Revista ELECTRICIDAD 199 octubre 2016

199 ISSN 0717-164 octubre 2016 | Año 25 www.revistaelectricidad.cl

Interconexiones abren nuevos caminos al SING

Principales desafíos de los ganadores de la última licitación

Central termoeléctrica Kelar inyectará 4.076 GWh al SING

Potencial de cogeneración en Chile llega a 1.500 MW

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Reportaje Central

Interconexiones abren nuevos caminos al SING

Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

Sumario Energía

Los principales desafíos de los ganadores de la última licitación eléctrica

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Editorial

15 30

Sociales

2° Seminario de Integración CDEC: “Unidos por la energía de Chile”

10 Energía

Rodrigo Sáez, gerente general de Enorchile

“El desafío de la interconexión está en un tema regulatorio” Entrevista central

Ramón Galaz, gerente general de Valgesta Energía:

“El marco regulatorio de la distribución debe ser revisado”

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22

23

27

Energía

Escenario Energético

35

Energía

Cogeneración en Chile: Van instalados 800 MW y potencial

llega a otros 1.500 MW

40

Gobierno estudia comercializador para agregar demanda de clientes libres

Columna de Opinión

43

Victor Grimblatt: La industria se encuentra en la antesala de grandes cambios Informe Técnico

Columna de Opinión

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Central termoeléctrica Kelar inyectará 4.076 GWh al SING

Tecnología robótica en limpieza de paneles fotovoltaicos

Arturo Molina: Las ERNC y la capacitación de profesionales y técnicos Empresas

Ley de transmisión plantea el desafío de certificar la calidad de materiales

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Mercado Eléctrico

Informe Técnico Ingeniería en equipos de Alta Tensión

199 ISSN 0717-164 octubre 2016 | Año 25 www.revistaelectricidad.cl

Interconexiones abren nuevos caminos al SING

Principales desafíos de los ganadores de la última licitación

Central termoeléctrica Kelar inyectará 4.076 GWh al SING

EDICIÓN Nº 199 | 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, Rosa Serrano.

Potencial de cogeneración en Chile llega a 1.500 MW

Camino a Mejillones, Región de Antofagasta.

Foto: Juan Carlos Recabal

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

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:

Nº199 | octubre 2016 | www.revistaelectricidad.cl

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31

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Editorial

Los desafíos eléctricos del Norte Grande

E

l próximo 1 de enero no solo será el inicio de

crementará sus exportaciones debido a la entrada en operaciones

2017 sino que para la industria quedará regis-

durante lo que queda del año de los proyectos Cochrane y Kelar,

trado como el primer día de funcionamiento del

los que suman más de 1.000 MW nuevos. Adicionalmente AES

nuevo Coordinador Independiente del Sistema

Gener desarrolla los análisis técnicos para aumentar el nivel de las exportaciones por sobre los 200 MW actualmente autorizados

Eléctrico Nacional.

(la capacidad de la línea es de 640 MW).

No queda nada de tiempo y los equipos de ambos CDEC trabajan a pasos acelerados. Y es que los retos no son menores. Se trata

Es importante aclarar que hasta el momento la exportación hacia

de una integración inédita, que contempla a dos organizaciones,

Argentina ha sido principalmente en base a la venta de excedentes

que si bien cumplen objetivos similares, tiene su propia historia

de generación con diésel, ya que las unidades a carbón existentes

y particularidades.

se han encontrado despachadas para el SING.

de electricidad al 98% de los chilenos por lo que la calidad y seguridad, cobran más re-

En el caso particular de la zona norte, existe un reto particular por tratarse de la puerta de entrada a la interconexión regional con países vecinos.

levancia que nunca. Tal como

En el caso del intercambio de energía entre Chile y Perú, también se ha avanzado. Ya finalizaron los estudios de planificación y técnicos realizados por el CDEC-

dijo el ministro de Energía, Máximo Pacheco, en el seminario sobre

SING y el Comité de Operaciones del Sistema Interconectado

Integración de los CDEC: este Coordinador deberá estar a la

Nacional (Coes) de Perú. Además ya se han dado a conocer dos

vanguardia no solo en el desarrollo energético sino que también

iniciativas privadas que podrían tomar una decisión de inversión.

en las áreas de innovación e investigación.

Se trata del proyecto de Enorchile para levantar una línea de transmisión entre Tacna y Arica, de doble circuito de 220 kV, de

En el caso particular de la zona norte, existe un reto particular

70 kilómetros (conocida como la línea pequeña), a la que se suma

por tratarse de la puerta de entrada a la interconexión regional

la iniciativa de la empresa canadiense Pacific HVDC de construir

con países vecinos.

una línea entre Arequipa y Antofagasta, que supone una red de 600 kilómetros (denominada línea grande).

Hace exactamente un año, en esta misma sección decíamos que la integración eléctrica regional estaba dando sus primeros

Todos estos temas serán abordados en mayor profundidad en la

pasos debido a que AES Gener había obtenido la autorización para

XIV versión del Foro Eléctrico del SING, ForoSING 2016, en la

exportar electricidad a Argentina a través de la línea Andes-Salta.

que probablemente sea su última versión bajo esta denominación

Hoy la generadora ha informado que a contar del próximo año in-

dados los cambios que experimenta el sistema eléctrico chileno.

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El nuevo sistema abastecerá

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Reportaje Central

Con el SIC y países vecinos

Interconexiones

abren nuevos caminos al SING

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Cambios relevantes vendrán para las operaciones del sistema eléctrico del Norte Grande una vez que se interconecte con el SIC, como avanzar en tecnologías flexibles para gestionar la red y reforzar la transmisión en miras a la profundización de la interconexión con Argentina y una eventual puesta en marcha con Perú.

4

Reportaje Central

A

mientras que la demanda crece a tasas moderadas, en torno al 4,5%, para lo que va del presente año”.

partir del próximo 1 de enero dejará de conocerse como el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), pero mantendrá la relevancia para el sistema eléctrico nacional pues se ha transformado en la puerta para avanzar en la ansiada interconexión regional con países vecinos, donde ya operan intercambios con Argentina y se alistan acuerdos con Perú en la misma materia.

Para Humberto Verdejo, director del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Santiago, el SING “cumple con buenas condiciones de operación, pues ha incorporado sistemas de baterías BESS para regular frecuencia y desde 2013 el sistema incorpora sincrofasores, lo que ayudará en la identificación de situaciones de contingencia que pudiera provocar grandes apagones”.

