, fue destacada por los principales actores de la industria, por considerar que incorpora la participación y los impactos en la sustentabilidad del territorio.

Sin embargo en el sector ambientalista surgieron críticas respecto al centralismo de las decisiones sobre el desarrollo regional. En Chile Sustentable, si bien destacan aspectos positivos, como la creación del coordinador independiente del sistema regional, señalan que en varios puntos se generarán más conflictos con las comunidades.

1

¿Piensa que la nueva Ley de Transmisión perjudica a las comunidades en la planificación del trazado de las líneas? ¿Por qué?

1 No creo, porque el principio que existe detrás es que aquí hay un servicio público que debe ser entregado a la comunidad y a todos los usuarios, especialmente los regulados. La implementación del concepto de los trazados y de las franjas lo que incorpora es tomar en cuenta no solo las necesidades eléctricas del sistema, sino que también el uso del territorio e impactos ambientales, por lo que la idea es que las líneas pasen por donde generen un menor impacto posible, que existan las compensaciones y que se hagan todas las consultas ciudadanas a través de un proceso normado.

2 No. Pienso que esta ley de transmisión permite el mejor aprovechamiento de los recursos disponibles en el país y para eso establece una serie de procedimientos racionales, técnicos y que debieran conducir hacia una definición que genera más beneficios que costos para el país. Eso es muy importante, porque Chile históricamente ha sido un país dependiente energéticamente del exterior, pero cuando aprovechamos los recursos del país le damos certidumbre a todos respecto a cuáles

podrían ser los precios a futuros de un suministro de un bien tan relevante y crítico como la energía eléctrica.

3 Para que eso no ocurra debe quedar bien

definido el reglamento para las franjas y todos los componentes de la Ley, por lo que primero hay que enfocarse en hacer un buen reglamento antes de poner piedras en el camino. Si estamos identificando ciertos riesgos y amenazas, se debe trabajar en los reglamentos para minimizarlos, siendo proactivos en el trabajo y no opositores sin propuestas.

4 Sí. Hay un avance muy importante en esta materia, haciéndose cargo de los temas de sustentabilidad y de participación ciudadana, además de que el texto de la Ley establece las condiciones que deben respetarse más allá de la Ley de Bases del Medioambiente, lo que se da por descontado. Aquí se están haciendo además una serie de procedimientos para profundizar la propuesta para que se cumpla con la normativa ambiental y que los proyectos tengan sustentabilidad.

Si alguien lo ve distinto, respeto esa visión, pero pienso exactamente lo contrario; aquí no hay ningún retraso, pues esto es un avance en el respeto al medio ambiente.

Cara a Cara

o daño a las comunidades?

2

¿Está de acuerdo en que la normativa esconde el

3

A su juicio, con la nueva Ley ¿los consumidores sub-

concepto de “extractivismo eléctrico”?

sidian la construcción de proyectos de transmisión

“Hemos hecho varias críticas que tienen que ver con la planificación centralizada de la transmisión, con una planificación sin ninguna consulta a los planes de desarrollo regional, lo que tiene un contenido claramente anti democrático en relación a lo que hemos ido avanzando con los planes de ordenamiento territorial y las evaluaciones ambientales estratégicas”.

en determinados trazados? ¿Cree que la Ley de transmisión respeta el medio ambiente?

que ver con la planificación centralizada de la transmisión, con una planificación sin ninguna consulta a los planes de desarrollo regional, lo que tiene un contenido claramente anti democrático en relación a lo que hemos ido avanzando con los planes de ordenamiento territorial y las evaluaciones ambientales estratégicas. Se plantea el uso de la fuerza pública en el inicio de los estudios de franja, lo que es impresentable como forma de entrar a las comunidades, generando más conflicto de lo que existe hoy.

2 Sí, porque significa que la autoridad central

del Estado determina extraer un recurso de la región sin preguntarle a los habitantes del sector, dejándolas como zonas de sacrificio y saturadas. Con una lógica de “extraer” todo lo disponible, el ministerio de Energía decreta, desde Santiago, zonas desde las cuales facilitar esa extracción.

El problema es que este modelo funciona siempre bajo las mismas premisas: se privilegian los derechos de algunos (en este caso del inversionista eléctrico), se decide desde Santiago sobre la vocación de un territorio, y, como ha venido sucediendo hace décadas, algunos viven con los costos de estas decisiones (cargas ambientales y sociales) y otros, localizados lejos, con los beneficios.

3 Sí. Porque, además de los discursos

explícitos del ministro de energía sobre la necesidad de explotar energéticamente 96 cuencas, evidencian que lo que se está proponiendo en los polos de desarrollo es exclusivamente gran hidroelectricidad, cuyo potencial se calcula en 15.000 MW. Por ello surge la pregunta de por qué deberán los consumidores subsidiar la construcción de líneas de transmisión desde polos de desarrollo si ello sólo beneficia a los grandes propietarios de los derechos de agua para generación eléctrica en las diversas cuencas del país, los cuales, además no requieren subsidios.

4 La ley plantea un tema estructural en

relación al tema ambiental, porque esta imposición de un ordenamiento territorial energético sobre las regiones es un mega problema, ya que si hay otras prioridades de desarrollo en las zonas, se produce una tensión mayor. No se puede tener una Ley hecha para, en el fondo, forzar a utilizar las 96 cuencas para sacarle energía sin dejar alternativas para otras energías con menor impacto ambiental que el hidroeléctrico en las cuencas.

Sara Larraín,

directora ejecutiva de Chile Sustentable.

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1 Sí. Hemos hecho varias críticas que tienen

Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

4

15

Energía

Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

Directiva de Apemec junto al ministro de Energía, Máximo Pacheco, en inauguración del evento.

Expo Apemec 2016

Sector mini hidro busca

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más opciones para ofertar energía en futuras licitaciones

16

L

a propuesta de que la electricidad que comercializan los proyectos mini hidro en el mercado nacional sea ofertada en bloques mensuales de energía para las futuras licitaciones de suministro fue uno de los focos de mayor interés que se analizaron en la VII versión de Expo Apemec 2016, la principal Feria del sector mini hidro en Latinoamérica.

El evento, organizado por la Asociación de Pequeñas y Medianas Centrales Hidroeléctricas (Apemec) se realizó en Espacio Riesco, donde asistieron más de 1.300 asistentes durante

Establecer bloques mensuales para dar cabida a las pequeñas centrales en el suministro eléctrico a sectores regulados fue una de las ideas propuestas en la VII versión de la feria internacional de la industria, organizada por Apemec en Espacio Riesco.

dos jornadas de la exposición, la cual contó con 42 expositores de la industria mini hidro del mercado local, además de proveedores de Alemania, Austria, Suiza, Italia, Rumania y China, entre otros.

Energía

riesgos de forma más eficiente. Por ejemplo, hoy un proyecto min hidro no tiene la posibilidad de contratar más allá del 30% a 40% de su factor de planta y no puede colocar su energía excedentaria en los meses en que dispone de mayor cantidad. En un mercado basado en el costo marginal o en contratos, no hay un instrumento de mitigación de riesgo que permita a los proyectos mini hidro comercializar su energía y estabilizar sus ingresos”.

Fernando Cubillos, socio de Antuko Energy & Finance, fue uno de los oradores del foro, señalando que la idea es “crear instrumentos de mercado que mitiguen el riesgo” de los proyectos mini hidro, como el establecimiento de contratos de cobertura y contratos mensuales, pues hay períodos en que los proyectos mini hidro cuentan con más energía para despachar.

José Ignacio Lois, gerente general de Besalco Energía Renovable y director de Apemec, sostuvo que “en las mini hidros es complicado buscar contratos de bloques por la generación dispar durante el año pues no hay un espacio claro para participar en los contratos de las licitaciones de suministro”.

“En la medida en que tengamos contratos mensuales por bloques horarios, en que uno pueda comercializar distintos proyectos, vamos a empezar a tener mayor eficiencia y más profundidad porque actualmente está la opción de los contratos de licitación a 20 años que son muy grandes y se producen escenarios que no están previstos”, afirmó el ejecutivo.

Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

A su juicio “el mercado eléctrico chileno necesita instrumentos que permitan administrar los

“Sería importante ver la posibilidad de buscar algún ajuste en la Comisión Nacional de Energía para que los proyectos ERNC puedan optar a nivel mensual para buscar curvas con mayores porcentajes de influencia y un nivel de riesgo acotado al nivel de hidrología. Es importante trabajar en este sentido y en las próximas licitaciones pudiesen ofertarse bloques por mes pues son más parejos en este lapso de tiempo y consideran una cierta cantidad de energía”, detalló Lois.

Módulo de Expo Apemec analizó desafíos de las mini hidro en comercialización.

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El módulo “Proyección del costo marginal en el SIC y comercialización de la energía: desafíos para la mini hidro” fue uno de los que acaparó el interés del público pues se revisó la forma en que las centrales mini hidro pueden ampliar sus opciones para vender energía en el mercado eléctrico nacional, surgiendo la idea de que en las futuras licitaciones de suministro este sector pueda ofertar bloques mensuales de energía, lo que fue respaldado por Apemec.

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Energía

Durante este debate Pedro Miquel, consultor de Systep, señaló que “al analizar todas las cuencas hay polos de desarrollo que necesitan sistemas de transmisión de 500 kV”, agregando que de acuerdo a las estadísticas de la consultora “hay cuatro polos que tienen un potencial sobre los 1.000 MW, y hay

Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

algunos que tienen casi 3.000 MW como la

Polos de Desarrollo Los polos de desarrollo que están dentro de la nueva Ley de Transmisión fueron otro de los temas relevantes abordados en la segunda jornada de Expo Apemec 2016, en el módulo “Nueva Ley de Transmisión y las mini hidro”, donde se planteó la importancia de estas zonas para el potencial desarrollo de pequeñas centrales.

Ruedas de negocios entre desarrolladores e inversionistas también se realizaron en Expo Apemec 2016.

cuenca del Biobío”.

Según el especialista, “los polos de desarrollo más evidentes que se pueden implementar deben tener una transmisión eficiente y un volumen alto en potencial de energía y, sobre todo, de un alto factor de planta, esa es una fortaleza de las centrales mini hidro”.

Miquel recordó que los factores de planta de las 22 cuencas del estudio realizado por el Ministerio de Energía “están sobre el 50%, pero hay muchas cuencas emblemáticas en que el factor de planta está cercano al 70% y, por lo tanto, en esos polos el costo de transmisión por unidad es bastante eficiente”.

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Los cambios regulatorios al Código de Aguas tuvieron una especial mención en el evento. Ian Nelson, presidente de Apemec, planteó que algunos puntos del proyecto de ley que se tramita en el Congreso sobre esta materia “generan incertidumbre a los usuarios de las aguas en el país, además de ser un desincentivo a la inversión”.

“Debemos reconocer que la institucionalidad encargada de la gobernanza del agua es insuficiente para la actual ley vigente y para el proyecto de ley que se está discutiendo en el Congreso.

Cualquier reforma al Código de Aguas no será la solución esperada en los temas de administración de recursos hídricos pendientes si las instituciones siguen siendo carentes de los recursos necesarios”, advirtió el ejecutivo.

Este tema fue abordado con mayor profundidad en el módulo “Nuevas regulaciones en materia hídrica”, donde Pablo Jaeger, director ejecutivo de Diagua, criticó la regulación que se propone para limitar el uso de los derechos consuntivos de agua: “lo único que se hará es recargar más a la administración con más atribuciones. Hoy la Dirección General de Aguas malamente puede hacer el trabajo y veo imposible que tenga que autorizar cada cambio de uso del agua asociada a los derechos consuntivos, aunque contraten mil profesionales más porque todos los días los derechos de agua en Chile cambian, pasando de

uso agrícola a usos de consumo humano”.

Por su lado, Carlos Ciappa, abogado de Cubillos Evans, indicó que “el proyecto tiene imprecisiones y discordancias para resolver cosas que afectan al desarrollo de mini centrales, como establecer un plazo de caducidad de ocho años para los derechos de aprovechamiento de aguas, pues es “una presión indebida para el desarrollo de proyectos, poniéndole una presión a iniciativas pequeñas que no se pueden sortear”.

Pablo Jaeger, director ejecutivo de Diagua.

Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

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Reforma al Código de Aguas: principal preocupación sectorial

Sociales

Juan Francisco Mackenna, director de Apemec; Máximo Pacheco, ministro de Energía; José Ignacio Lois, director de Apemec; Ian Nelson, presidente de Apemec, y Felipe Pichard, director de Apemec.

VII versión de Expo Apemec 2016 Más de 1.300 personas asistieron a la VII versión de Expo Apemec 2016, realizada en Espacio Riesco, donde estuvieron autoridades, dirigentes gremiales, ejecutivos de empresas y especialistas vinculados al sector mini hidro para ver los desafíos y perspectivas de la industria en el mercado local, además de tener la posibilidad de contactar a potenciales inversionistas para el desarrollo de proyectos .

Fotos: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

Roly Solís, director de Revista ELECTRICIDAD; Rafael Loyola, director ejecutivo de Apemec; Ricardo Cortés, presidente del Grupo Editorial Editec; Ian Nelson, presidente de Apemec; Cristián Solís, gerente general del Grupo Editorial Editec, y Sebastián Abogabir, vicepresidente de Apemec.

Cristián Romero, director de Apemec; Sebastián Araneda, Project Development manager de RP Global; Pablo Pérez, Development Project manager de RP Global Chile, y María José Ugalde, Water Right&Project Manager de RP Global.

Roberto González, gerente general de Voltaica SpA; Fernando Abara, socio fundador de Abara & Cía. Abogados, y Sergio Corvalán, jefe de la División Jurídica de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles.

Stefano Scarpa, chief executive office de STE Energy; Fabio Pasut, director técnico de STE Energy, y Stefano Rizzi, managing director de Andritz Hydro.

Jorge Abdala, gerente de Proyectos de Anpac Energía; Álvaro Flaño, gerente general de Carrán Energía; Alfonso Traub, encargado de Energía y Financiamiento de Odepa, y Javier Ovalle, ingeniero de Carrán Energía.

Iván Medel, gerente general de Forestal Neltume Carranco; Pablo Díaz, seremi de Energía de Los Ríos, y Manuel Palacios, encargado de Energía de Forestal Neltume Carranco.

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Jimena Jara, subsecretaria de Energía y Alicia Barrera, seremi de Energía de O´Higgins.

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Sociales

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Patrick Furrer, Ángel Arancibia, Leonardo Aburto, todos de Pöyry Chile.

Adolfo Reyes, Turbomáquinas – Coutex.

Rudy Yvrard, Luca Dalla Pozza, Alessandra Seganfreddo, Stefano Rizzi, Sergio Victorio, todos de Andritz Hydro.

Boni Bonev y Stoyan Dimov, ambos de Vaptech.

Ronaldo Osses, Carlos Saez, Johanna Bustos, todos de Tubexa.