Esto supone una serie de desafíos técnicos para este sistema eléctrico, una vez que esté unido con el Sistema Interconectado Central (SIC) como la incorporación de nuevas tecnologías para gestionar las redes, además de la definición sobre el rumbo que debe tomar la interconexión con Perú, considerando que ya están listos los estudios de planificación y eléctricos hechos por el CDEC SING y el Comité de Operaciones del Sistema Interconectado Nacional (Coes) del vecino país.

Interconexión con el SIC La interconexión SIC-SING, con la entrada de operaciones de la línea TEN (Mejillones-Cardones), de Engie Energía Chile, y de la línea de Interchile (Cardones-Polpaico) −previstas para 2017−, supone la habilitación de otras líneas que permitan resguardar la seguridad de las redes en la zona, como explica Luis Hormazábal, director de EM Consulting.

“La interconexión no la une solo el proyecto de TEN, porque para que pueda usarse a toda su capacidad, de 1.500 MVA, es necesario que el sistema de la línea Polpaico-Cardones opere a plena capacidad con obras complementarias, las que son necesarias para conectar sólidamente todo el SING a la subestación donde parte la línea TEN en la zona de Mejillones.

Situación actual Según los datos del reporte de agosto de Generadoras de Chile, el SING actualmente registra un total de 4.494 MW, de los cuales un 53,1% pertenece a generación a carbón (2.385 MW), seguida de gas natural con 32,7% (1.468 MW); fuel oil con 4,1% (185 MW); diésel con 4,1% (185 MW); solar con 2,5% (113 MW); eólica con 2% (90 MW); diésel más fuel oil con 0,9% (40 MW), y cogeneración con 0,4% de participación (17,5 MW).

Javier Giorgio, gerente general de AES Gener señala a Revista ELECTRICIDAD que a contar del próximo año la empresa incrementará las exportaciones de electricidad a Argentina, a través de la línea Andes-Salta, debido a la entrada en operaciones durante lo que queda del año de los proyectos Cochrane y Kelar, “que suman más de 1.000 MW de nueva generación desde el SING”.

“Con esto, se espera que exista una mayor generación disponible para exportar a precios competitivos, la

que debiera tener colocación en el sistema argentino en una base más permanente”, señala el ejecutivo.

Según Giorgio, AES Gener también está desarrollando los análisis técnicos “para aumentar el nivel de las exportaciones por sobre los 200 MW actualmente autorizados (la capacidad de la línea es de 640 MW). Estos estudios también los está desarrollando el CDEC-SING”.

“Hasta el momento la exportación hacia Argentina ha sido principalmente en base a la venta de excedentes de generación con diésel, ya que las unidades a carbón existentes se han encontrado despachadas para el SING”, agrega el gerente general de AES Gener.

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Foto: Gentileza AES Gener.

Daniel Salazar, director ejecutivo del CDEC SING, señala a Revista ELECTRICIDAD que el sistema eléctrico se encuentra “bastante adaptado a su demanda y presenta excedentes de generación, en particular durante las horas de luz día en que existe alta generación solar. Además, la nueva capacidad convencional del sistema, con la entrada durante este año de los proyectos Cochrane (carbón) y Kelar (gas natural), más los proyectos de Energía Renovable No convencionales (ERNC), “han hecho descender los costos medios de operación y los costos marginales,

Los planes de AES Gener en la interconexión con Argentina

5

Reportaje Central

En Cardones hay refuerzos que están asignados para resolver los problemas de sobrecarga de los sistemas de 220 kV”, afirma el especialista.

Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

En este contexto Daniel Salazar menciona que se encuentra en fase de construcción la línea 2x220 kV Encuentro-Lagunas, desarrollada por Interchile, con una extensión cercana a los 180 kilómetros, “la cual permitirá reforzar el abastecimiento de la zona norte del SING. Además, recientemente se dio inicio a la ejecución de las llamadas “Obras de Interconexión”, consistentes en dos líneas de transmisión que permitirán conectar la línea de TEN al SING. La primera corresponde a una en 220 kV y de aproximadamente 3 km de longitud, y la segunda en 500 kV y 140 km, aproximadamente”.

La visión del CDEC SING sobre la integración con el SIC Pablo Benario, presidente del directorio del CDEC SING, afirma a Revista ELECTRICIDAD que en el marco del proceso de integración con el CDEC SIC durante este año el organismo aumentó la dotación de nuevos ingenieros, por lo que prevé que las operaciones del nuevo Coordinador Independiente del Sistema Nacional, a partir del 1 de enero de 2017, partirá no solo con un buen contingente de profesionales, sino también con las

entre medio, así que por estas características ambos equipos estamos estudiando en conjunto cualquier situación que pudieran surgir en la operación o en la estabilidad del sistema”.

6

“El otro desafío es cómo cambiamos los modos de operar. Por ejemplo en el SING se regula frecuencia y se manejan reservas principalmente con centrales térmicas y ahora se pasará a un sistema nacional que también contará con embalses, con capacidad de regulación y hay que ver cómo serán los nuevos modos de operación. Ahora somos un único equipo que tendrá el mismo desafío”, precisa el ejecutivo.

A juicio de los especialistas consultados por Revista ELECTRICIDAD son varios los desafíos que deberá enfrentar el SING en su conexión con el SIC. Andrés Salgado, director técnico ejecutivo del CDEC SIC indica que “desde un punto de vista técnico un desafío relevante es que tenemos dos líneas que se están construyendo que son muy extensas, en corriente alterna, y sin consumos

3% 7%

7%

37%

1.641 MW

2.000

Gas Natural

1.500

Concentración Solar de Potencia

Fuente: CNE.

Proyección según fecha de operación en el SING

Carbón

Solar Fotovoltaica

46%

En opinión de Francisco Leiva, gerente de Ingeniería y Sistemas de KAS Ingeniería, “el desafío técnico es avanzar hacia el establecimiento del control automático de generación (AGC), pues Chile está tratando

MW

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“También nos encontramos licitando dos nuevas líneas de transmisión en 220 kV, que van desde la zona de Pozo Almonte, hacia Arica e Iquique, las que permitirán enmallar la zona norte del SING, dando seguridad de abastecimiento a las ciudades señaladas, y a la vez reforzar el sistema por donde se proyecta la interconexión corta con Perú”, agrega el director ejecutivo del CDEC SING.

Total en construcción por tecnología en el SING

“mejores prácticas”.

“Como parte del proceso de integración, los profesionales de ambos CDECs han ido aprendiendo a conocerse y en lo profesional se percibe un respeto mutuo, que los ha llevado a seleccionar e incluso a perfeccionar estas mejores prácticas”, precisa el ejecutivo.

A su juicio, la interconexión de ambos sistemas "conlleva un proceso dinámico, que ambos organismos han abordado de manera conjunta, en materia de procedimientos y desarrollo ordenado de tareas en operación, mercado, planificación, estudios, etc. La idea es adelantarse a la interconexión física, garantizando la seguridad operacional".

ERNC

1.641

1.000

Acumulado

500 0

Geotérmica

2016 Fuente: CNE.

Termoeléctrica

2017

2018

Reportaje Central

Algo similar piensa Guillermo Jiménez, director del Centro de Energía de la Universidad de Chile, quien sostiene la necesidad de mejorar “la flexibilidad del parque térmico actual, que sería la primera etapa, y también analizar la infraestructura de transmisión disponible y reforzar la flexibilidad del sistema para tener más capacidad de incorporar tecnología variable”.

Lo mismo afirma Carlos Finat, director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera): “el principal desafío para el nuevo Coordinador Independiente será lograr que el parque generador convencional proporcione la flexibilidad técnica de la que dispone, sin limitaciones de índole comercial u otra, además de extender al Sistema Nacional los análisis del SING”.

Integración regional Con la puesta en marcha de las operaciones del sistema interconectado nacional, los especialistas destacan que quedará la puerta abierta para avanzar en la interconexión con Perú, además de profundizar la que existe con Argentina.

Daniel Salazar indica que en este tema ya finalizó el estudio realizado por el CDEC-SING y el Comité de Operaciones del Sistema Interconectado Nacional (Coes) de Perú, “en lo que se refiere a los estudios de planificación y eléctricos. En estos momentos estamos a la espera de que alguna iniciativa privada tome una decisión de inversión, o bien las autoridades de Chile y Perú definan la ruta de avance hacia la interconexión”.

Dentro de las iniciativas privadas está el proyecto de Enorchile de levantar una línea de transmisión entre Tacna y Arica, de doble circuito de 220 kV, de 70 kilómetros (conocida como la línea pequeña), mientras que también está la iniciativa de la empresa canadiense Pacific HVDC de construir una línea

entre Arequipa y Antofagasta, que supone una red de 600 kilómetros (denominada línea grande).

Francisco Leiva, de KAS Ingeniería, asegura que una interconexión con Perú debe considerar algunas obras adicionales: “si se conectan ambos países mediante el proyecto Back to Back (B2B) (la línea pequeña), se debiesen hacer ampliaciones en el sistema de 220 kV que va desde Parinacota hacia Lagunas, considerando una contingencia en el enlace 1x220kV Nueva Pozo Almonte - Lagunas, mientras que si se opta por la línea en corriente continua, se tendría que modificar el sistema de 500 kV desde la subestación Crucero hasta Polpaico, ya que la línea de interconexión de TEN, en conjunto con el sistema de 500 kV de Interchile, al año de operaciones estará presentando problemas de saturación y, si se quiere transferir del orden de 1.000 MW hacia o desde Perú, se deberá tener un sistema en corriente continua desde Crucero hasta Santiago”.

Carlos Silva, académico del Centro de Innovación en Energía de la Universidad Adolfo Ibáñez, plantea que la interconexión abre un potencial de intercambio comercial no despreciable pues, “dados los precios de la energía solar, podríamos enviarla en ciertas horas del día, además de que la zona norte contará con tecnologías de almacenamiento con proyectos como el de Valhalla que tendrá bombeo hidráulico y con las centrales de Concentración Solar de Potencia (CSP) para aliviar el ciclo solar en la noche”.

En vista a este escenario de apertura al exterior, Carlos Finat concluye que se requieren algunos cambios normativos para que “cualquier central ERNC conectada al SING pueda dedicarse a la exportación, si es que ella opta por esa condición por un periodo de varios años”.

Conclusiones • En vista a la futura interconexión con el SIC, los especialistas destacan las actuales condiciones de operación del SING por la demanda estable y el excedente de generación solar que registra.

• La interconexión del SIC con el SING plantea el desafío de avanzar en tecnologías de control automá-

tico de generación, flexibilizar las operaciones del parque térmico y reforzar obras adicionales de transmisión.

• Una vez que opere el sistema interconectado nacional la prioridad de interconexión es con Perú, por lo que se deben definir los aspectos regulatorios entre ambos países.

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de vestirse con pantalones largos, pero le falta este cinturón que es el AGC para poder ingresar la energía renovable recientemente licitada y operar dos o más sistemas de forma segura y confiable, sobre todo en la regulación secundaria de frecuencia”.

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TENDENCIAS EN EL SING

Proyectos de generación y transmisión

Felval, un actor con experiencia integral en interconexiones, mira a Perú y Colombia

L

a interconexión eléctrica regional desde Chile a Colombia, incluyendo a países como Bolivia y Argentina, está en el mapa de los actores públicos y privados nacionales, especialmente tras el empujón que otorga la nueva Ley de Transmisión, en que se define el concepto de interconexión eléctrica regional, abriendo varias oportunidades para avanzar en esta materia.

ASESORÍAS LEGALES y gestión y negociación de servidumbre son los servicios que ofrece esta empresa chilena que se ha instalado en estos países en vista a los proyectos de integración energética en la Región.

En este escenario, la empresa Felval Consulting Group S.A., con más de 15 años de experiencia apoyando a proyectos de ingeniería, abrió oficinas en Perú y Colombia, estimando la importancia estratégica que tendrán las obras de generación y transmisión eléctrica, en el marco de la integración energética regional.

Claudio Alarcón, gerente general de Felval, destaca que el reciente hito en que ha participado la empresa es la línea de transmisión Polpaico-Cardones, que realiza Interchile entre las regiones de Atacama y Metropolitana, siendo un proyecto fundamental para la materialización de la interconexión SIC-SING. Según el ejecutivo, una vez que esté materializada la interconexión, el próximo hito será lograr la unión entre Chile y Perú, pensando en extenderla posteriormente hasta Colombia: “vemos que hay un gran interés de inversionistas privados, nacionales y extranjeros, en desarrollar proyectos ERNC en Arica-Parinacota, por lo que falta más infraestructura en transmisión, lo que también permitiría desarrollar la interconexión con Perú”.