Víctor Gonzales, Camila Rozental, Augusto Mosqueira, todos de Ergon Power.

Alejandro Fernández, Borja Arethapala, Alberto González, todos de Gamesa Electric.

Martin Richter, Andrea Costamagna, Lorena Barría, todos de Scotta Chile.

Jorge Leguer, Josep Corominas, Luis Montoya, todos de Comercial Iginsa.

Andreea Hancioglu, Marín García, ambos de Superlit Romania S.A.

Claudio Abarca Letelier y Carlos Pérez, ambos de Obras Especiales Chile S.A.

Ariel Fierro y Juan Parra, ambos de Mining Parts.

Olga Vorobeva, Alexandra Meteleva, Elena Kulyasova y Mikhail Kulikov, todos de Power Machines.

Erwin Paredes y Jessica Chea Larenas, ambos de Tecpipe.

Rafael Estay, Carlos López, Ezquiel Driano y Cristian Espinoza, todos de Saint Gobain PAM.

Barbara Prommegger y Jürgen Kusch, ambos de Hobas.

Iñigo Otegi, Indar.

Jonathan Covarrubias, Yolanda Quezada y Teodoro Esgueva, todos de Tecnoeléctrica Valparaíso.

Claudia González y Jaime Rodríguez, ambos de Krah.

Hernán Mardones, Gabriel Guerra, ambos de Tecnet; Rodrigo Cortés, Generación Trasandina.

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Columna de Opinión Por Nicolás Atkinson,

socio de Aninat Schwencke & Cía.

Flexibilidad del sistema eléctrico para generación distribuida

T

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anto el legislador como la administración del Estado han detectado que la generación distribuida (GD) corresponde a un fenómeno creciente y que llegó para quedarse. En general, estos fenómenos atractivos económicamente y de ejecución relativamente rápida conllevan la aparición de especuladores. Por lo anterior, los esfuerzos regulatorios se han enfocado, no sin imperfecciones, en establecer y luego mejorar un procedimiento expedito y transparente de conexión de los PMGD (concretamente los Pequeños y Medianos Generadores Distribuidos) a las redes de distribución.

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La normativa eléctrica en Chile, en general, ha operado reactivamente, y esta es una buena oportunidad para empezar a regular expresamente una mayor flexibilidad para la operación de los PMGD, ya que esta se vislumbra como los inicios de las redes inteligentes.

Concretamente, un esquema de autodespacho que permita inyectar a la red de distribución o directamente a un consumidor en los momentos que mejor estime un PMGD, incluso conmutando sus inyecciones de uno a otro de los referidos puntos durante el día, es un esquema que hoy puede verse limiLa flexibilidad debería concretizarse tado sin mayor fundamento no solo en el autodespacho sino Con el procedimiento de cotécnico o jurídico por parte también en otras expresiones, todas nexión establecido, son vade las distribuidoras. Lo que las que coincidentemente son parte de rios los PMGD actualmente debería existir sin mayores mecanismos de redes inteligentes. restricciones, salvo resguaren operación, y otros tantos próximos a conectarse en dar la calidad y seguridad, es Chile, que han enfrentado dificultades particularmente en que puedan flexibilizarse los padrones de generación, inyección relación al alcance del autodespacho. Esta esencial caracte- y consumo como consecuencia de señales externas, como rística de los PMGD se ha visto, en muchos casos, limitada por pueden ser las variabilidades horarias de los costos marginales. imposiciones de las empresas de distribución a las cuales estos se conectan. En efecto, ya sea a través de protocolos internos La flexibilidad debería concretizarse no solo en el autodespacho de seguridad, controles de protecciones u otros similares, los sino también en otras expresiones, todas las que coincidentePMGD han visto reducida su capacidad real de autodespacho. mente son parte de mecanismos de redes inteligentes, tales Todas estas restricciones son salvables con un mayor grado como la eficiencia energética, el almacenamiento de energía de coordinación y/o flexibilidad, máxime, cuando el autodes- y especialmente los métodos de gestión activa de la demanda. pacho es clave en el éxito de un PMGD, permitiéndole, entre Una mayor flexibilidad del sistema eléctrico traería como beneotras acciones, discriminar cuándo inyectar energía, ya que su ficios diferir o evitar refuerzos de las redes, reducir capacidad operación no está sujeta al resultado de la optimización de la de generación ineficiente y cumplimiento de metas de energía renovable y emisiones. operación del sistema.

Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

Panel de discusión sobre posibles polos de desarrollo eléctrico en la región del Biobío.

Nueva ley de transmisión

Futuro reglamento

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a definición de los criterios que deberá considerar el Ministerio de Energía para la implementación del reglamento sobre los polos de transmisión en la materia fue uno de los principales temas que se abordaron en la IV versión del Foro Eléctrico del Sur, Foro SIC 2016, organizado por el Grupo Editec en el Hotel Sonesta de Concepción, donde los expositores coincidieron en crear un marco claro para no dejar espacio a incertidumbres en esta materia.

Evento organizado por el Grupo Editec en Concepción abordó también las potenciales zonas para que ciertos proyectos eléctricos accedan a las grandes redes, especialmente en la Región del Biobío.

Carlos Barría, director ejecutivo de la Asociación Gremial de Generadores Pequeños y Medianos (GPM A.G.), sostuvo que existen dos aspectos claves a incorporar en el diseño de la reglamentación.

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de polos de desarrollo centró atención en IV Foro SIC 2016

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Fotos: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

Fernando Abara, director fundador de Abara & Cía. Abogados.

Carlos Finat, director ejecutivo de Acera.

“Seguramente vendrán bastantes discusiones respecto a las distintas definiciones y detalles que va a tener el proyecto de ley (de transmisión) y uno de ellos es la definición de interés público de los polos de desarrollo, de acuerdo a una eficiencia económica que el Ministerio de Energía definirá a través de alguna metodología”, explicó el dirigente gremial.

En su opinión, “determinar un interés público en un polo de desarrollo significa que algunas áreas tendrán distintas categorías y el Ministerio de Energía tendrá que priorizar zonas de desarrollo que están asociados a proyectos de distintas empresas, por lo que la pregunta es bajo qué criterio específico se hará esta priorización de empresas energéticas”.

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Desafíos en relacionamiento comunitario

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La definición de las áreas de influencia y de una estructura de gobernanza son puntos pendientes que se deben definir para avanzar en la participación de las comunidades aledañas en las ventas que tengan los proyectos energéticos, según se indicó en el módulo “La importancia del Biobío en la generación en el nuevo diseño del sistema”.

Claudio Helfman, gerente de Desarrollo de Negocio de Endesa Chile, señaló que la generadora ha pensado en hacer socios a las comunidades, aunque advirtió que faltan temas por desarrollar, como definir el área de influencia. El otro aspecto es la gobernanza de las eventuales sociedades entre desarrolladores y comunidades para que estas participen en negocios”.

Daniel Canales, gerente comercial de Mainstream Renewable Power, compartió este diagnóstico, destacando que la empresa en Sudáfrica tiene proyectos en que los dueños de los terrenos donde se emplazan los proyectos participan del negocio.

“Hoy día la sociedad se establece con el dueño de los terrenos, en que ellos participan en el proyecto. La sociedad que se hacen con las comunidades actualmente se concentra en suplir las necesidades que tienen las juntas de vecinos y la gente en la zona, haciéndonos socios en las necesidades que tienen. Para otro tipo de asociación comercial las comunidades deben tener una personalidad jurídica”, aseguró Canales.

Carola Venegas, seremi de Energía del Biobío.

El otro desafío –continuó Barría− es la forma en que se manejará “la temporalidad de las inversiones en los polos de desarrollo, porque gran parte de la discusión fue cómo se maneja la subutilización de inversiones que podrían llegar a ocurrir, en la medida que los proyectos no se realicen y que fueron planificados en estos polos de desarrollo”.

“Pueden ocurrir escenarios en que el crecimiento de la demanda sea menor a lo esperado o simplemente que decisiones privadas hagan que los polos de desarrollo y las líneas de transmisión que se puedan construir se vean subutilizadas”, agregó el ejecutivo.

Según Carlos Finat, director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera), “al momento de escribir la reglamentación que determinará cuáles son los criterios para establecer estos polos de desarrollo, creo que será necesario desarrollar una regulación muy estricta, con líneas para evaluación económica, técnica y de sustentabilidad exigente, lo que no hará fácil implementar los polos de desarrollo”.

Por su lado, el gerente de Regulación del Grupo Saesa, Rodrigo Miranda señaló que la definición de los polos debe considerar otros aspectos vinculados con la transmisión como “el precio de las servidumbres”, agregando que en el caso de la hidroelectricidad “el potencial del polo más bien hay que verlo con el sistema de evacuación y no solamente ver la cuenca del río que uno va a estudiar”.

“Es positivo que exista esta normativa de los polos de desarrollo y evidentemente que está el tema del criterio con que se van a determinar, pero los polos vendrán de la política energética y no de la política de la transmisión”, aclaró el abogado.

Fotos: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

Fernando Abara, socio de Abara & Cía, sostuvo que el reglamento de los polos de desarrollo “es uno de los más importantes de la ley para determinar los criterios del Ministerio de Energía porque eso no está claramente identificado hoy en la Ley”.

Carlos Barría, director ejecutivo de GPM A.G.

Nelson Donoso, gerente de Operaciones de Gasoducto del Pacífico Chile, de Innergy.

Claudio Seebach, vicepresidente ejecutivo de Generadoras de Chile A.G.

Rodrigo Miranda, gerente de Regulación del Grupo Saesa.

Región del Biobío Otro eje central tratado en el evento fue la identificación de la Región del Biobío como un futuro polo de desarrollo a partir de la actual matriz energética de la zona, compuesta de varias fuentes energéticas.

“Tenemos dos áreas con tremendos potenciales para el desarrollo eólico que los desarrolladores ya lo han visto y tienen los proyectos presentados al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (Seia), que son la costa entre la comuna de Arauco y la comuna de Lebu, y que es una zona con alta participación de comunidades indígenas, que son favorables al desarrollo energético y lo conciben dentro de su cosmovisión, pero requieren del diálogo previo antes de la instalación de los proyectos”, planteó la autoridad local.

Venegas también destacó el polo eólico que se localiza alrededor de las comunas de Los Ángeles, Negrete, Mulchén y Renaico: “es un polo sumamente atractivo para los desarrolladores porque la factibilidad de conexión ahí es bastante más simple ya que está cerca del troncal de transmisión de Charrúa, aunque es una zona distinta a las zonas que han albergado desarrollo

eólico en el país, pues hay viviendas cercanas y la normativa ambiental no tiene indicaciones respecto a la distancia de los aerogeneradores”.

El gas natural también fue analizado como una fuente energética susceptible de ser considerado como un polo de desarrollo en el Biobío, de acuerdo a lo planteado por Nelson Donoso, gerente de Operaciones de Gasoducto del Pacífico Chile de Innergy.

“Vemos que la región tiene un potencial importante, dado que tiene una red de gasoductos que nos interconecta con Argentina, en que marginalmente faltan 13 kilómetros para conectarse con el terminal Penco-Lirquén, lo que nos da un potencial, dependiendo de los escenarios que queramos poner, de 2.000 MW a instalar para generación termoeléctrica”, precisó el ejecutivo.

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La secretaria regional ministerial de Energía del Biobío, Carola Venegas, señaló que la energía eólica constituye una potencial área de proyectos de generación con acceso a la red de transmisión en la zona.

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Sociales

IV Foro Eléctrico del Sur, Foro SIC 2016 Cerca de 140 asistentes participaron en la IV versión del Foro Eléctrico del Sur, Foro SIC, organizado por el Grupo Editec en el Hotel Sonesta de Concepción, donde estuvieron presentes ejecutivos de empresas, consultores, académicos y autoridades. El evento abordó temáticas como la ley de transmisión, los desafíos energéticos de la región del Biobío, el futuro de las licitaciones eléctricas y las perspectivas de la biomasa como uso energético, entre otras materias.

Marcelo Matta, gerente de Operaciones del Grupo Saesa; Katherine Hoelck, jefa de Conexión de Centrales del Grupo Saesa, y Ricardo Cifuentes, jefe del área de Distribución del Grupo Saesa.

Fotos: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

Carlos Finat, director ejecutivo de Acera A.G.; Diego Lizana, director ejecutivo de la Agencia Chilena de Eficiencia Energética (ACChE), y Claudio Roa, director del CDEC SIC.

Jorge Goth, director de Conferencias de Editec; Carola Venegas, seremi de Energía del Biobío y Roly Solís, director de Revista ELECTRICIDAD.

Daniel Pincheira, director de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) de La Araucanía y Luis Ávila, superintendente de Electricidad y Combustibles (SEC).

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Jorge Rodríguez, gerente general de Interchile y Waleska Moyano, directora del CDEC SING.

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Rodrigo Miranda, gerente de Regulación del Grupo Saesa y Eduardo Calderón, gerente de Desarrollo Eléctrico de la vicepresidencia Comercial y de Desarrollo de Negocios de Transelec.

Sebastián López, abogado del Departamento Jurídico de la Comisión Nacional de Energía; Rosa Serrano, directora de Estudios y Regulación de Empresas Eléctricas A.G, y Cristian Lühr, jefe de la Unidad Licitaciones Eléctricas de la Comisión Nacional de Energía.

Carlos Barría, director de GPM A.G., y Daniel Canales, gerente comercial de Mainstream Renewable Power Chile.

Pablo Mackenna, gerente Division; Antonio del Río, product manager; ambos de Pesco.

Sebastián López, abogado del Departamento Jurídico de la CNE; Fernando Abara, socio fundador de Abara & Cía. Abogados, y Lutz Kindermann, presidente de WPD Chile.

Promotora; Camilo Villagran, analista de Negocios de Transmisión; Angela Castillo, jefe de Negocios de Transmisión CGE; promotora; todos de Transnet - Transemel.

Claudio Seebach, vicepresidente ejecutivo de Generadoras de Chile A.G. y Carola Venegas, seremi de Energía del Biobío.

Promotora; Augusto Wiegand, gerente general; ambos de Tusan.

José Rojas, subgerente Rhona Concepción; Paula Capponi, promotora; Alejandro Valdés, product manager; todos de Rhona.

Alex Opazo, jefe de Control; Carlos Barrientos, gerente comercial; Nicole Urrutia, promotora; Carlos Alarcón, jefe Control de Riesgo Operacional Temuco; María Luisa González, jefa Administrativa; Luis Aravena, Controller Gestión; Carlos Manríquez, supervisor Desconexiones; todos de Transelec.

Eduardo Soto, director de GTD Ingenieros Consultores y Jaime de Los Hoyos, director del CDEC SING.

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Sociales

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Informe Técnico

Fotomontaje del parque Santiago Solar una vez concluidas las obras.

Foto: Gentileza Santiago Solar.

NOMBRE: Parque fotovoltaico Santiago Solar.

Capacidad instalada

120MW

Inversión

US$165 millones

DESARROLLADOR: Santiago Solar S.A.