“Ya estamos interconectados con Argentina y de hecho hemos estado enviando energía a ese país, con una experiencia que está sirviendo para el paso que viene, que es conectarse con Perú. Una vez logrado este proyecto el salto lógico es continuar por Ecuador hasta Colombia. Felval ha sido depositario de la confianza de inversionistas internacionales para ayudarles en la participación de las licitaciones de nuevas obras que ha llamado el Gobierno de Chile. Existe mucho interés de estas empresas foráneas en el marco normativo chileno para participar en las próximas licitaciones de suministro que a su vez plantean mayores holguras.

En ese sentido, el Gobierno está consciente de las necesidades de las líneas de transmisión, donde el próximo 1 de enero parte el Coordinador Independiente, haciendo llamados para impulsar la generación y la transmisión”, precisa Alarcón.

A su juicio, la interconexión es el paso que viene y la ruta de esta iniciativa es aprovechar la interconexión que ya existe con Argentina y naturalmente la que viene por el norte es con Perú y Colombia, razón por

la cual Felval ha abierto filiales en estos últimos dos países, a partir de la experiencia en proyectos de transmisión de gran envergadura, además del know how certificado con la norma ISO 9001 sobre calidad en los procedimientos de trabajo.

“Hay algunas empresas que han comprado a otras compañías en Perú y hay otras europeas que están participando en licitaciones en Chile que también participan en estos procesos en Uruguay, Perú, Argentina y Colombia. Estos inversionistas, que tienen mucha confianza en el conocimiento técnico de los profesionales chilenos, estarán ávidos de aprovechar esta sinergia para salir a colaborarles en las próximas experiencias de la interconexión de estos países con Chile”, afirma el ejecutivo, quien también señala la importancia

CLAUDIO ALARCÓN, GERENTE GENERAL DE FELVAL CONSULTING GROUP.

que tendrá el futuro Coordinador Independiente del Sistema Nacional para incorporar nuevas tecnologías que faciliten las interconexiones internacionales desde el territorio nacional.

TENDENCIAS EN EL SING

“

La interconexión es el paso que viene y la ruta de esta iniciativa es aprovechar la interconexión que ya existe con Argentina y naturalmente la que viene por el norte es con Perú y Colombia, razón por la cual Felval ha abierto filiales en estos últimos dos países.

Claudio Alarcón, gerente general

”

La ruta de la interconexión regional

Felval Consulting Group S. A. es uno de los actores con mayor experiencia en grandes proyectos de interconexión eléctrica, como la línea Polpaico-Cardones, donde participó ofreciendo asesorías legales y en la gestión y negociación de servidumbres para sacar adelante las obras. A partir de este hito la firma nacional abrió filiales en Perú y Colombia pensando en la futura interconexión de Chile con ambos países.

Proyecto Sinea El Sistema de Interconexión Eléctrica Andina (Sinea) es un proyecto de integración regional que incluye a Bolivia, Chile, Colombia, Ecuador y Perú, para la estructuración de un mercado y un sistema regional de transmisión que enlace físicamente a los cinco países.

Colombia

Ecuador

Interconexión Ecuador-Colombia Interconexión Perú-Ecuador

Perú

Brasil

Interconexión Perú-Brasil Bolivia

Interconexión Perú-Bolivia Chile

Interconexión Perú-Chile

Principales proyectos de Felval en Chile:

Buenos Aires

Montevideo

La experiencia de Felval en transmisión se basa en el trabajo realizado en: análisis predial, propuesta de trazados, análisis de singularidades, proceso de concesión, valorización de servidumbres, negociaciones de servidumbres voluntarias, ingeniería básica, tasaciones prediales, negociación con propietarios, tramitación de permisos municipales, estudio de valorización del suelo y restricciones al uso de suelo.

Subestación Nueva Cardones 500/220 kV Decreto 115.

Subestación Nueva Maitencillo 500/220 kV Decreto 115. Análisis Predial, Solicitud de Concesión.

Troncal Nueva Línea Pan de Azúcar Polpaico 2x500 kV Decreto 115.

Longitud aproximada de 440 kilómetros, 375 propiedades particulares, 38 Bienes nacionales de uso público , 89 ríos, esteros o quebradas.

Nueva Línea 2x220 kV Punta de Cortés – Tuniche Trazado aproximado de 10 kilómetros, 41 predios afectados.

Nueva Línea "Apoyo en 220 a S/E Maule“ Trazado aproximado de 22 kilómetros, 110 predios afectados, cruce de caminos, esteros y canales.

Copiapó

Maitencillo Pan de Azúcar Polpaico Rancagua Maule

Troncal Nueva Línea CardonesMaitencillo 2 x 500 kV Análisis Predial, Análisis de Singularidades, Proceso de Concesión, Valorización de Servidumbres, Negociaciones de Servidumbres Voluntarias Longitud aproximada de 98 kilómetros, 95 propiedades particulares, Bienes nacionales de uso público, ríos, esteros, quebradas.

Troncal Nueva Línea Maitencillo Pan de Azúcar 2 x 500 kV. Decreto 115, Longitud aproximada de 212 kilómetros, 80 propiedades particulares, 27 Bienes nacionales de uso público, ríos, esteros o quebradas.

Subestación Nueva Pan de Azúcar 500/220 kV Decreto 115.

Normalización Chena Decreto 116 Centrales H. de Pasada Cóndor y Los Pinos.

Claudio Alarcón, gerente general web@felval.cl 223432778 www.felval.cl

Reseña de la empresa

Consulting Group S.A. es un estudio jurídico de capitales chilenos, con más de 15 años de experiencia que nació como apoyo para proyectos inmobiliarios y de ingeniería. Su visión en el sector eléctrico es ser un aliado estratégico de sus clientes, por medio del aporte de soluciones probadas e innovadoras que permitan cumplir con los proyectos y compromisos agregando valor y eficiencia.

Energía

Rodrigo Sáez, gerente general de Enorchile

“El desafío de la interconexión está en un tema regulatorio”

E

norchile es uno de los actores presentes en el proceso de interconexión eléctrica entre Chile y Perú, pues cuentan con un proyecto de transmisión de 70 kilómetros. En conversación con Revista ELECTRICIDAD, Rodrigo Sáez, gerente general de Enorchile afirma que la interconexión requiere de un marco regulatorio que incorpore reglas claras para materializar las inversiones planificadas.

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¿En qué consiste el proyecto de interconexión que impulsa Enorchile?

Es una línea de doble circuito de 220 kV, que contempla 200 MW como bloque a transmitir, con una extensión de 70 kilómetros, y una subestación convertidora de frecuencia en el lado peruano con las capacidades necesarias para hacer esta transmisión y para poder funcionar bien en su integración entre el Comité de Operaciones del Sistema Interconectado Nacional (Coes) de Perú y el futuro Coordinador Independiente del Sistema Nacional.

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¿Cuál es la evaluación que hacen de esta iniciativa?

Nuestro interés está en avanzar con el proyecto de la línea corta y tenemos muy trabajado el nivel técnico y de ingeniería, pero hoy esto requiere un marco regulatorio y eso es lo que se está trabajando en Perú. El desafío de la interconexión está en un tema regulatorio.

Nosotros estamos apostando por un proyecto de interés privado y no por un proyecto de infraestructura que pueda incorporar peajes a

Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

El ejecutivo señala a Revista ELECTRICIDAD el interés de la empresa por desarrollar la llamada línea de transmisión corta para conectar Chile y Perú, la que sería de doble circuito de 220 kV, con una extensión de 70 kilómetros y una subestación convertidora de frecuencia.

Rodrigo Sáez, gerente general de Enorchile.

Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

Energía

En este sentido, ¿cuáles son los desafíos regulatorios particulares que advierten en la interconexión internacional?

Van por el lado de cómo remunerar las inversiones que se hagan, así como definir cuál es la energía que se puede transportar y si se implementan o no Servicios Complementarios con las líneas de interconexión, pues esto también es una fuente de remuneración que no está abordada profundamente. Todos estos aspectos ponen premisas para el tamaño de la línea y en la tecnología de conexión que tendrían los proyectos. ¿Qué perspectivas aprecia Enorchile si se materializa esta interconexión?

La interconexión con Perú, sea por cualquiera de sus dos proyectos, la línea de transmisión corta o larga, ya no es un tema técnico. Está bastante estudiado por los países a través del Sistema de Interconexión Eléctrica Andina (Sinea), el CDEC SING y varias compañías.

Aquí hay desafíos más bien regulatorios, hay estrategias en el sentido de qué proyectos se deben hacer o no, pues la línea corta tendría un impacto local y la línea larga tendría

un impacto sistémico, así que son riesgos distintos y con inversiones muy diferentes, pero lo que debe existir, a nuestro entender, es la voluntad de hacer un proyecto primero y el otro después.

Rodrigo Sáez en el centro de operaciones de Enorchile ubicado en Santiago.

¿Cómo describe el interés peruano por concretar este proyecto?

En Perú hay una necesidad de viabilizar varios proyectos de energía hidráulica que tienen un exceso de generación, por lo que podrían exportar energía limpia a Chile, además de que hay una voluntad de estrechar los lazos por distintos motivos. ¿Y cómo aprecia el avance regulatorio en Chile para la interconexión internacional?

Acá también hay algunos desafíos que la Ley de Transmisión ya abordó. Por ejemplo, se marca una diferencia entre los proyectos de interés privado y los proyectos de infraestructura de servicio público, como podría ser la línea larga entre Montalvo (Perú) y Nueva Crucero (Chile), de más de US$1.000 millones, con actores a nivel mundial interesados en ese proyecto, lo que permitiría mover un volumen de potencia muy grande, por lo que hay que preguntarse si Chile será un tomador o un puente de esa energía.

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la demanda, como lo han planteado nuestros colegas peruanos para la iniciativa de la línea larga de transmisión.

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7,2

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Entrevista Central

Ramón Galaz, gerente general de Valgesta Energía

“El marco regulatorio

de la distribución debe ser revisado”

Justamente esa distinción entre lo nuevo y lo antiguo es lo que ahora aprecia el especialista a la hora de analizar los futuros cambios que pretende impulsar el Gobierno en el segmento de la distribución eléctrica, donde ya se han organizado grupos de trabajo con el sector privado y académico para avanzar en el tema.

Reforma ¿Cuál es el diagnóstico que realiza de la actual situación de la distribución en el país?

Hay que plantearse si el marco regulatorio es adecuado para el mercado. En mi opinión está desactualizado porque se basa principalmente en el principio de rentabilizar activos en infraestructura para que el servicio de distribución lleve la electricidad a los clientes finales en condiciones de Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

El especialista detalla a Revista ELECTRICIDAD los principios que debería abordar la reforma a este segmento de la industria, señalando que se deberían considerar temas como redes inteligentes, generación distribuida, almacenamiento y servicios complementarios a pequeña escala.

seguridad y calidad, pero hoy −y a futuro− la conceptualización del servicio de distribución debe ser revisada, avanzando hacia qué tipo de elementos se pueden modificar.

En ese contexto se debiera analizar qué pasará con aspectos como la generación distribuida, las redes inteligentes, la integración de los sistemas de almacenamiento descentralizados y los servicios complementarios, entre otros temas.

A su juicio, ¿cuán atrasada está la distribución respecto a lo que existe en otros países?

En Europa y Estados Unidos vemos que la distribución está avanzando en la integración de conceptos como redes inteligentes, gestión de la energía y eficiencia energética entre otros.

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a pasión por los automóviles antiguos y nuevos es lo que identifica a Ramón Galaz, gerente general de Valgesta Energía: “cuando no estoy hablando de energía estoy hablando de autos y si me preguntan, me gustaría que mi epitafio dijera: Aquí yace un hombre que nació, vivió y murió por los automóviles”.

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Entrevista Central

Hay que plantearse si el marco regulatorio de la distribución es adecuado. En mi opinión está desactualizado”.

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En Chile todavía nos faltan bastantes años para llegar a una condición parecida a la de ellos. Primero debemos ponernos de acuerdo sobre qué queremos a futuro de los servicios de distribución, y luego hacer las modificaciones que sean necesarias. Es importante entender que, a diferencia de los europeos o Estados Unidos, nosotros tenemos un sistema de distribución que no es homogéneo a lo largo del país, donde hay zonas con una alta concentración de clientes, alta densidad de consumo y con cierto tipo de infraestructura y otras con características muy distintas, por lo que una misma regla no necesariamente funcionará para todos. ¿Cuáles son los desafíos particulares que advierte para reformar al segmento?