Generación anual

210 GWh

PROVEEDOR: Gestión Ambiental Consultores S.A (EIA)

CARACTERÍSTICAS: Proyecto consiste en la construcción y operación de una planta solar fotovoltaica, con una capacidad total instalada de 120 MW, con la localización de 372.240 módulos. Inyectará la energía producida en la línea Las Vegas-Cerro Navia de 110 kV, perteneciente al SIC.

Entrada en operaciones Segundo semestre

2017

Ubicado en Til Til

Proyecto fotovoltaico Santiago Solar suministrará 210 GWh desde 2017

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urante este semestre está contemplado el inicio de las obras del parque fotovoltaico Santiago Solar, impulsado por Andes Minning & Energy, que tendrá una capacidad instalada de 120 MW, a partir de 372.240 módulos fotovoltaicos que pretenden generar un promedio de 210 GWh al año al Sistema Interconectado Central (SIC).

El proyecto supone una inversión de US$165 millones y se ubicará en la comuna de Til Til, en la Región Metropolitana, en un terreno de 202 hectáreas pertenecientes a Agrícola Bauzá, emplazado a ambos lados de la Ruta 5. En junio de este año obtuvo la aprobación de la Resolución de Calificación Ambiental

(RCA), estimando la entrada en operaciones para el segundo semestre de 2017.

Santiago Solar es una de las empresas que se adjudicó bloques de suministro eléctrico para las distribuidoras en la licitación de 2014, presentando el precio más bajo del proceso, por lo que desde el próximo año se conectará al SIC desde la línea de subtransmisión Las Vegas-Cerro Navia de 110 kV. El tipo de módulo fotovoltaico que será utilizado en el proyecto tendrá una potencia unitaria entre 280Wp -340Wp, mientras que se instalarán cerca de 50 inversores centrales, con un rango de potencias entre 1.500 y 2.000 kW, los que tendrán un rendimiento

Informe Técnico

mayor al 98%, según indica la descripción del proyecto entregada al Servicio de Evaluación Ambiental (SEA).

El transformador de la subestación tendrá una potencia entre 90 y 100 MVA, para elevar la tensión de 30 kV a 110 kV, mientras que el sistema de 110 kV estará compuesto por dos paños para el seccionamiento de circuito de línea existente y un paño de barra de transferencia, los cuales serán instalados a la intemperie.

“El parque fotovoltaico Santiago Solar ocupará una solución fija para la estructura de soporte, con orientación hacia el norte y una inclinación aproximada de 23° para recibir de forma óptima la radiación solar. La estructura será metálica, de acero galvanizado tipo monoposte, biposte o similar”, precisa la Declaración de Impacto Ambiental del proyecto.

Compensaciones El Estudio de Impacto Ambiental del proyecto considera la recuperación de suelos, además de “la reforestación de 23 hectáreas con especies nativas arbustivas y arbóreas, y el enriquecimiento de 19 hectáreas de bosque nativo con Algarrobo y Guayacán”. Otra medida de compensación es la relocalización de la fauna en la zona durante la fase de construcción del proyecto, junto con programas de capacitación en incendios forestales y la prohibición de caza en el territorio del parque solar.

El sistema de cableado de la central contempla una red de conexión eléctrica subterránea entre la caja de agrupaciones, los centros de transformación y la subestación, que se emplazará en el sector noreste de la planta fotovoltaica.

En materia de relacionamiento con las comunidades, Santiago Solar estipula la instalación y mantención de luminarias solares para la comunidad Los Aromos. También se contempla “un plan de capacitación laboral”.

Fotomontaje con los paneles en los terrenos donde se instalará el proyecto.

Otra medida es la mejoría de las condiciones de suministro de energía para los habitantes de la comunidad, por lo que la empresa a cargo del proyecto realizará un “estudio de factibilidad en las 17 viviendas de la Comunidad de Los Aromos y mantenimiento preventivo de las instalaciones a lo largo de la vida útil del proyecto. En acuerdo con los vecinos, la iniciativa además se apoyará en el Fondo de Acceso Energético para Proyectos de Energización del Ministerio de Energía”.

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Adicionalmente el desarrollador del proyecto operará y mantendrá un vehículo eléctrico para el traslado de los habitantes de Los Aromos con el resto de la comuna, junto a la “apertura de un camino que conecte la localidad de Los Aromos y la Ruta G-132 (Camino a Polpaico) con el fin de mejorar el acceso a la localidad”.

Foto: Gentileza Santiago Solar.

El modelo de subestación a instalar será una GIS 130/30 kV, con conductores encapsulados en gas SF6. También se construirá un edificio que dispondrá de una sala independiente para las celdas de 30 kV, otra para mando, protecciones, control y comunicaciones, y otra sala para el sistema de 110 kV. “El edificio se completará con las dependencias adicionales como salas de control, informática, telecomunicaciones, vestidores, aseos y despachos de explotación”, señala el estudio presentado por los desarrolladores.

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

LO QUE NECESITAS SABER DE LA LEY DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA EL MINISTERIO DE ENERGÍA PROMUEVE VARIAS INICIATIVAS PARA PROFUNDIZAR EL IMPULSO A LOS SISTEMAS DE AUTOABASTECIMIENTO ENERGÉTICO CON ENERGÍAS RENOVABLES, CON EL CUAL SE PUEDEN OBTENER PAGOS POR LA INYECCIÓN HACIA LAS REDES DE CONSUMO ELÉCTRICO. ENTRE ELLAS ESTÁN EL PROGRAMA TECHOS SOLARES PÚBLICOS, EL PERFECCIONAMIENTO DEL REGLAMENTO DE LA LEY 20.571 Y LA PROMOCIÓN DE MODELOS DE NEGOCIO.

EL MODELO CHILENO El principal beneficio contemplado en la Ley para la Generación Distribuida es el derecho de los clientes regulados a inyectar los excedentes de energía eléctrica, producidos por equipos de generación sustentable en su propiedad, y a recibir un pago justo por la energía que aportan a la red de distribución.

Un principio importante, resguardado por el modelo de facturación neta chileno, es que evita el incremento de las tarifas eléctricas, al remunerar las inyecciones de los generadores distribuidos al mismo precio de la energía que la distribuidora paga a los generadores de gran escala, además de reconocer en el pago la reducción de pérdidas que estos sistemas ocasionan en la red.

Por el contrario, la aplicación de un modelo de medición

neta genera en el mediano plazo alzas de tarifa, pues, para el caso residencial, equivaldría a valorizar las inyecciones a la misma tarifa de consumo, remunerando los costos de la energía y también, los asociados a las redes eléctricas, entre otros.

Este pago adicional en las inyecciones generaría una menor recaudación para pagar las redes de distribución, lo que obligaría a elevar las tarifas eléctricas para compensar el déficit”.

El modelo chileno es destacado por Michael Coddington, investigador del Laboratorio Nacional de Energía Renovable de Estados Unidos, quien asegura que la generación distribuida “puede ser un muy buen enfoque para ayudar a estimular el mercado fotovoltaico en Chile. Ha demostrado ser una herramienta que ayuda a los clientes a reducir el costo de la energía y, a su vez, a Chile a alcanzar los objetivos de energía limpia y renovable”.

Instalaciones Registradas en SEC 60 50

50 Número de Instalaciones

H

ace 8 años, en Chile era impensable que las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) se desarrollaran sin subsidios. Actualmente, más del 10% de la electricidad que consumimos proviene de estas fuentes, aportando a la diversificación de la matriz, al cuidado del medio ambiente y a la disminución de las tarifas eléctricas. Hoy es el turno de la Generación Distribuida, que a menos de dos años de la implementación de la Ley 20.571, ya aporta 3,6 MW al sistema, a través de 246 instalaciones fotolvoltaicas de autoconsumo.

Si bien estos sistemas pueden ser atractivos para el sector residencial, son particularmente rentables cuando se aprovechan las economías de escala (sobre 40 kW, por ejemplo) y cuando son instalados en zonas de alta radiación solar. “Los proyectos fotovoltaicos resultan especialmente interesantes cuando se instalan en empresas, puesto que las condiciones tributarias contribuyen a la rentabilidad del proyecto. A la vez, estos sistemas en proyectos inmobiliarios aprovechan las tasas de interés de los créditos hipotecarios para su financiamiento a bajo costo”, explica Christian Santana, jefe de la División de Energías Renovables del Ministerio de Energía.

El modelo escogido para la Ley de Generación Distribuida en nuestro país, reconoce el tremendo potencial ERNC de Chile y la madurez tecnológica existente. “Chile no necesita subsidiar el desarrollo de las energías renovables. Ya podemos ver cómo se desarrollan proyectos exitosos en los sectores residencial, público, comercial, de servicios, industrial, vitivinícola y agrícola”, explican desde el Ministerio.

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Número de Instalaciones Línea de Tendencia

Centro Cultural Gabriela Mistral, GAM.

Centro Cultural Gabriela Mistral, GAM.

PROMOVIENDO LA OFERTA NACIONAL El Ministerio de Energía, con la colaboración del Programa de Energías Renovables y Eficiencia Energética (4e) de la GIZ Chile, impulsa el fomento de la oferta en Generación Distribuida con el Programa de Techos Solares Públicos. Esta iniciativa, financiada por el Ministerio de Energía, busca fortalecer la oferta de proveedores fotovoltaicos para autoconsumo y estimular la competitividad de estos sistemas, generando información pública de interés para clientes, empresas, inversionistas y financistas de proyectos de estas características.

“Con este programa ya se han instalado y conectado más de 30 proyectos fotovoltaicos en los techos de establecimientos públicos en poco más de un año, y

Teletón CALAMA.

espera terminar en 2017 con más de 100 proyectos a lo largo de Chile”, afirman desde el Ministerio.

Rainer Schröer, director del Programa 4e de la GIZ en Chile por encargo del Ministerio de Medio Ambiente alemán (BMUB), sostiene que gracias a esta última iniciativa “ya es posible notar una disminución en los precios de los sistemas solares, además de mejorar la calidad de las instalaciones, aumentar el número de empresas oferentes y la capacitación de expertos locales”.

Christian Santana destaca el trabajo que han desarrollado con GIZ, indicando que “nos han apoyado en el proceso de desarrollo normativo con la amplia experiencia alemana en generación distribuida, en el fortalecimiento de los equipos profesionales que trabajan en regulación y fiscalización, y en la implementación del Programa de Techos Solares Públicos”.

CÓMO FINANCIAR UN PROYECTO Uno de los modelos que el Ministerio de Energía vislumbra como buena alternativa para el financiamiento de la generación distribuida es el modelo ESCO, que ya ha sido adoptado exitosamente en Chile por algunas empresas, en sus proyectos de autoabastecimiento con ERNC. Este modelo permite superar la barrera de la inversión inicial, que es el principal desincentivo para instalar soluciones de autogeneración de energía.

Christian Santana explica que “una ESCO se hace cargo de la inversión y acuerda un pago mensual con el cliente por el servicio prestado, el cual está relacionado al ahorro en la cuenta eléctrica que genera el sistema de generación eléctrica instalado”.

Paralelamente, el Ministerio de Energía está trabajando

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

GENERACIÓN DISTRIBUIDA EN EL MUNDO ALEMANIA SUBSIDIA RENOVABLES A COSTO DE TARIFAS ELÉCTRICAS MÁS ALTAS PARA SUS CLIENTES Alemania posee políticas de feed in tariff que valorizan las inyecciones de generadores distribuidos a un precio mayor al que vemos en Chile. Como consecuencia, un 23% de la tarifa eléctrica residencial en Alemania está solo destinada a financiar los subsidios. Hoy Alemania está reduciendo fuertemente las tarifas feed in tariff con las que remunera sus inyecciones renovables, en parte, para frenar el alza de las tarifas eléctricas.

ESTADOS UNIDOS COMIENZA A MODIFICAR SUS POLÍTICAS DE “MEDICIÓN NETA HACIA LA “FACTURACIÓN NETA” PARA EVITAR ALZA DE TARIFAS Estados Unidos es un caso emblemático para la medición neta, pues este país adoptó este esquema de remuneración durante la década de los 90 en muchos de sus estados con el fin de incentivar la instalación de generación distribuida. Sin embargo, la penetración explosiva de generadores distribuidos, especialmente de techos solares, ha generado problemas de financiamiento para las empresas distribuidoras, obligando a los reguladores a elevar las tarifas eléctricas para compensar este efecto. Varios estados, como Maine, California o Vermont están modificando sus políticas de medición neta para poder amortiguar este impacto en las tarifas eléctricas.

con CORFO y con otras instituciones financieras, para implementar instrumentos de financiamiento que se adapten mejor a las características de los proyectos de autogeneración, que los instrumentos tradicionales de la banca local.

Para el académico de la Universidad Católica, Hugh Rudnick, la Generación Distribuida tiene un amplio potencial en Chile, debido a la disponibilidad de recursos de energía renovable, especialmente solares. A juicio del docente, la Generación Distribuida en el futuro deberá considerar “tecnologías económicas para almacenar energía”, además de otros desafíos, “como el cobro a los usuarios que inyectan energía a la red con equipos de autoabastecimiento y a los que no”.

Fiscalía, Calama. Techo Fotovoltaico financiado por el Programa Techos Solares Públicos.

PERFECCIONANDO EL ENTORNO PARA PROMOVER LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA El Ministerio de Energía potenciará la Generación Distribuida mediante el perfeccionamiento del reglamento de la Ley 20.571, “simplificando los procedimientos para la tramitación y conexión de los proyectos a la red de distribución, en particular para proyectos residenciales, clarificando los aspectos relacionados con la remuneración de la energía inyectada e incorporando procedimientos que faciliten la tramitación de conjuntos de proyectos, como los asociados a nuevos complejos residenciales inmobiliarios”.

Por otro lado, a fines de 2014 se creó una unidad especializada en generación distribuida en la SEC, que fue fortalecida este año, y que ha resultado fundamental para asegurar que los primeros proyectos que se acogen a la Ley de Generación Distribuida sean experiencias exitosas. Esto ha contribuído a la formación de los instaladores que están emprendiendo los proyectos y a una implementación eficaz del marco regulatorio por parte de empresas distribuidoras, instaladores y propietarios de los sistemas.

Finalmente, la SEC ha incorporado procedimientos

Explorador de Energía Solar en Chile: http://walker.dgf.uchile.cl/Explorador/Solar3/

•

Centro Cultural Gabriela Mistral, GAM.

electrónicos para la tramitación de proyectos y hoy los instaladores autorizados, ya pueden realizar en línea la inscripción de sus proyectos de generación de autoconsumo. A la vez, se está trabajando en la implementación de sistemas similares para la tramitación de los proyectos en empresas distribuidoras.

Mediante estas iniciativas, el Ministerio estima que “se profundizará la disminución de los costos asociados a la conexión de los proyectos y, por otra parte, se tendrá una mejor disposición al desarrollo de estos por parte de instaladores y potenciales usuarios”.

Programa Techos Solares Públicos: http://www.minenergia.cl/techossolares/

Columna de Opinión Por Daniel Gutiérrez,

abogado y socio de BGS Energy Law SpA.

Nueva normativa del

Coordinador Independiente es acertada la organización interna de la institución y contener las normas que aseguren su adecuado funcionamiento.

En esa línea, la normativa agregó un nuevo inciso que establece que El Consejo Directivo considerará la opinión de sus trabajadores en la definición de su organización interna (Art. 212-3).

Si bien la flamante figura jurídica del Coordinador ejercerá una función pública transcendente para el desarrollo económico del país, no será parte de la administración del estado, ni se le Recoger el sentir y la opinión del personal del Coordinador −alaplicarán las disposiciones del sector público, sujetando sus tamente calificado− será un valioso aporte para una armónica e integral configuración de actuaciones al marco reguLa normativa agregó un nuevo inciso latorio de la nueva normativa, su organización interna. que establece que El Consejo Directivo su reglamento y al derecho considerará la opinión de sus trabajadores Igualmente, cabe resaltar común, lo cual me parece en la definición de su organización interna. una muy lúcida incorporaacertado. ción normativa que dice La dirección y administración del Coordinador estará a cargo relación con las funciones del coordinador en el ámbito de de un Consejo Directivo, compuesto por cinco miembros (origi- investigación, desarrollo e innovación en materia energética nalmente eran siete), los cuales serán elegidos en un proceso (Art. 72-13). público y abierto, por el Comité Especial de Nominaciones, en Para lo anterior, se podrá, entre otros: la forma que lo dispone el art. 212-5.

• Efectuar un análisis crítico permanente de su quehacer, La nueva normativa establece que uno de los consejeros del desempeño del sistema y del mercado eléctrico. ejercerá como Presidente del Consejo Directivo, elegido de • Analizar y considerar la incorporación de nuevas tecnoconformidad con lo dispuesto en el artículo 212°-5. logías al sistema eléctrico.

• Promover la interacción e intercambio permanente de En relación a la disposición precedente, y teniendo en cuenta experiencias y conocimientos, con centros académicos la relevancia del cargo (tiene una remuneración mayor a la de y de investigación, así como con otros coordinadores u los otros consejeros) me parece que lo adecuado hubiese sido operadores de sistemas eléctricos. que el propio Consejo eligiese al presidente entre sus pares, Lo anterior, permitirá mejorar el desempeño del sistema elécy que este no venga impuesto de antemano por el Comité. trico nacional en forma plena y global, desde el punto de vista Por otra parte, el Consejo Directivo será el responsable de institucional, regulatorio, técnico y operacional, recogiéndose elaborar los Estatutos del Coordinador, los que deberán regular las mejores prácticas internacionales al respecto.

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E

l nuevo diseño normativo establece que el Coordinador es una corporación autónoma de derecho público, sin fines de lucro, con patrimonio propio y de duración indefinida (Art. 212-1).

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Informe Técnico

Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

Equipamiento eléctrico montado en central Nueva Renca.

SEC trabaja en actualizar las normas

Requisitos técnicos y de seguridad para el montaje eléctrico en plantas de GNL

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E

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l montaje eléctrico en plantas de generación a gas natural licuado (GNL) implica un riguroso proceso de aplicación de normas de seguridad y estándares técnicos para controlar riesgos y evitar potenciales accidentes durante la instalación de los equipos en este tipo de proyectos, según indican a Revista ELECTRICIDAD los especialistas en esta materia.

El jefe de Inspección Eléctrica de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC), Mariano Corral, señala que el montaje eléctrico en plantas de GNL, “está definido y regulado por la Norma NCH4/2003, que tiene un capítulo especial destinado a instalaciones eléctricas en ambientes explosivos. Dicho capítulo contiene una serie de requerimientos y especificaciones que estas instalaciones deben cumplir, para poder ser conectadas al sistema de distribución eléctrico”.

Estricta es la normativa para las instalaciones eléctricas en estos ambientes explosivos, considerando factores como cableado especial, ubicación de conductores y distancias mínimas de seguridad, entre otros aspectos.

El personero explica que la SEC actualmente trabaja en la actualización de la normativa en esta materia, “a fin de tener un reglamento de nivel mundial, con mayores exigencias de seguridad, que permitirán que el país pueda contar con instalaciones eléctricas más seguras”.

“La norma contempla una serie de detalles técnicos que han sido diseñados pensando en las características especiales que puede tener una central de GNL. Pensamos que este tipo de cen-

Informe Técnico

trales puede ser tan segura como cualquier otra instalación, siempre y cuando se respeten todos los requerimientos que contempla la norma 4 y, que esperamos, puedan ser mejorados con el nuevo reglamento en el que estamos trabajando”, agrega el especialista.

El especialista explica que el montaje eléctrico para la fase de operación de una central GNL “debe considerar un análisis de clasificación de área para detectar aquellas zonas donde una fuga o acumulación de gas pudiera ocasionar una explosión ante alguna chispa eléctrica. Lo anterior condiciona que, en algunos sectores de la planta, el montaje eléctrico debe considerar canalizado para áreas con riesgo de explosión.

En general, el diseño de este tipo de centrales hace que sean muy seguras de operar”.

“El objetivo de la norma es verificar que se hayan adoptado todas las medidas de seguridad para evitar accidentes que, en este caso por tratarse de combustibles, pudieran tener mayores efectos y consecuencias”, precisa el jefe de Inspección Eléctrica de la SEC.

Desafíos César Acuña sostiene que los principales desafíos en el montaje eléctrico para este tipo de centrales de generación “son los estándares de seguridad y dispositivos de anti explosión estipulados en la norma vigente, los que deben ser implementados, tanto en el montaje como en la carga y almacenamiento de GNL debido a su alto riesgo de explosión”.

Requisitos César Acuña, docente de Técnico e Ingeniería en Electricidad y Automatización Industrial de Duoc UC en Concepción, indica que en un proceso de montaje los puntos clave a considerar son “la instalación del centro de control de motores y alimentación eléctrica a las unidades, teniendo en cuenta que todas las conexiones eléctricas deben ser debidamente aisladas o encapsuladas previniendo así una posible explosión generada por una chispa o contacto eléctrico”.

Por su lado, Rodrigo Dassori señala que “el principal desafío se encuentra en el montaje del Interruptor del Generador (GCB), la red en Media Tensión, así como su conexión al transformador elevador de salida, ya que estos equipos tienen plazos relativamente largos de entrega, además requieren ser testeados profusamente según normativa, por lo que cualquier error de planificación o montaje necesariamente impactará al proyecto”.

Rodrigo Dassori, gerente de Proyectos de Pares&Alvarez, sostiene que en las centrales a GNL, comparadas con las centrales a carbón, en el montaje eléctrico “se aprecia una complejidad adicional entre una central a ciclo abierto y una a ciclo combinado, por el incremento en la cantidad de equipos”.

Foto: Gentileza Pares&Alvarez.

El académico menciona que dentro de los requisitos técnicos que se deben cumplir en materia de seguridad para el montaje están los “elementos (también denóminados fittings) cuyas funciones son fijar, soportar, cambiar la dirección o la dimensión de las tuberías y sacar arranques de estas, variar e interrumpir el flujo de gas, entre otros”.

Montaje de turbogenerador a GNL en Talara, Perú.

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A juicio de Corral el proceso de montaje eléctrico en estos casos “es bastante extenso y contempla una serie de exigencias, como cableado especial, ubicación de conductores y distancias mínimas de seguridad, entre otros aspectos.

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TENDENCIAS EN MONTAJE ELÉCTRICO

EXPERIENCIA EN EL MERCADO LOCAL

El servicio de excelencia de JORPA en el diagnóstico, mantención y montaje de transformadores

“P

oder predecir es tener las herramientas necesarias para desarrollar planes de acción”, afirma Mario Salazar, gerente de Operaciones de Jorpa Ingeniería S.A. Y es que, así como los transformadores juegan un rol clave en el suministro de energía, la asesoría experta en mantenimiento predictivo es fundamental en las decisiones de las empresas que utilizan estos equipos.

LOS ESPECIALISTAS DE LA EMPRESA DE INGENIERÍA HACEN DIAGNÓSTICOS a más de tres mil quinientos transformadores de poder y de distribución al año, para asegurar la operación continua de estos equipos.

“Si el análisis de aceite detecta una falla, decides qué hacer de inmediato: si retirar el transformador de servicio para una inspección y corregir allí los posibles hallazgos, o bien planificar con anticipación su reemplazo de modo de causar el mínimo impacto en la producción”, explica Salazar. Y es que el costo de tener un transformador fuera de operación significaría un mayor gasto, considerando que una multa equivale a la mitad del valor de un equipo.

Por eso, algunas subestaciones cuentan con un transformador de repuesto (redundante) y se preocupan de evaluar la condición de estado de la máquina cada cierto tiempo.

Un monitoreo tradicional puede significar tomar una muestra anual o semestral, según la recomendación del fabricante o la criticidad que representa el transformador en su instalación. Sin embargo, también hay que tomar en cuenta la sensibilidad del aceite a las condiciones de oxígeno, temperatura y humedad.

MONITOREO EN LÍNEA Actualmente, la tecnología permite el monitoreo de este tipo de equipos, lo que viene a ser como un seguro de vida para las operaciones, lo que es posible gracias al sistema inteligente SiMART, que se asocia a los sensores con que viene el transformador o los que son agregados por JORPA e integrados al sistema para permitir la detección de fallas incipientes que podrían amenazar la continuidad de la operación. Si esto ocurre se recibe una alerta inmediata, informando de la situación con recomendaciones de acción para evitar pérdidas para la empresa y ofrece variadas herramientas de gestión.

Con el respaldo de un sistema de gestión certificado bajo las normas ISO 9.001, ISO 14.001 e ISO 18.001, JORPA ofrece un servicio de excelencia adaptado a las necesidades específicas de sus clientes,

de desplazamiento y localización.

quienes traspasan a los especialistas su sistema de gestión de calidad y la forma de operar en relación con el medioambiente y la seguridad.

ASISTENCIA DE PRINCIPIO A FIN La trayectoria de Jorpa Ingeniería incluye montaje y puesta en servicio de transformadores de poder hasta 500 kV. La empresa

acompaña a sus clientes desde que toman su decisión de compra hasta el término de la vida útil del equipo, la que puede superar los 50 años, desarrollando pruebas como la elaboración y/o revisión de las especificaciones técnicas, inspección de pruebas finales en fábrica, verificación de las condiciones para transporte, monitoreo de las condiciones de transporte con acelerómetros para el registro de eventuales esfuerzos mecánicos axiales, verticales y horizontales sufridos desde el carguío durante el viaje y hasta la descarga y posicionamiento en su fundación definitiva, además de GPS para verificar velocidades

Una vez que el transformador está dispuesto en el lugar, JORPA realiza: montaje de los elementos que se retiraron para su transporte: acondicionar el aceite, filtrar, desgasificar y secar antes de su incorporación al estanque, además de llenarlo con aceite bajo vacío, evitando así dejar burbujas de aire en el interior, mediante un proceso de vacío mecánico de duración, acorde al tamaño y clase de tensión del transformador. Para mayor seguridad, nuevamente el volumen total del aceite es procesado al menos tres veces por la máquina de termo-vacío (secado, filtrado y desgasificado).

A continuación, rigurosos análisis al aceite serán ejecutadas para demostrar la efectividad del proceso y el cumplimiento de los parámetros de calidad. Así, el transformador puede enfrentar las pruebas de campo, la revisión de las conexiones y operación de su equipamiento de protección, control, medida y monitoreo, lo que dará paso a su puesta en marcha.

TENDENCIAS EN MONTAJE ELÉCTRICO

“

Si el análisis de aceite detecta una falla, decides qué hacer de inmediato: si sacarlo para una inspección y corregir; o tomar las precauciones para hacer el cambio sin que eso impacte la producción

”

Mario Salazar, Gerente de Operaciones.

Fabricación

Concepto de diseño Cubicación, materiales y planos. volt 500 000 volts

ador nsmisión transform transformador tra •Especificaciones, •Cálculo sísmico, •Cálculo de cortocircuito.

Pruebas finales •Parámetros constructivos.

•Ensayos dieléctricos.

•Pérdidas en carga y vacío.

•Impedancia.

•Prueba de impulso.

•Prueba de Calentamiento •Etc.

Supervisión y asesoría en toda la vida útil de los transformadores Jorpa Ingeniería ofrece a sus clientes una exigente supervisión y asesoramiento en el diseño, montaje, mantenimiento y reparación de transformadores eléctricos industriales. Su trabajo se basa en una amplia experiencia y en la oferta de servicios de primer nivel para el monitoreo y asistencia técnica 24/7 de los equipos, lo que redunda en una importante reducción de riesgos que deriven en altos costos por daños predecibles.

Desmontaje •Desarme del transformador.

•Vaciado de aceite, llenado con aire o nitrógeno súper seco.

Transporte •Desde la fábrica hacia el sitio de montaje.

•Transporte marítimo.

•Transporte terrestre con camión cama baja y escolta.

Servicios de monitoreo Jorpa ofrece a sus clientes el servicio SIMART de monitoreo 24/7 durante la vida útil de los equipos, que incluye un sistema de medición de aceites, análisis DGA e interpretación para diagnóstico.

Montaje y Comisionamiento

Sergio Palacios, Gerente General spalacios@jorpa.cl

Desarme y disposición final •Supervisión en desarme de transformadores al finalizar su vida útil.

+56 2 29598900 Supervisión post montaje •Análisis de aceite una vez al año, mediciones eléctricas cada 2 a 4 años, tratamiento del aceite, regeneración a los 10 años, •Reemplazo accesorios, eliminación de filtraciones, etc.

•Montaje de piezas.

•Proceso de filtrado, desgasificado y secado de aceite.

•Proceso de vacío mecánico hacia el transformador hasta llenarlo.

•Tratamiento final al aceite, hasta completar al menos tres pasadas.

Pruebas de campo Repetición de parte de las pruebas de fábrica.

www.jorpa.cl

Reseña de la empresa Jorpa es sinónimo de Ingeniería de vanguardia en mantenimiento, montaje, reparación, asesoría e inspección para transformadores de poder y equipos eléctricos.

Con 30 años en el mercado eléctrico la empresa es reconocida a nivel mundial, con alianzas de importantes empresas internacionales. Cuenta con el Laboratorio más importante de América Latina para análisis de líquidos aislantes y un área I+D para el desarrollo de tecnologías y servicios de punta como lo es SiMART.

TENDENCIAS EN MONTAJE ELÉCTRICO

MONTAJE EN ALTA TENSIÓN

Escuchar a los clientes,

el bastión con que Comulsa conquista al mercado

C

omulsa, líder en comercialización de soluciones y servicios para la industria eléctrica, fue pionera en la introducción de los primeros medidores de tarifa horaria en Chile.