El desafío es modernizar la regulación compatibilizando temas de calidad, seguridad y desarrollo de infraestructura teniendo en cuenta las distintas realidades que se presentan a lo largo del país. Además, hay que ver cómo incorporamos las nuevas tecnologías y conceptos asociados a la distribución tales como generación distribuida, almacenamiento descentralizado y servicios complementarios, lo que genera otro reto: se necesitará un servicio que tiene como contrapartida una infraestructura distinta a la que existe hoy. En ese esquema, habrá que ver cómo armamos una regulación para esos nuevos requerimientos, además de generar instrumentos

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de competencia como por ejemplo la comercialización de energía. ¿Hay espacio para incorporar la figura de un ente comercializador en la distribución?

Es un tema que estará presente sin duda en una discusión como esta.

Van a existir opiniones a favor y en contra y eso está bien, lo importante es generar la discusión técnica, económica y con visión de política pública. El comercializador está pensado en abrir el mercado, aumentando la oferta de quien puede proveer el servicio para el cliente final. Eso no es fácil porque hay que ver los pro y contra: si tenemos o no la infraestructura o si existen las condiciones en las distintas zonas de concesión para que ello ocurra, porque no es lo mismo la figura de un eventual comercializador en el gran Santiago que en una pequeña ciudad en el norte o sur del país. ¿Cree que sea factible cambiar el esquema de empresa modelo?

Desde el punto de vista de la política pública el modelo actual ha sido eficiente en asignar los recursos para que la infraestructura en distribución crezca a fin de que tuviera los niveles de cobertura que tenemos, con un nivel de seguridad y calidad relativamente razonable. Hoy el desafío no es cobertura, es un servicio de mayor calidad y seguridad e infraestructura moderna. En ese esquema me parece que el marco actual debe ser revisado.

Energía

Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

Ceremonia de adjudicación de ofertas en la última licitación eléctrica.

Análisis de especialistas

¿Los principales desafíos de los ganadores de la última licitación eléctrica

Y es que, a juicio de los especialistas consultados por Revista ELECTRICIDAD, los menores precios plantean el desafío de poner atención a otros costos asociados y que consideran variables como el factor de planta, la generación anual estimada, la vida útil y la inversión en las tecnologías de operación y mantenimiento.

Bajos precios Marcelo Catalán, Head of Equity Research de BCI Corredora de Bolsa, señala que los bajos precios responden al alto nivel de competitividad, una menor expansión de la demanda proyectada de largo plazo y el elevado grado de participación de ERNC, “lo que combinado con los costos de nivelación futuros, produjo estos niveles tan bajos comparados con lo que veíamos en el pasado”.

A partir de los bajos precios registrados en el proceso, los desarrolladores deberán tener en cuenta otros costos, además de considerar varios aspectos a la hora de encontrar financiamiento para materializar la generación comprometida a partir de 2021.

Francisco Jiménez, gerente de Finanzas Corporativas de Asset Chile, sostiene que los precios se explican por haber “dado espacio a que proyectos que aún no están construidos participaran, ingresando nuevos actores de la mano de las mejoras tecnológicas y de la baja en los costos de instalación de energía renovable. También está un escenario mundial en que el precio de los commodities están muy bajos, por lo que comparativamente están en una situación donde cuesta menos generar energía”.

En su opinión, “lo que se ha visto es que hay proyectos que tienen un premio por ingresar al mercado eléctrico chileno con un precio bajo, por lo que están dispuestos a exigirles una menor rentabilidad respecto a lo que se ofrecería en un mercado en que ya se participa. Ese premio por entrada, más la calidad del

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partir del precio promedio, de US$47,6 MWh, registrado en la última licitación de suministro eléctrico para clientes regulados, se han formulado una serie de interrogantes respecto a los costos y condiciones de financiamiento para los proyectos de Energías Renovables No Convencionales (ERNC), eólicos y solares, que se adjudicaron bloques de energía en el proceso.

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Energía

La visión de Acera sobre el financiamiento de proyectos ERNC ganadores Según Finat, la demanda que abastecerán los contratos adjudicados en este proceso, corresponde a la de clientes regulados, que tienen una buena calificación de riesgo y que están fuertemente regulados por las leyes y reglamentos aplicables. Ese atributo es un incentivo que atrae especialmente la atención de las fuentes de financiamiento”.

“Por otra parte, con el sistema de licitaciones anuales para distribuidoras previsto en la nueva ley de licitaciones, la CNE cuenta con las atribuciones necesarias como para poder ir regulando año a año las cantidades a licitar, de manera de mantener la cobertura contractual de la demanda esperada de las distribuidoras y, a la vez, evitar sobre contratar a los clientes regulados” añade.

Para Rodrigo Violic, head of Project Finance del Bice, los menores precios se podrían deber a que “hay alguna proyección de que los costos de desarrollo de esta tecnología, principalmente la solar y eólica, tendrían una caída dentro de los próximos dos o tres años”.

Similar análisis tiene Francisco Aguirre, director ejecutivo de Electroconsultores, respecto a las ofertas de los desarrolladores de energía solar, “toda vez que algunos apostaron por precios bajísimos en la última licitación. Si se pregunta a las empresas que se dedican a la producción de paneles solares dicen que su curva de costos baja, pero que en algún momento va a saturarse, por lo que debe haber alguien que esté apostando a un cambio tecnológico, es decir a que se desarrollen nuevas tecnologías más baratas que en tres años estén disponibles”.

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Carlos Finat, director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera A.G.) no comparte la visión de los analistas respecto a las dificultades que aprecian en las condiciones actuales del mercado para financiar los proyectos que los desarrolladores del sector se adjudicaron en la última licitación.

A su juicio, “los precios que se han observado en licitaciones recientes en países como México y Perú, son consistentes con los ofrecidos por los proyectos eólicos en Chile”.

“Salvo algunas excepciones, lo habitual del sector ha sido recurrir al financiamiento de la banca comercial y de la banca multilateral. También existe disposición a financiar proyectos ERNC por parte de inversionistas institucionales”, agrega.

viento y del sol, sumado al escenario de costos de las tecnologías, que ha ido evolucionando en el tiempo de forma favorable, hace que puedan atreverse con ofertas más competitivas”.

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Energía

Costos Sobre esta base los analistas advierten varios desafíos en torno al futuro de los costos de desarrollo. Rodrigo Violic afirma que “si se usan los costos de desarrollo actuales de proyectos eólicos, en los casos que hemos visto, no nos cuadran mucho estos precios promedio en torno a US$42 por MWh, pues eso asume que hay una baja importante en el costo de desarrollo tecnológico y al menos, en este minuto, no tenemos claro que sea así, para pensar en un financiamiento tipo project finance en plantas a esos precios”.