Más de 35 años después, la empresa –que también marca presencia en Perú y Colombia- continúa conquistando al mercado no sólo con instrumentación y equipos de medida, sino también con el desarrollo de proyectos de ingeniería que abarcan todas las etapas que requiere la solución de una problemática: instalación, puesta en marcha y post venta.

LOS ESPECIALISTAS DE LA EMPRESA -QUE HA DESARROLLADO FUERTEMENTE SU ÁREA DE INGENIERÍA Y DESARROLLO- están constantemente innovando para entregar

un servicio integral, que va desde la arquitectura hasta la puesta en marcha de una solución.

“Hacemos permanentes visitas para realimentarnos de las necesidades de los clientes y buscar cómo armar las soluciones. En nuestra empresa las estrellas son las personas, porque todos los que trabajamos acá sabemos que tenemos que producir con un buen estándar”, sostiene Erich Lorber, gerente de Alta Tensión de Comulsa.

El servicio integral que ofrece la compañía -que representa a las mejores marcas de equipos europeos y americanos- incluye una OTEC dedicada exclusivamente a la capacitación, a través de la cual los especialistas pueden traspasar su vasta experiencia en electricidad, en el lugar que los clientes requieran.

Además, el área de Servicio Técnico ofrece reparaciones y certificaciones, cuenta el gerente de Ingeniería y Desarrollo, Fabritsio Salazar. “Tenemos un laboratorio que certifica los productos eléctricos, pues el cliente ya no se conforma con la certificación de fábrica. Por eso, contamos con equipamiento de pruebas y gente especializada en las normas”, explica.

UN PASO ADELANTE En un mercado cada vez más exigente, los desafíos son grandes. Para llevar la delantera en tecnología y conocimiento, Comulsa invierte en sus colaboradores, quienes han recorrido las ferias más importantes del mundo para traer a Chile las

Erich Lorber, gerente de Alta Tensión.

últimas tendencias de países como Japón, Australia, Irlanda y Estados Unidos.

“En nuestras capacitaciones internas discutimos los problemas nacionales y vamos viendo cómo llegar a una solución. En general, estamos pendientes de lo que pasa afuera y pasamos mucho tiempo en terreno con los clientes. Esas mismas necesidades las transmitimos en la Gerencia y así nos adelantamos. Se junta el hecho de que siempre oímos al cliente y que la empresa invierte en sus trabajadores y en sus ideas”, comenta Erich Lorber.

La experiencia internacional que ha adquirido Comulsa y el reconocimiento que se ha ganado tanto en el mercado

chileno como en el peruano y el colombiano, ha llevado a la empresa a cerrar importantes alianzas con nuevos proveedores para seguir expandiendo el abanico de soluciones integrales dispuesto para el sector eléctrico.

“En esta área convergen distintas especialidades, cualquier ingeniero, electricista o técnico formado en electricidad puede desarrollarse acá, porque hay mucha información y el carácter de cada uno es resolver permanentemente las dudas. El apoyo continuo es el espíritu de todos y esa forma de trabajar nos permite entregar una asesoría completa y comprometida a nuestros clientes”, finaliza el gerente de Alta Tensión de Comulsa.

TENDENCIAS EN MONTAJE ELÉCTRICO

“

Estamos pendientes de lo que pasa afuera y pasamos mucho tiempo en terreno con los clientes. Esas mismas necesidades las transmitimos en la gerencia y así nos adelantamos. Se junta el hecho de que siempre oímos al cliente y que la empresa invierte en sus trabajadores y en sus ideas

”

Erich Lorber, gerente de Alta Tensión de Comulsa

La asesoría integral y comprometida de Comulsa El desarrollo de proyectos de ingeniería que abarcan todas las fases que requiere la solución de una problemática es la propuesta de valor que ofrece Comulsa.

Clientes tradicionales Minería

Equipo humano de excelencia

Nuevos mercados Ernc

Industrial

SOLUCIÓN INTEGRAL A CLIENTES

Alta tensión

Patios eléctricos

Ingeniería y desarrollo en normativas de seguridad eléctrica

Suministro de equipos Elementos de seguridad Erich Lorber elorber@comulsa.cl

Productos destacados Reconectadores

(56)224954000

Elementos de seguridad

www.comulsa.cl

Reseña de la empresa COMULSA es una empresa líder en la comercialización de soluciones y servicios del ámbito eléctrico. Distribuye productos de primer nivel mundial y presta servicios de mantención, reparación de equipos e instrumentos eléctricos y asistencia en terreno. Cuenta con un Sistema de Gestión de Calidad basado en el mejoramiento continuo de nuestros procesos, apoyándonos permanentemente.

COMULSA originalmente nace para comercializar medidores de tarifa horaria, aprovechando la oportunidad en el año 1981 de la aplicación de una ley que obligaría el uso de este tipo de medidores inexistentes en Chile.

Líder en soluciones de ACERO para el mundo.

Empresa internacional • Más de 65 años de experiencia • Sobre 4.000 proyectos ejecutados • Más de 1 millón 200 toneladas de acero utilizadas

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Planta GNL Quintero

Edificios de procesos industriales para plantas: • Termoeléctricas • Hidroeléctricas • Biomasa • Ciclo Combinado

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Seminario

ACENOR 2016 13° ENCUENTRO ANUAL DE CLIENTES LIBRES DEL SIC Y SING

28-07-16 4:05 p.m.

RELATORES • Sr. Máximo Pacheco Matte, Ministro de Energía.

• Sr. Pablo Benario Troncoso, Ingeniero Civil Electricista; Ex Ejecutivo de la CNE, Director y actual Presidente del CDEC-SING.

“Los actuales cambios y los que se prevén en la legislación eléctrica y su impacto en los clientes libres”

• Sres. Gerardo Sanz De Undurraga y Esteban Cañas Ortega, Abogados Asociados Estudio Jurídico Vergara y Cía.; Investigadores de la Facultad de Derecho de la Pontificia Universidad Católica.

POR QUE PARTICIPAR

• Sr. Juan Cembrano Perasso, Ingeniero Civil Electricista, Director y actual Presidente del CDEC-SIC.

Para disponer de antecedentes actualizados, y tener una opinión informada frente a los importantes cambios que se están planteando en materias energéticas, y que afectan los costos y precios de la energía eléctrica y la seguridad y calidad de servicio en un marco esperado de mayor competencia dentro de la industria eléctrica nacional.

• Sr. Claudio Roa Sepulveda, Ph.D. Imperial College de Inglaterra; Ingeniero Civil Eléctrico; Académico Universidad de Concepción, Director suplente del CDECSIC. • Sr. Sergio Francisco Illanes Rojas, Ingeniero Civil Electricista, Director Suministro Eléctrico Distrital de Codelco Norte; Director de ACENOR. • Sr. Nelson Cuello Ramirez, Ingeniero, Subgerente de Mantención de Cristalerías de Chile, Ex Director de ACENOR.

Jueves 08 de Septiembre 2016

09:00 a 18:30 horas. Hotel Plaza San Francisco, Alameda 816, Santiago (Metro U. de Chile).

Inscripciones

secretaria@acenor.cl c.c. dir.ejecutiva@acenor.cl, indicando nombre de las personas a inscribir adjuntando Formulario de Inscripción (descargar en www.acenor.cl).

• Sr. Elias Valenzuela Urrea, Ingeniero Civil Industrial, Certified Energy Manager (CEM), Diplomado en Mercados Eléctricos, Gerente de Mantenimiento y Gestión de Energía de Papeles Bío Bío S.A. y Presidente de ACENOR.

Energía

En Magallanes

Enap: Acuerdo con

ConocoPhillips implica inversiones de hasta US$100 millones

¿Cuáles son los detalles del alcance del acuerdo con ConocoPhillips y qué implicancias tiene para las operaciones de Enap esta iniciativa?

ConocoPhillips se compromete a participar en el desarrollo de actividades de exploración y explotación, en fases sucesivas, con una inversión estimada que podría llegar a ser entre US$70 millones a US$100 millones para los próximos años, lo que permitirá contar con experiencia internacional, recursos y tecnología, permitiéndonos aprovechar el potencial disponible de hidrocarburo no convencional en la zona de Magallanes. ¿Qué impacto prevén para el mercado local de combustibles con esta iniciativa?

En primer lugar nos permite reafirmar nuestro compromiso con Magallanes, asegurando el abastecimiento de gas para la región. Además, dependiendo del éxito de las exploraciones, se abre la posibilidad de incursionar en nuevos mercados, a nivel regional, nacional e internacional. ¿Puede mencionar el tipo de tecnologías que aportará ConocoPhillips a Enap Magallanes?

La llegada de ConocoPhillips nos entregará ex-

Ramiro Parra, gerente de Enap Magallanes, afirma que con esta medida contarán con la experiencia y tecnología internacional para aprovechar el potencial disponible de hidrocarburo no convencional en la región austral. periencia en la perforación de pozos con fracturas hidráulicas horizontales, lo que nos permitirá ser más eficientes y aprovechar de mejor manera el potencial no convencional confirmado en Magallanes. ¿Tienen planificado cómo será la explotación diaria de tight gas, una vez que las operaciones estén en su peak?

La planificación se realizará una vez que finalice la primera etapa, que es el proceso exploratorio.

Luego de contar con estos resultados, se verá cómo se realizará el proceso de explotación, lo que estará sujeto al volumen y demanda del producto. ¿Hay una estimación de cuánta inversión se requiere para avanzar en la explotación de hidrocarburos no convencionales en Magallanes?

Durante los últimos años, Enap ha realizado una inversión histórica, que solo durante 2016 alcanza los US$260 millones.

Ramiro Parra, gerente de Enap Magallanes.

Foto: Gentileza Enap Magallanes.

Nº197 | agosto 2016 | www.revistaelectricidad.cl

O

ptimista se encuentra Ramiro Parra, gerente de Enap Magallanes, luego de la firma del acuerdo entre la empresa estatal y la estadounidense ConocoPhillips, puesto que plantea oportunidades para la exploración y explotación de hidrocarburo no convencional en la zona, con nuevas tecnologías en la perforación de pozos con fractura horizontal.

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

Modicon M340, un equipo a toda prueba Robustez, versatilidad y adaptabilidad son las cualidades que destacan al autómata programable que Schneider Electric ofrece para mejorar diversos procesos industriales.

E

l especialista global en gestión de la energía, Schneider Electric, está conquistando a varias industrias productivas con el equipo PAC Modicon M340, que se ha integrado en mercados tan diversos como la minería, agua, viticultura o diversas máquinas.

“Este autómata es bastante versátil y, por lo tanto, no está radicalmente segmentado. Puede operar a 4 mil metros de altura en aplicaciones mineras, así como en la industria del vino o en la agroindustria. Además son muy utilizados en producción de agua potable y tratamiento de aguas servidas a lo largo del país, donde tenemos una impor tante par ticipación”, afirma el Activity Manager Industrial Automation de la empresa, César Silva.

Igualmente, el equipo destaca por su robustez ya que, además de operar a 4000 msnm, puede ser utilizado en condiciones climáticas adversas como ambientes salinos y en zonas con humedad de hasta 95%, en un amplio rango de temperatura, desde -25°C a +70°C, en áreas donde existan polvos conductivos o atmósferas sulfurosas y soporta hasta 3G de vibración y 30G en choques mecánicos, lo que lo hace un

equipo ideal para aplicaciones donde estas condiciones podrían destruir a cualquier otro equipo.

Su uso normalmente está orientado a dar flexibilidad a los sistemas de la industria moderna, permitiendo que desarrollen tareas repetitivas, adaptándose a los cambios propios de la aplicación como de su entorno.

“Presión, temperatura, caudales, volumen y altura, son algunas de las variables que se pueden medir”, explica Silva.

“Gracias a la disposición de un impor tante número de sensores es que este PAC Modicon M340 opera como uno de los cerebros del sistema de control, en una amplia gama de procesos. De esta manera, en cualquier industria es posible aprovechar las distintas condiciones de la materia prima y su entorno, debido a la rapidez y precisión en la recolección de datos que ofrece este equipo gracias a su velocidad de procesamiento de 7 Kinst/ms, muy superior a equipos similares”, comenta el especialista de Schneider Electric.

“El PAC Modicon M340 es parte de PlantStruxure, una potente oferta de soluciones de automatización compuesta por el primer ePAC del mundo, Modicon M580, modernos

PC’s Industriales con o sin SCADA incluido, una amplia gama de Paneles de Operación HMI y todos ellos comunicados a través de redes industriales estándares como Modbus TCP o Ethernet/IP. Todo lo anterior puede resultar aún más productivo si lo concebimos dentro del poderoso DCS PSX PES de Schneider Electric”, añade.

UN ALIADO FECUNDO Que la energía sea segura, confiable, eficiente y productiva para sus clientes es la misión de Schneider Electric. Por eso, la multinacional proporciona soluciones que apuntan a la optimización de procesos. Pero esto no sólo se traduce en una oferta de excelencia, donde la innovación es constante pues la compañía especialista en gestión de la energía también planifica su trabajo de acuerdo a las necesidades concretas de cada cliente, impulsando una mayor eficiencia en la gestión de inventarios.

Para ello, la empresa trabaja día a día por mejorar la automatización y establecer conectividad en todas partes, con complejas aplicaciones de control de procesos en todos los sectores industriales de Chile y el mundo.

www.schneider-electric.cl

Foto: Gentileza Presidencia.

Energía

Presidenta Michelle Bachelet promulgó la nueva Ley de Transmisión en un acto realizado en el Palacio de La Moneda.

Normativa entró en vigencia

Nueva Ley de transmisión:

L

a implementación de los siete reglamentos que contiene la nueva Ley de Transmisión eléctrica es la principal tarea pendiente para las autoridades y los actores de la industria local, desde donde destacan los alcances de la normativa, promulgada en julio por la Presidenta Michelle Bachelet, respecto al actuar del coordinador independiente del sistema nacional, los polos de desarrollo y la planificación estratégica de largo plazo.

El ministro de Energía, Máximo Pacheco, señaló a Revista ELECTRICIDAD que “nos hemos propuesto que en un plazo máximo de un año vamos a tener todos los reglamentos ya dic-

La Presidenta Michelle Bachelet encabezó la promulgación del cuerpo legal, por lo que ahora viene su implementación en un proceso de consulta pública a cargo de la Comisión Nacional de Energía.

tados, los cuales son muchos, considerando además que a partir del próximo año habrá un solo CDEC que coordinará la transmisión eléctrica desde Arica hasta Chiloé”.

La nueva normativa contempla la elaboración, por parte de la Comisión Nacional de Energía

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Gobierno espera tener dictados los siete reglamentos en un año

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Energía

Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

(CNE), de siete reglamentos que actualmente están en proceso de consulta pública en las áreas temáticas de planificación energética; fijación del procedimiento para la determinación de franjas preliminares; sistemas de transmisión y de la planificación de la transmisión; valorización, remuneración y pago de la transmisión; coordinador independiente del sistema eléctrico nacional; coordinación y operación del sistema eléctrico nacional, y la elaboración de normas técnicas.

Visiones Ramón Galaz, gerente general de Valgesta Energía, indica a Revista ELECTRICIDAD, que la elaboración de los respectivos reglamentos “tienen un grado de complejidad alto y por lo mismo el proceso de la CNE supone un armado de mesas de trabajo, donde participan distintos agentes del mercado”.

Transmisión de la central hidroeléctrica Angostura en la región del Biobío.

El ejecutivo explica que “el abanico de temas a abordar es muy amplio, por lo que es un desafío importante para un plazo de 12 meses”.

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Principales puntos de la normativa

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• Fortalece las funciones de coordinación del sistema eléctrico actual, ampliando la condición de coordinados a los propietarios de instalaciones de servicios complementarios.

• Perfecciona la regulación de los servicios complementarios, entregándole al Coordinador la función de elaborar un informe técnico.

• Se instauran reglas para la creación y desarrollo del mercado de servicios complementarios a través de licitaciones y subastas.

• Se recoge el estándar y práctica internacional para la elaboración de la normativa técnica de detalle para el funcionamiento del sistema eléctrico, mediante un proceso público.

• Crea el Decreto de Emergencia Energética, para casos de sismos o catástrofes naturales, el que será dictado por el Presidente

de la República, previo informe del Ministerio de Energía.

• Incorpora el Sistema de Interconexión Internacional, el que estará constituido por las líneas y subestaciones eléctricas destinadas a transportar la energía para efectos de posibilitar su exportación o importación.

• Establece mecanismos de planificación y definición de polos de desarrollo de generación eléctrica que permitan operar con sustentabilidad y accesibilidad a todos los actores.

• Incorpora al Estado en la definición de los trazados y emplazamiento de los nuevos sistemas de transmisión, especialmente en aquellos de servicio público, incluyendo aspectos ambientales, territoriales, ciudadanos, técnicos y económicos.

Según Fernando Abara, socio fundador de Abara & Cía. Abogados, la nueva Ley es “bastante positiva por la incorporación de los estudios de franja y los estudios de planificación de largo plazo con holguras, para que la transmisión se adelante a los proyectos de generación, y así haya un sistema armado sin trabas para estos últimos proyectos”.

Sin embargo, a su juicio, una de las deudas que tiene “es el excesivo control por parte de la autoridad en materia de financiamiento, sanciones, remociones, presupuesto y normas técnicas que hará la CNE en un proceso participativo, pero no vinculante. Eso habría que mejorar. Es relevante cómo se implementará la Ley y para eso hay temas que se irán a reglamento y otras a resoluciones exentas, pero el trabajo fino estará en los primeros”.

A juicio de Patricio Segura, vocero de Patagonia Sin Represas, aunque la “normativa es un avance en algunos aspectos, como el mayor involucramiento del Estado en un sector que se resiste a ser regulado, la no incorporación de la cuota de ERNC en los polos de desarrollo lo entendemos como el interés de sembrar con grandes represas el centro sur y sur austral de Chile. Basta ver los derechos de agua ya entregados a empresarios y eso será foco de conflicto”.

Energía

En temas ambientales y sociales

La experiencia

de Canadá en hidroelectricidad

U

na larga experiencia en la administración de hidroelectricidad posee Mike Martelli, presidente de Generación de Energías Renovables y Comercialización de Electricidad en Ontario Power Generation, empresa estatal (del gobierno de la provincia de Ontario) de Canadá, una de las mayores generadores de ese país.

Mike Martelli es uno de los ejecutivos clave en la gestión de centrales hidroeléctricas en el país del norte, donde destaca el relacionamiento que tienen con las comunidades indígenas que en algunos casos participan económicamente de los proyectos, recibiendo ingresos por las operaciones.

El ejecutivo también es director de la Asociación Canadiense de Hidroelectricidad, por lo que vino a Chile a participar en Expo Apemec 2016, donde aprovechó de conversar con Revista ELECTRICIDAD.

¿Cuál ha sido la experiencia de Canadá en materia de relacionamiento con las comunidades que viven cerca de las plantas de energía hidráulica?

Antes de empezar algún desarrollo nuevo en temas

Mike Martelli, presidente de Generación de Energías Renovables y Comercialización de Electricidad en Ontario Power Generation.

hidroeléctricos iniciamos una discusión con los pueblos indígenas para ver dónde ellos podrían verse afectados por la instalación de estas operaciones y eso suele darse en comunicaciones con los jefes de las comunidades indígenas y en foros abiertos.

En algunos casos los pueblos indígenas invierten dinero en el desarrollo estos proyectos y con la participación que tienen reciben un flujo estable de dinero.

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¿Qué medidas se han adoptado para garantizar a lo largo de los años, el desarrollo sostenible de los recursos hídricos de Canadá para la generación eléctrica?

Nuestro proceso de evaluación ambiental es bastante completo: investigamos la flora, fauna, la vida acuática y las comunidades. También hay muchas instancias y oportunidades para que la gente hable sobre nuestras instalaciones. Antes de operar este tipo de centrales establecemos un plan de gestión de agua, en que se indican las alturas y flujos de los caudales.

Foto: OPG.

¿Cuáles son las características específicas de las energías renovables en Canadá, especialmente con referencia a las pequeñas centrales hidroeléctricas?

Hay una nueva tendencia a construir centrales de pasada y recientemente se ha empezado a reconocer a la energía hidroeléctrica como renovable y como una solución para el cambio climático.

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LA EDITORIAL TÉCNICA Y DE NEGOCIOS LÍDER DE CHILE

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El 8 de septiembre, en el Hotel Plaza San Francisco de Santiago, se realizará el seminario “Los actuales cambios y los que se prevén en la legislación eléctrica y su impacto en los clientes libres”, en el marco del 13° Encuentro Anual de Clientes Libres del SIC y SING, organizado por la Asociación de Consumidores de Energía No Regulados (Acenor A.G.).

Rubén Sánchez, director ejecutivo de Acenor, señala que el encuentro “busca crear una instancia de análisis y discusión entre representantes de clientes libres, autoridades y académicos respecto a los principales cambios normativos que están sucediendo dentro del sector, que resultan fundamentales para clarificar el marco eléctrico teórico y práctico donde se desenvuelven los consumidores no regulados”.

A su juicio el foco del debate estará centrado en “determinar los costos y precios

futuros de la energía eléctrica que son imprescindibles para emprender nuevos desarrollos e inversiones dentro de la industria nacional, siendo importante participar para disponer de antecedentes actualizados, y tener una opinión informada, sobre los cambios que se están planteando en materias energéticas, y que sin duda no solo tendrán impactos en costos y precios de la energía eléctrica, sino también en términos de seguridad y calidad de servicio”.

La actividad contará como expositores con la participación de destacados actores del mundo energético como Máximo Pacheco, Ministro de Energía, los Presidentes actuales del CDEC-SING y CDEC-SIC, abogados de la Universidad Católica, consultores y directores de Acenor.

Ministros de Energía de Argentina y Chile, Juan José Aranguren y Máximo Pacheco, respectivamente.

Las tecnologías en subestaciones que traerá la línea Polpaico-Cardones Una serie de innovaciones tecnológicas dentro del SING y el SIC tendrá el proyecto de transmisión de la línea Polpaico-Cardones, de 500 kV, que realiza Interchile y que supone el levantamiento de 753 kilómetros desde la Región de Atacama a la Metropolitana, donde se contempla la construcción de tres nuevas subestaciones: Nueva Cardones, Nueva Maitencillo y Nueva Pan de Azúcar.

• Subestaciones encapsuladas en gas SF-6: Este tipo de subestaciones (conocidas por la Sigla GIS / Gas Insulated Switchgear) son equipos compactos diseñados para instalación en espacios reducidos que minimizan el impacto visual y ambiental en los alrededores de la misma; minimizan el área total de instalación, con lo cual se hace un uso más eficiente del espacio, permitiendo darle una mejor utilidad en actividades productivas y/o recreativas para la comunidad.

Estos sistemas se instalan en ambientes hostiles, con condiciones de viento y polvo, así como temperaturas extremas. Su mantenimiento es reducido, pues la

primera inspección se realiza a los 10 años, además de que su tecnología y geometría son aptas para zonas con alta sismicidad.

• Equipamiento con aislamiento polimérico: Sus materiales son resistentes a la radiación ultravioleta, altamente hidrófobos, livianos, de fácil montaje o remplazo. Además de soportar los efectos de un sismo por su flexibilidad y liviandad, la tecnología reduce la probabilidad de ruptura o caída de equipos, con la consecuente salida de servicio en casos de sismos fuertes.

• Sistemas de control de última tecnología: Las subestaciones están siendo equipadas con el Sistema de control Siprotec 5 de Siemens y el uso de protocolos IEC61850. Este sistema opera con conexión física de fibra óptica entre las unidades de bahías y relés, las cuales se conectan bajo el esquema PRP, que es una red doblemente redundante que permite contar con los equipos en una condición de operación 24/7 Hot-Hot, y disponibles ante la caída o falla de un sistema de fibras ópticas o switches.

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Clientes libres del SIC y SING analizarán cambios en legislación eléctrica e impacto en el sector

gas. Esta es una forma de estar creando confianza y defender el interés de ambos países para tener mayor energía limpia”.

Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

Chile y Argentina profundizarán su acuerdo de intercambio de gas, a través del mecanismo de los swaps, aprovechando la infraestructura existente en ambos países, señaló el ministro de Energía, Máximo Pacheco, durante el primer encuentro de integración energética, organizado por la Cámara Chileno- Argentina de Comercio en el Hotel Ritz de Santiago.

“Existen otras alternativas de conexión eléctrica que están siendo estudiadas por la Comisión Nacional de Energía (CNE) y por la Secretaría de Energía Eléctrica de Argentina. Por otra parte, ambos países estamos evaluando la conveniencia y factibilidad de intercambiar gas, a través de swaps, usando la infraestructura existente”, afirmó Pacheco.

El ministro de Energía de Argentina, Juan José Aranguren, coincidió con su parte chileno, señalando que “estamos hablando de la oportunidad de hacer swaps de intercambios de gas que permiten a Argentina valorizar y aumentar su producción, usando gasoductos en el lado Pacífico y de esta manera tener una mayor oferta de

ESCENARIO ENERGÉTICO

Chile y Argentina estudian profundizar intercambios de gas mediante mecanismo de swaps

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Solución Integral en Transformadores de Poder: 1: Inspección en fábrica 2: Armado Transformadores In Situ 3: Pruebas eléctricas de puesta en Servicio 4: Análisis y medición de descargas parciales.

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Tema - Desafíos de tener una matriz energética mayormente renovable.

Con el objetivo de abordar los desafíos de la operación futura, el directorio del CDEC-SING se reunió con el equipo de profesionales del Centro de Energía de la Universidad de Chile para intercambiar conocimientos e identificar líneas de acción conjuntas en el futuro, de cara a la interconexión de los sistemas chilenos.

“La experiencia internacional presente en estos profesionales y los resultados de los estudios realizados, constituyen un gran valor para nuestras organizaciones. Por ello, hemos compartido los estudios con los equipos de ambos CDEC y, especialmente, con el Comité de Integración de ambos direc-

Seminario del Cigré analizó desafíos del Sistema Interconectado Nacional La evolución y desarrollo de la interconexión SIC-SING fue el tema que abrió el seminario organizado por el Comité Chileno del Consejo Internacional de Grandes Redes Eléctricas (Cigré), “Desafíos técnicos para el nuevo sistema interconectado nacional”.

Al comenzar la jornada y luego de la bienvenida de los anfitriones, realizada por Juan Carlos Araneda, presidente del Cigré, el ingeniero argentino Roberto Molina, especialista en sistemas de potencia, expuso sobre los eventos oscilatorios que afectaron al Sistema Argentino de Interconexión (Sadi), la principal red de transporte

torios, y dado nuestro interés en difundir estas experiencias serán puestos a disposición de toda la industria” señaló Pablo Benario, presidente del directorio CDEC-SING. Al encuentro asistieron los profesores Rodrigo Moreno, Claudia Rahmann y Sebastián Puschel del Centro de Energía.

Por el CDEC-SING, por su parte, acompañaron a Pablo Benario los directores Pilar Bravo, Jaime De los Hoyos, Waleska Moyano, junto a los ejecutivos del organismo coordinador Daniel Salazar, director técnico; Juan Carlos Araneda, director de Planificación y Desarrollo, y Patricio Valenzuela jefe de Operaciones.

de energía eléctrica del país vecino.

Luego de escuchar la experiencia argentina, los asistentes conocieron la visión sobre los proyectos involucrados en la interconexión y los cambios a la ley, expuestos por el jefe de la Unidad de Planificación de la Comisión Nacional de Energía, (CNE), Enrique Farías. A su juicio, los desafíos van más allá de la función pública que tendrá el Coor-

ESCENARIO ENERGÉTICO

CDEC-SING y Universidad de Chile abordan desafíos del sistema eléctrico nacional

dinador Independiente del Sistema Nacional y estarán estrechamente vinculados a la competencia, la innovación y la robustez del sistema.

Plantean enfocar debate en cambios a la distribución

Marcelo Tokman, gerente general de Enap y Andrés Kulhman, gerente general de Transelec, abordaron el tema de la eficiencia energética en el seminario del Consejo Mundial de la Energía .

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Thomas Keller también señaló que “para avanzar hacia una mayor eficiencia energética es importante trabajar en tres áreas: mayor información y educación a la población; tener mejores regulaciones que fomenten un uso más eficiente de la energía, en particular en el caso de la calefacción, y promover un mayor uso de la electricidad, que es una fuente eficiente de energía”.

Foto: Gentileza Enap.

El gerente general de Endesa Américas, Luca D’Agnese, planteó la necesidad de avanzar en reformas para el segmento de la distribución, a fin de hacer frente a los nuevos desafíos tecnológicos de esta industria.

El ejecutivo participó en el seminario “Las perspectivas del sector energético chileno en el corto, mediano y largo plazo”, organizado por el Comité Chileno del Consejo Mundial de la Energía, en su primera actividad en Chile, donde también expusieron el ministro de Energía, Máximo Pacheco; el gerente general de Enap, Marcelo Tokman, y el gerente general de Colbún, Thomas Keller, entre otros actores del sector.

En el evento, Pacheco afirmó que “el mercado por sí solo no puede coordinar todos los esfuerzos de los privados. Los privados no pueden definir los trazados de las líneas, eso debe hacerlo el Estado”.

La autoridad también reiteró que la mayor inversión en energía dentro del país “se ha dado por la confianza que hay en las reglas del juego que tenemos en esta cartera”.

Por su parte, Marcelo Tokman, gerente general de Enap, señaló que “la eficiencia energética constituye una buena opción para el desarrollo de nuestro país, considerando que implica ahorros en diferentes sectores productivos”.