Francisco Jiménez asevera que la apuesta de los nuevos actores que se adjudicaron proyectos con estos precios esconde una lógica de opcionalidad: “hubo un incentivo importante a presentar ofertas agresivas con los precios y, si bien hay un costo por multa si no se puede ejecutar el contrato, la idea es apostar a que los precios de las tecnologías de energía renovable sigan bajando de aquí a cinco años, sumado a un proyecto que pueda obtener un buen factor de planta y un financiamiento con una tasa adecuada”.

De acuerdo a Marcelo Catalán “para que una iniciativa obtenga una rentabilidad razonable tendrían que bajar de manera relevante los costos de desarrollo hasta 2020, lo que es un escenario bastante incierto para la energía eólica y solar. Puede haber mayores eficiencias e incrementos en los factores de planta en el futuro, pero no se pueden asegurar reducciones en

los costos de los desarrollos más allá del 50%, dado la composición de una central eólica, además de que sus reducciones anuales debiesen ser más moderadas respecto de lo que pudiese ser la energía solar”.

Financiamiento El otro tema relevante es el financiamiento, donde los especialistas ponen el acento en las condiciones del mercado a nivel internacional y local. Rodrigo Violic señala que “el riesgo es que las empresas no puedan financiar los proyectos al momento en que salgan a levantar deuda, ya que las condiciones de mercado pueden cambiar. En cuanto al monto máximo de deuda que soporta un proyecto, los bancos hacemos un análisis de los flujos de caja proyectados sobre la base de las generaciones de energía que se están esperando, los precios adjudicados, y los costos de operación y mantenimiento”.

“Vamos a determinar cuál es la holgura que se requiere para que el flujo de caja que genera el proyecto permita servir la deuda con comodidad, lo que se llama Ratio de Cobertura del Servicio de Deuda, el que, dependiendo de si el proyecto tiene o no un PPA, será más alto o más bajo. Por ejemplo, si un proyecto tiene la estrategia comercial de vender al mercado spot, con un alto riesgo porque existe mayor volatilidad de precios, se exige una mayor holgura en este ratio y, por lo tanto, el proyecto soportará menos deuda. Si por otro lado, un proyecto tiene un PPA muy sólido

indica el director ejecutivo de Electroconsultores.

“Hoy hay mineros que están pagando tarifas brutales particularmente en el Norte Grande y no se pueden salir de los contratos, porque para eso deben recurrir a arbitrajes y contratar abogados.

Hoy las generadoras no quieren desarrollar proyectos a carbón o hidroeléctricos grandes porque se dan cuenta que meterse en grandes inversiones les implica riesgos, lo que les exige tratar de asegurarse contratos de largo plazo que los clientes ya no suscriben fácilmente”, sentencia el ejecutivo.

Francisco Aguirre, director ejecutivo de Electroconsultores.

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A partir de los resultados de la reciente licitación, Francisco Aguirre, director ejecutivo de Electroconsultores, prevé cambios en el mercado de clientes libres. “Desde el punto de vista de la comercialización, los clientes ya no van a querer firmar contratos a 20 años, ni siquiera a 10, solo a cinco o seis años, porque los clientes han pasado muy malos ratos con los ciclos”.

“Ahora hay clientes que están pagando US$130 por MWh y ven que hay licitaciones a US$47 MWh. Entonces así el cliente ha aprendido que no puede firmar contratos a largo plazo o que, al menos, debe poner una cláusula de revisión de precio”,

Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

Cambios en contratos libres

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Energía

eso tiene asociado un menor Ratio de Cobertura de Servicio de Deuda y por lo tanto soporta más deuda.

Por lo tanto en la medida en que se tenga un alto nivel de contratación, con una buena contraparte y un bajo riesgo de diferencia entre costos marginales de inyección y de retiro de energía, se podrá acceder a un monto mayor de deuda”, explica el ejecutivo de Bice.

Francisco Jiménez indica que para el financiamiento se vislumbran dos interrogantes: “Una es por los márgenes más apretados, en que se cobra menos por la energía, pero los costos de operación siguen siendo similares a los que habían antes y no son del mismo nivel que los costos de inversión, por lo que hay menos espacio para endeudarse. Lo segundo es que las tecnologías intermitentes, cuando quedan expuestas al mercado spot, tendrían que salir a comprar energía con contratos a US$40 o US$50 MWh, por lo que podría darse que el desarrollador compre caro para vender barato”.

Marcelo Catalán asegura que el financiamiento para los ofertantes de energía eólica que ofertaron entre US$30 y US$45 por MWh es más complejo. “Hacia 2018-2019 hay que ver las condiciones de mercado, especialmente en los costos de desarrollo y nivelación

para cada uno de los proyectos que se adjudicaron”, señala.

El jefe de estudios explica que los costos de nivelación consideran “variables relevantes como costos de operación y mantenimiento, la vida útil de la central, la energía que se generaría y la tasa de descuento. Esto, permite determinar el precio que estaría dispuesto a ofertar la generadora, de acuerdo al tipo de energía”.

También se deben considerar los costos de integración de las energías solar y eólica a los sistemas eléctricos, advierte Rodrigo Violic. “Un actor puede decir que tiene un costo de desarrollo de US$42 MWh, pero a medida que se incorpora más energía interrumpible a un sistema se van generando ciertos efectos que hay que ir compensando, como, por ejemplo, la incertidumbre por la falta de precisión de los modelos predictivos en el caso de los vientos, lo que significa que se debe contar con tecnologías de base que puedan absorber rápidamente esas variaciones. Alguien necesariamente debe pagar por estos costos de integración y no está claro que se hayan considerado debidamente en las ofertas adjudicadas en la pasada licitación”.

Principales características de las ofertas adjudicadas en proceso licitatorio 0,1% 6,8% 52% 45,5%

47,6% Mix Existente Nuevo Eólico Nuevo Solar Nuevo hidro

Incumbentes Nuevos Actores

Adjudicación por tipo de oferente

Tipo de Tecnología

2% 1% 50%

16%

48% Endesa Extranjero Chileno

Adjudicación por origen de Oferente

83%

Tecnología Proyectos Nuevos (ERNC)

Eólica Hidro Solar

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48%

Fuente: Ministerio de Energía.