“Es importante que las empresas internalicen la eficiencia energética en sus operaciones productivas. El negocio no solo mejora cuando hay más ventas, también es necesario incentivar la innovación”, subrayó Tokman.

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Seminario energías renovables: visión de largo plazo ¿cómo alcanzar las metas?

Octubre

Septiembre

SEPTIEMBRE / OCTUBRE

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“Los actuales cambios y los que se prevén en la legislación eléctrica y su impacto en los clientes libres”

la transmisión de la información, mientras que Daniel Salazar se refirió al proceso de transformación que vive la industria.

“Las licitaciones que vienen van a configurar un mapa distinto al que conocemos”, dijo Salazar, valorando la investigación que se está haciendo en ese sentido.

Según el ejecutivo, el futuro necesita nuevos modelos de optimización y predicción, flexibilidad, normativa ambiental, servicios complementarios y, por supuesto, capital humano.

XIII Foro SING Organiza: Grupo Editorial Editec Lugar: Hotel Enjoy de Antofagasta Contacto: forosic@editec.cl Más información: www.forosing.cl

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II Foro Solar Enersol Organiza: Grupo Editorial Editec Lugar: Hotel Enjoy de Antofagasta

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ESCENARIO ENERGÉTICO

parse a nuevos crecimientos, contando con elementos estructurales y operacionales en la red que faciliten el proceso.

“Necesitamos detectar oportunamente los desafíos técnicos, mayor capacidad de gestión para coordinar el aumento de empresas, más supervisión y estudios de la red y mejor tecnología en control y supervisión (Scada, PMU, AGC, etc.)”, afirmó Salgado.

Zambrano también abordó la necesidad de aumentar los estándares de seguridad en

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Felipe Zambrano, gerente del Centro de Control de EnorChile, unidad que coordina, supervisa y opera remotamente centrales de generación, abordó la importancia del monitoreo y el telecontrol, señalando la necesidad de mejorar la confiabilidad de las pronósticos en el ámbito energético, especialmente en el sector eólico.

El ejecutivo participó en el desayuno “Operación de ERNC en el Sistema Interconectado Central”, organizado por Enor Chile, donde también expusieron el director técnico ejecutivo del CDEC SIC, Andrés Salgado, y el director técnico del CDEC SING, Daniel Salazar.

De acuerdo a Zambrano, “las predicciones se basan en variables como la velocidad del viento, pero no hay retroalimentación para ir mejorando la curva. Desde el Centro de Control se envía información al CDEC, pero aún mucha información es manual y estamos trabajando en eso”, comentó.

Por su lado Salgado valoró la diversidad de tecnologías presentes en la industria, que ha permitido una mayor flexibilidad para la operación de centrales variables, por lo que mencionó el desafío de poder antici-

Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

Coordinadores de sistemas eléctricos plantean mejorar predicción de ERNC

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Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

Turbina instalada en la central Los Hierros de Besalco Energía.

En proyectos nacionales

Turbinas para mini hidro:

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ás de 150 proveedores de turbinas para mini hidro registra actualmente el mercado chileno, de los cuales más de 100 son proveedores internacionales, especialmente de Italia, Alemania, Austria, Suiza y China, mientras que cerca de 50 son fabricantes nacionales, de acuerdo al catálogo elaborado por el Ministerio de Energía que fue publicado en julio.

Paulina Pérez, encargada del Plan 100 Mini Hidro de la Unidad de Gestión de Proyectos del Ministerio de Energía, señala a Revista ELECTRICIDAD que las turbinas “son las tecnologías de mini hidro más maduras de las ERNC, permitiendo que exista un precio competitivo para este tipo de proyectos, con diferentes rangos de potencias”.

El catálogo de proveedores lanzado por el Ministerio de Energía registra más de 150 empresas que ofrecen estos equipos en el país, siendo el modelo Francis el que más se utiliza en pequeñas centrales, seguidas de las turbinas tipo Pelton.

De acuerdo a la especialista las turbinas se escogen en función del caudal y de la altura de la caída del río en que se emplace una mini central, lo cual es compartido por Carlo Bonifetti, socio de BMG Hidroconsultores, quien sostiene que la turbina “es el corazón de una central mini hidro, pues es la encargada de la generación eléctrica a través de la transformación de la energía cinética del agua en energía mecánica”.

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Nuevas tecnologías para un mercado maduro

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A su juicio, el equipo electromecánico, que incluye turbina, generador y tableros eléctricos y de control, representa entre un 20% a 25% de la inversión total de una mini hidro, añadiendo que las potencias de las turbinas que se usan en el país tienen entre 250 kW hasta 20 MW.

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“En un proyecto de este tipo la turbina hay que verla al final de la lista de partes de un estudio de factibilidad para determinar la que corresponde a cada sitio, lo que depende de la relación caudal-altura de caída”, complementa el consultor.

Paulina Pérez y Carlo Bonifetti señalan que a nivel internacional y en Chile los tipos de turbinas más utilizados en proyectos mini hidro son los modelos Francis, que se usan para caídas intermedias; turbinas Pelton, enfocadas a caídas de mayor altura –de 100 a 200 metros– y las turbinas Kaplan, tipo hélices o axiales que se usan para caídas de cinco a 10 metros.

“La Francis es la más usada porque tiene mayor eficiencia al tener un rango más amplio para ocupar respecto a las

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Carlo Bonifetti explica que las principales características de las turbinas para mini hidro es que presentan “un alto avance en metalurgia, con componentes metálicos de acero inoxidables y de acero al carbón y bronce”.

Otro elemento destacado por el especialista es la tecnología que incorporan: “tienen mucho desarrollo en el control automático en base a electrónica que hace que las centrales funcionen sin la vigilancia de operadores presentes, sino que se puede operar por control remoto, por computador o hasta por telefonía celular”.

Bonifetti señala a Revista ELECTRICIDAD que las actuales turbinas “tienen controles de anuncios para avisar cualquier problema o fallas eléctricas, además de otras variables como aumento de temperatura, vibraciones más

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otras turbinas, ya que se usa desde 5 metros cúbicos por segundo a 1.000 metros cúbicos por segundo, mientras que las turbinas Pelton se ocupan para alturas de 500 metros y caudales más bajos”, precisa la Profesional del Ministerio de Energía.

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Turbina tipo Francis de central mini hidro en el SIC.

allá de lo normal o el enfriamiento de los componentes por el agua. Si estas señales sobrepasan los límites de seguridad, la turbina se detiene automáticamente”.

Actores

Turbina tipo Pelton de eje vertical operando en el SIC.

“En los últimos años hemos mejorado mucho el sistema de control y tenemos una oficina en Osorno que se ocupa del monitoreo de todas las centrales y equipos las 24 horas para resolver cualquier problema en las centrales”, asevera el especialista.

En su opinión “Chile tiene muchas oportunidades y por eso estamos invirtiendo en muchos proyectos. Tenemos centrales terminadas y dos

La turbina hidrocinética Otra tecnología de turbinas que se utilizan son las hidrocinéticas, la cual pretende debutar en Chile con un proyecto de Corfo para soluciones energéticas en el sector de la acuicultura, como explica Gonzalo Tempier, académico de la Universidad Austral: “esta turbina es de flujo libre y se parece a una turbina eólica, pero está en el agua y no tienen ningún tipo de intervención de obras civiles en el cauce del río, aprovechando solamente la velocidad del flujo y no un diferencial de presión propiamente tal. Normalmente son de potencias más bajas, entre 5 kW a

500 kW, dependiendo del río donde se instalen y de su profundidad y velocidad del flujo de agua”.

“Algunas de estas turbinas son flotantes, tipo catamarán, que se anclan al fondo del río o a sus costados.

Hay algunas que están adosadas a estructuras existentes, como bocas de diques”, agrega Tampier.

El docente señala a Revista ELECTRICIDAD que esta turbina “no necesita el concepto de caída de agua de forma directa porque lo que interesa es la velocidad del flujo, lo que depende de la pendiente del río y de su caudal”.

que empezamos como los proyectos Palmares y Cumbres, de 15 y 19 MW, respectivamente, los que tendrán turbinas Pelton, además de otros cincos proyectos en estudio que esperamos ingresar en los próximos años.

Otro actor conocido en el segmento de turbinas es la empresa Zeco (también italiana). Su director comercial Vittorio Apolloni afirma a Revista ELECTRICIDAD que en el país emplean turbinas Francis, Pelton y Kaplan.

“Tenemos los tres tipos de turbina y hemos puesto la atención en la calidad y capacidad del equipo de producir energía con continuidad, por lo que debe tener también un sistema de control y monitoreo a distancia para manejar los datos de la turbina y sus parámetros de control a fin de garantizar que estos equipos funcionen cada día durante todo el año”, agrega el ejecutivo.

Apolloni dice que la tendencia en la industria internacional de turbinas es la fabricación con acero inoxidable, forjado y no fundido, y en una única pieza para garantizar la calidad del material.

A su juicio “el mercado chileno ya está maduro y en una próxima etapa llegarán proyectos mini hidro de baja caída con turbinas Kaplan y turbinas sumergibles que se utilizan en Europa y que acá en Chile pueden tener muchas ventajas.

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Andrea Costamagna, ingeniero de proyectos de Scotta, afirma a Revista ELECTRICIDAD que “en Chile trabajamos mucho con turbinas Pelton de eje horizontal y vertical porque la mayoría de los proyectos tiene una caída alta y caudales pequeños, aunque en Chile la tendencia es la turbina Francis porque tienen mejor rendimiento respecto a la turbina Pelton”.

Foto: Gentileza Ministerio de Energía.

La empresa italiana Scotta es uno de los actores en materia de turbinas para proyectos mini hidro, toda vez que actualmente tiene instalado estos equipos en 11 proyectos en las regiones de Coquimbo, Biobío, Los Ríos y Los Lagos, con capacidades instaladas entre 1 MW y 19,2 MW.

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Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

Energía

Perspectivas a futuro muestran un incremento en el consumo eléctrico para el transporte.

Consumo en el futuro

Los desafíos que plantea la electromovilidad a la distribución eléctrica

En el último tiempo se ha experimentado un crecimiento de este tipo de transporte en el país, lo que genera una serie de desafíos para el segmento de la distribución eléctrica, entre los cuales están las mayores necesidades de rampa en la red, aumento de flexibilidad para la demanda de vehículos, el desarrollo de redes inteligentes (Smart grid) y la implementación de una infraestructura de puntos de recarga en ciudades y hogares, según indican a Revista ELECTRICIDAD los especialistas en el tema.

Las perspectivas indican un aumento de la demanda de electricidad en el sector transporte, lo que supone más de una tarea para este segmento de la industria.

Chilectra, señala que las perspectivas a futuro muestran un incremento en el consumo eléctrico para el transporte, el que “superará los 800 GWh a 2022. Esta energía se dividirá, por una parte, entre el consumo de autos y buses eléctricos, que será aproximadamente de 430 GWh (basado en las proyecciones de crecimiento de los vehículos eléctricos realizada por el ministerio de Medio Ambiente en la Nama e-mobility readiness Plan).

Mientras que la energía restante correspondería al Metro de Santiago, que también seguirá construyendo líneas, por lo que podría superar los 400 GWh de consumo”.

Proyecciones Jean Paul Zalaquett, gerente de Innovación de

Para Esteban Gil, académico del Departamento

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L

a electromovilidad es la forma que se transportan las personas y la carga con tecnologías basadas en la electricidad, concretándose en automóviles, buses, bicicletas, camiones y otros medios de transporte, explica Claudio Gavilán, jefe del área de Transporte de la Agencia Chilena de Eficiencia Energética (AChEE).

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Energía

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de Ingeniería Eléctrica de la Universidad Técnica Federico Santa María, la transición de combustibles fósiles hacia la electricidad implicará un aumento en el consumo eléctrico dentro del transporte.

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enviar señales que permitan coordinar el proceso de carga entre múltiples vehículos. Desde el punto de vista del software se necesita que los algoritmos que se utilicen sean más inteligentes, manejando grandes cantidades de datos y de comunicaciones entre los distintos equipos”.

“Hay que pensar que los patrones de uso de los vehículos eléctricos son relativamente semejantes; mucha gente llegará a sus casas a recargarlos a la misma hora, lo que significa requerimientos para la red, en términos de muchas cargas de demanda simultánea. Esto implicaría mayores necesidades de rampa (demanda de energía) a la misma hora, por lo que la flexibilidad del sistema adquirirá un papel más relevante”, afirma el docente.

Jean Paul Zalaquett aclara que “si bien la cifra de consumo futuro es considerable (800 GWh a 2022) representará solo el 2,2% de la demanda eléctrica de la Región Metropolitana. Esta es una cifra inferior al crecimiento vegetativo anual, por lo tanto Chilectra cuenta con las condiciones necesarias, en cuanto a infraestructura eléctrica y capacidad de sus redes, para absorber ese consumo”.

A su juicio también se necesitarán ajustes “a nivel de hardware para desarrollar cargadores más inteligentes que sean capaces de comunicarse con otros cargadores de vehículos, además de

Otro desafío −según Esteban Gil− para que la distribución acoja la mayor demanda de vehículos eléctricos es el desarrollo de redes inteligentes, “con medidores que sean capaces de proveer

Energía

señales de precio, porque con una tarifa plana, como tenemos actualmente, se debe ver cuál es el incentivo del usuario para cargar su auto de la manera más rápida posible. En este instante, con una tarifa plana no existe ningún aliciente para postergar en algunas horas la carga del vehículo”.

El ejecutivo explica que el proceso actual para la implementación de puntos de recarga no es complejo: “el cliente realiza la solicitud de recarga en un lugar público o privado. Chilectra luego realiza el estudio de factibilidad (tipo y cantidad de vehículos a cargar, potencia necesaria, disponibilidad de energía en el lugar, red cercana, etc.). Luego se selecciona el cargador a instalar, se realizan obras civiles y eléctricas, las pruebas y la puesta en marcha definitiva”.

Bus eléctrico de Chilectra que opera en el centro de Santiago.

Para Juan Dixon, académico de la Facultad de Ingeniería de la Universidad Católica, es necesario contar con suficientes estaciones de carga rápida en diferentes zonas de Santiago y otras ciudades, “ya que estos permiten “llenar” las baterías hasta el 80% de su capacidad total en unos 20 minutos”.

El académico también sostiene que se debe permitir a los usuarios que posean este tipo de

Cómo opera una recarga para vehículos eléctricos Juan Dixon explica que existen dos modalidades de recarga eléctrica para la cual están adaptados los vehículos: 1) Carga rápida: Se logra un 80% en 20 minutos, con un sistema que carga las baterías con alta corriente.

Solo es posible utilizarlo en estaciones de recarga especiales (estaciones de servicio).

2) Carga convencional o carga lenta: Tiene un 100% de la carga en 6 horas, y puede realizarse en cualquier lugar, incluyendo el domicilio particular, los estacionamientos comerciales y los lugares de trabajo.

En este caso la carga la controla el mismo vehículo, pasando la energía a través de sistemas electrónicos que controlan el flujo de energía que llena las baterías.

vehículo “venderle energía a las distribuidoras en horas punta, cuando el vehículo no se esté utilizando, y comprarla (cargar) durante las horas de baja demanda”.

“Además, los vehículos deben llevar un sistema portátil que les permita cargarse en cualquier enchufe convencional (con capacidad de unos 10 a 15 amperes). También debe haber precios de la energía preferentes, considerando que este medio de transporte contribuirá a disminuir la contaminación”, añade Juan Dixon.

Claudio Gavilán indica que el desarrollo de la infraestructura para enfrentar la demanda está condicionado por el avance del mercado. “En la medida que haya un incentivo a la compra de vehículos eléctricos se verá el desarrollo de la infraestructura, porque hoy es la oferta y la demanda lo que está frenando el desarrollo de la electromovilidad y el segmento de la distribución está esperando que haya más necesidad para impulsar las redes de carga”, asevera.

Esteban Gil concluye que también se debe considerar que el mayor desarrollo de la electromovilidad significará un almacenamiento distribuido dentro de la red eléctrica. “Esto significa que las baterías de los vehículos conectadas a la red podrían proveer algún tipo de servicio complementario si se coordinan adecuadamente, para aportar a la flexibilidad de la red”.

Nº197 | agosto 2016 | www.revistaelectricidad.cl

El desarrollo de infraestructura es otro factor clave para la masificación de la demanda eléctrica en el transporte. Actualmente existen seis electrolineras en la Región Metropolitana, las que suministran un total de 479 MWh de energía al año, según sostiene Jean Paul Zalaquett.

Foto: Gentileza Chilectra.

Infraestructura

59

La empresa Comulsa, en el marco de Expomin 2016, presentó a los visitantes de la feria su oferta de productos Noja Power, los cuales son reconectadores probados bajo los estándares ANSI C37.60 y los switchgear de BT acorde estándares IEC y AS. Estos dispositivos también están testeados por laboratorios

Siemens lanzó nueva tecnología de protección para subestaciones eléctricas Siemens lanzó una nueva tecnología de control y protecciones para subestaciones eléctricas, llamado Process Bus. El nuevo equipo de control y protecciones digital se dio a conocer en CasaPiedra, a cargo de los especialistas José Francisco Sanchez, Jesús Tello y José Malagón, quienes realizaron pruebas en sitio para mostrar las bondades de esta tecnología a los más de 50

acreditados. Entre sus principales características está la capacidad de producción de su fábrica en Brisbane, Australia, además de que cuentan con certificaciones Internacionales en laboratorios independientes conocidos en la industria internacional, como Kema, Simstars, TCA y UQ.

Ingeteam logra contrato para monitorizar el estado de aerogeneradores por todo el mundo

asistentes.

Dentro de los beneficios del Process Bus, destaca la reducción del cable de cobre que se usa en una subestación eléctrica, ya que se mide directamente de los sensores, utilizando la fibra óptica Ethernet. Con ello, se optimizan las labores de mantenimiento y se incrementa la seguridad, evitando condiciones de cableado abierto en los relés.

La empresa Ingeteam firmó un contrato para el monitoreo de vibración, supervisión y diagnóstico de estado de más de 550 MW repartidos en parques eólicos de todo el mundo, utilizando la herramienta Ingesys CMS, que permite adelantarse a los posibles problemas que se puedan detectar en el aerogenerador, como fallos en la multiplicadora o problemas en

MERCADO ELÉCTRICO

Foto: Gentileza Siemens.

Comulsa presentó reconectadores Noja Power para el mercado local

los rodamientos.

El servicio incluye el análisis predictivo, suministro, instalación y puesta en marcha de más de 280 equipos Ingesys CMS en tecnologías como Vestas, General Electric, Alstom, y Repower, entre otras, repartidos en parques eólicos por todo el mundo, principalmente en Italia, México, Bulgaria, Grecia y EE.UU.

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Yokogawa Electric Corporation anunció el lanzamiento del sensor remoto digital EJXC40A, un transmisor de presión diferencial de la serie DPharp EJX, que viene equipado con dos sensores de presión conectados con un cable eléctrico, ofreciendo un rendimiento superior en la medición de nivel de líquidos en grandes estanques y la presión diferencial con fluidos de alta presión.

Los transmisores de presión y de presión diferencial son utilizados en industrias de petróleo, petroquímica y química, en aplicaciones tales como pozos de petróleo y gas. Mediante la medición de la diferencia de presión en dos puntos en un estanque o tubería, estos transmisores pueden calcular nivel, caudal, y densidad de líquidos, gases y vapor.

El EJXC40A consta de dos sensores de presión separados que están conectados entre sí por un cable eléctrico.

Sobre la base de la diferencia de presiones medidas por cada sensor, determina el nivel de líquido, flujo volumétrico y presión de líquidos, gases y vapor de agua. El sensor sirve para mediciones de nivel de líquido en estanques de gran tamaño; medición de presión diferencial fina, y medición con fluidos de alta presión teniendo una alta presión diferencial.

Foto: Gentileza Yokogawa Chile.

Yokogawa lanza nuevo sensor remoto digital para medir nivel por presión diferencial

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MERCADO ELÉCTRICO

ABB University en Chile inaugura centro de entrenamiento solar

Geppert Hidropower alista planta de producción de equipos para pequeñas hidroeléctricas La empresa austríaca Geppert GmbH, dedicada al desarrollo de construcción de equipos electromecánicos para pequeñas centrales hidroeléctricas, construye una nueva fábrica, de más de 6.500 metros cuadrados destinados a la producción, además de 3.000 m2 de almacenes y 1.400 m2 de oficinas.

“Este fue quizás uno de los proyectos más importantes y más intensos que la empresa haya encarado en los últimos años”, señaló Guntram Geppert, gerente de Geppert GmbH. La nueva infraestructura está pensada en cubrir las crecientes necesidades de los mercados internacionales, entre los que especialmente Chile cumple un papel cada vez más importante para el desarrollo de las actividades en la región.

Geppert Hidropower fabrica turbinas tipo Pelton, Francis, Kaplan y diagonales, equipos reguladores y de automatización, además de ofrecer el equipamiento electromecánico que necesita, desde la conexión de tuberías hasta las salidas de cables (water to wire).

En una ceremonia a la que asistieron los embajadores de Suiza y España, Edgar Dörig y Carlos Robles, respectivamente, se inauguró el centro de entrenamiento solar de ABB en Chile ubicado en Vicuña Mackenna, Ñuñoa, Santiago.

Se trata de 60 módulos fotovoltaicos policristalinos configurados a través de dos inversores modelo TRIO de 7,5 kW que juntos suman 15 kW. Actualmente se generan unos 1.959 kWh al mes, lo que evita emisiones de nueve toneladas métricas de CO2 al año.

“Además de generar energía para el autoconsumo, el objetivo es contar con un laboratorio de pruebas para clientes, estudiantes, miembros de la academia y colaboradores, ya que está conectado al sistema de control DCS Symphony Plus, lo que permite el monitoreo, supervisión y control remoto del centro. Queremos que las personas puedan cambiar parámetros, visualizar indicadores de desempeño y trabajar con sus equipos de mantenimiento en ABB University”, explicó Marcelo Schumacker, Country manager director de ABB en Chile.

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La división hidroeléctrica de Indar Electric firmó un contrato con la Empresa Nacional de Electricidad (Ende) de Bolivia, para el suministro de generadores hydro de la central hidroeléctrica de Miguillas, situado en el departamento andino de La Paz, provincia de Inquisivi en Bolivia. La central aportará recursos equivalentes al 14% del total instalado en el Sistema Interconectado Nacional de Bolivia. Este proyecto supone el segundo activo hidroeléctrico que Indar generará en el país, después del recientemente entregado para la central de Misicuni destinado al mismo cliente.

62

Foto: Gentileza ABB Chile.

Indar generará más de 250 MVA hidroeléctricos en un solo proyecto en Bolivia

Marcelo Schumacker, Country manager director de ABB en Chile, en el corte de cinta del Centro de Entrenamiento Solar junto a Ejecutivos ABB y los embajadores de Suiza y España.

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Designaciones José Silva fue designado como ingeniero de Ventas Especialista en productos de Baja Tensión para las regiones del Biobío y la Araucanía de ABB en Chile. El ejecutivo es ingeniero eléctrico de la Universidad del Bío Bío, con más de 11 años de experiencia en ventas en la zona sur. Dentro de sus responsabilidades está desarrollar el mercado de productos de Baja Tensión a través de los canales de distribución junto con estrechar lazos con los clientes locales.

Acesol

Gabriel Neumeyer fue elegido como el nuevo presidente de la Asociación Chilena de Energía Solar (Acesol), reemplazando en el cargo a Andrés Bogolasky, quien pasó a ser vicepresidente del gremio.

Neumeyer es CEO de la empresa Sunbelt y desde 2005 participa en el segmento de la energía solar en el país, desempeñándose como Latin America Manager para la división solar de Schüco International. Es ingeniero en Energías Renovables de la Universidad de Ciencias Aplicadas de Bielefeld, Alemania.

MERCADO ELÉCTRICO

ABB Chile

AES Gener

Endress+Hauser presentó su nuevo radar para la medición de nivel continua sin contacto, que se adapta a las aplicaciones de tratamiento de aguas y aguas residuales y de servicios en todas las industrias. Se trata del FMR10/ FMR20, que es uno de los primeros radares sin contacto con puesta en marcha, operación y mantenimiento por aplicación Bluetooth.

Las curvas de señal se visualizan mediante la aplicación en todos los teléfonos o tabletas con tecnología Bluetooth (iOS, Android). La operación del FMR20 es también posible mediante Hart o indicador remoto.

AES Gener

Javier Giorgio asumió la gerencia general de AES Gener en reemplazo de Luis Felipe Cerón. Giorgio se desempeñaba como vicepresidente de Operaciones de la empresa. Es ingeniero eléctrico de la Universidad Tecnológica Nacional de Argentina. En el año 1997 ingresa al grupo AES, primero como gerente comercial de AES Andes Distribución y luego, como gerente general de AES Argentina Generación.

Otras características de estos radares son su diseño de chip compacto de radar único eficiente, además de tener un acceso remoto inalámbrico mediante Bluetooth, incluso en zonas con peligro de explosión o zonas de difícil alcance.

Schneider Electric dentro las empresas más atractivas en Top Global Talent de LinkedIn Schneider Electric logró la clasificación global como una de las 40 empresas más atractivas del mundo en el Top Global Talent de LinkedIn, la red social orientada a los negocios. La compañía se encuentra en el puesto número 30 del listado y aparece como la segunda de la industria y país (Francia).

La lista es la primera clasi-

ficación de este tipo que se basa en las acciones de los usuarios de LinkedIn. Su metodología incluyó solicitudes de trabajo, compromiso y capacidad de retención. Los equipos editoriales de la red social analizaron más de 433 millones de perfiles para llegar a una puntuación combinada que se utiliza para clasificar a los ganadores.

AIE

Victor Grimblatt, asumió la presidencia de la Asociación de la Industria Eléctrica-Electrónica (AIE), reemplazando en el cargo a Juan Menchaca.

Es ingeniero en microelectrónica del Institut Nationale Polytechnique de Grenoble en Francia, e ingeniero civil electrónico de la Universidad Técnica Federico Santa María. Actualmente es director gerente de Synopsys Chile y paralelamente es profesor en la Universidad de los Andes y en la Universidad de Chile.

Finning

Marcos Astudillo asumió como gerente de Marketing Digital de Finning Sudamérica. El ejecutivo es ingeniero comercial de la Universidad de Santiago de Chile y está finalizando un master en Marketing y Dirección Comercial de la Universidad Adolfo Ibáñez, además de haberse especializado en certificación SEM y Marketing Digital en Google Qualified Certificated.

Yokogawa Chile

de Santiago de Chile.

Mauricio Uribe asumió como Ingeniero de Ventas de Instrumentación y Soluciones en la zona centro-norte para Yokogawa Chile. El ejecutivo es ingeniero civil industrial de la Universidad Mayor y cuenta con el título de Ingeniero Eléctrico (mención automatización), y como tecnólogo en Automatización de la Universidad

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Endress+Hauser presentó nueva tecnología radar para mediciones

Luis Felipe Cerón asumió la presidencia ejecutiva del directorio de AES Gener. El ejecutivo es ingeniero civil de Industrias de la Universidad Católica y master of Science en Contabilidad y Finanzas de The London School of Economics & Political Science. Desde 1999 se ha desempeñado en distintas jefaturas dentro de AES Gener. Desde 2002 hasta junio 2016 fue CEO de AES Gener, teniendo bajo su responsabilidad las operaciones de AES en Chile, Colombia y Termoandes, en Argentina.

63

ÍNDICE DE AVISADORES

ABB S.A.

Tapa 4

Acenor

40

AES Gener

6

AIE

60

General Electric

Geppert

GIZ

IFT Energy

30 - 31 - 32 56

48

50 Jorpa Ingeniería S.A.

Cigre

52

36 - 37

48

Comulsa

Edyce Metalúrgica S.A.

Enersol 2016

Felval S.A.

8

Newsletter Electricidad al día

46

Portal www.revistaelectricidad.cl

50

Power Machines

58

52

46

FIMM Equipment

50

Tapa 3

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 Grupo Editorial Editec S.A. Edificio Plaza Bellet, Antonio Bellet 444, piso 6.

Providencia, Santiago, Chile.

Código postal: 750 00 00.

Tel.: +56 2 2757 4200, Fax: +56 2 2757 4201.

E-mail: ventas@editec.cl.

Internet: www.revistaelectricidad.cl Representantes en el extranjero

40

Ferretería Amunátegui

ForoSing 2016

KDM 38 - 39

46

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

CHILE

Ingesat Centro de Marketing Industrial

12 - 13

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

Schneider Electric Chile S.A.

Tapa 2 - 42

Siemens

2

Trafo Energy

54

Transformadores Tusan S.A.

62

ESTADOS UNIDOS: Detlef Fox, D.A. Fox Advertising Sales, Inc. detleffox@comcast.net 5 Penn Plaza, 19th Floor New York, NY 10001 Tel.: 212 896 3881 ALEMANIA, AUSTRIA Y SUIZA: Gunter Schneider, GSM Internacional info@gsm-international.eu Alma-Mahler-Werfel-Str. 15 D-41564 Kaarst / Alemania Tel.: +49 2131 – 51 1801 ITALIA: M. Ester Weisser mewe@fastwebnet.it Vía Fratelli Rizzardi 22/3, 20151, Milán, Italia Tel.: +39 02 452 6091, Fax: +39 02 700 502 233 RESTO DE EUROPA: Phil Playle, Lansdowne Media Services phil@im-mining.com 2 Claridge Court, Lower Kings Road, Berkhamsted, Hertfordshire, HP4 2AF, UK., Tel.: +44 (0) 1442 877 777, Fax: +44 (0) 1442 870 617

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64

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