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PUBLIRREPORTAJE

AMS Consultores: El modelo del futuro LA PROBLEMÁTICA MUNDIAL ASOCIADA A LOS TEMAS MEDIOAMBIENTALES REQUIERE CAMBIOS fundamentales en el funcionamiento de las empresas consultoras.

En este escenario surge AMS Consultores, una empresa de profesionales líderes en el mercado, que busca entregar eficacia en costos, sin sacrificar la calidad de los servicios.

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rindar servicios en el ámbito de las asesorías medioambientales y de sustentabilidad, entregando soluciones en todo el ciclo de vida de un proyecto de inversión es el objetivo de AMS Consultores, empresa constituida por cuatro socios, de amplia experiencia en el mercado medioambiental en todas sus disciplinas, con un promedio de experiencia de más de quince años. “Prestamos asesoría desde las estrategias medioambientales, junto con su análisis de pertinencia, DIA, EIA, hasta el seguimiento ambiental durante las etapas de construcción y operación de dichos proyectos”, explica Juan Ignacio Poch, gerente general de la compañía. ¿Qué los diferencia? Su modelo de negocio. “Es esencial preguntarse para dónde va el mundo. Hay que cambiar los paradigmas de la consultoría en materia medioambiental”, afirma.

El modelo de AMS Consultores atiende a las nuevas exigencias del mundo en distintos ámbitos. Primero, la creciente desaceleración económica. “Cada día las tasas de crecimiento son más bajas y hay mayor cantidad de empresas compitiendo para adjudicarse las inversiones que generan estos crecimientos. Por lo tanto, el elemento diferenciador en costos se torna muy importante, si somos capaces de mantener la calidad en los servicios”, explica Juan Ignacio Poch.

Por otra parte, una nueva oleada de profesionales está obligando a las empresas a reevaluar su manera de trabajar.

Son los llamados Millenials, Generación Y, Bumerang o Peter Pan. Clasificación que suele abarcar a los nacidos entre principios de los ochentas y mediados de los noventa. Es decir, jóvenes entre 20 y 35 años que llegaron a la adultez con el cambio de milenio y que según una encuesta realizada por la consultora Deloitte el año pasado, en 2025 serán el 75% de la fuerza laboral en el mundo. De acuerdo con la medición, un 44% de estos profesionales expresa el deseo de dejar sus empresas

AMS Consultores cuenta, en ese 20%, con profesionales líderes de la industria, quienes han solucionado las problemáticas ambientales de un sinnúmero de proyectos desde los inicios de la legislación ambiental aplicable. “Ello nos da la seguridad de tener un mayor control sobre el “delivery” y un arduo trabajo en la formación de una red de subcontratos para los trabajos base y de menor grado de experiencia, que conforman el otro 80%, muy bien caracterizado y logrando la competitividad que nos da acceso la sobrepoblación que hay en el mercado por la escasez de proyectos de inversión y el nuevo estilo de vida que buscan estos profesionales”, afirma Juan Ignacio Poch.

Juan Ignacio Poch, gerente general de AMS Consultores. en los próximos dos años y un 66% para el 2020.

“Mientras que antes era muy mal visto cambiarse de una empresa a otra, hoy en día es un fenómeno que vemos constantemente. Las nuevas generaciones cuestionan las jerarquías tradicionales. Quieren ser dueños de sí mismos y de sus decisiones. Buscan estabilidad económica, pero también quieren ser autónomos, encontrar equilibrio entre lo laboral y lo personal y contribuir al mundo mediante su trabajo”, señala Juan Ignacio Poch.

Un fenómeno que según Alejandro Peñaloza, gerente de Proyectos de AMS, también se observa en el mercado medioambiental. “Las carreras de Universidades e Institutos, conducentes a la formación de profesionales que ejecutan la mayoría de los estudios de línea de base, se han incrementado notablemente desde la promulgación de la Ley de Bases del Medio Ambiente (1994). Cada año la fuerza laboral de este perfil profesional se incrementa substancialmente”.

Consecuente con lo anterior, sucede que los profesionales que hacen hoy los estudios de línea de base son -en su mayoría- millenials y un gran porcentaje de ellos quiere ese estilo de vida”.

Actualmente, un proyecto medioambiental estándar, ya sea un EIA o un DIA, utiliza en su estructura a un 80% de trabajadores que podrían clasificarse como millenials, dirigidos por un 20% de profesionales de

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mayor experiencia. “En las grandes consultoras ese 80 % está dentro de su planta fija de profesionales, con remuneraciones fijas, sin la capacidad de ajustarlas a los ciclos económicos de baja inversión y con capacidades de carga ociosa. Esto las hace muy pesadas, donde finalmente cobran caro por sus altos costos más que por su calidad”, explica Poch.

En efecto, según Pía Fernández, Gerente de Proyectos de AMS, “a través de la evaluación permanente de estos profesionales, tanto en tiempos de respuesta como en calidad de entregables, hemos diseñado un sistema de categorización que nos permite desarrollar los servicios con los profesionales idóneos al tipo de proyecto y nivel de “expertise” que se requiere, con las metodologías que aseguren el estándar técnico de los estudios y con el cumplimiento en plazos que el mercado exige”, explica.

Patrick Lewin, Gerente de Proyectos de AMS, afirma que finalmente el staff disponible en el mercado en este 80% de profesionales, es mucho mayor al de cualquier consultora a nivel mundial, lo que con su fidelización logramos mucho mejor respuesta, ya que hay un modelo diseñado para lograrlo y administrarlo.

De acuerdo con Juan Ignacio Poch, mediante este modelo de negocios, AMS Consultores no solamente logra obtener un ahorro importante en el 80% de los profesionales que requieren en promedio las asesorías ambientales. “Le damos la posibilidad a esta nueva generación de profesionales de obtener un trabajo estable, mejorando el pago de sus servicios en 60 días en comparación a la industria, sin renunciar a sus ideales. Definimos la línea editorial, los plazos, hay reuniones fijadas para ver los lineamientos, pero son autónomos y dueños de su tiempo y solo deben cumplir con un entregable que ellos mismos se comprometen a desarrollar. Esto nos genera fidelización de este grupo de profesionales de trabajar para nuestra compañía y así adecuarse al estilo de vida que buscan estas nuevas generaciones”, explica.

Energía

Gobierno estudia

comercializador para agregar demanda de pequeños clientes libres

L

a subsecretaria de Energía, Jimena Jara, señaló que el Ministerio del ramo estudia la creación de la figura de un comercializador de la demanda para que los pequeños clientes libres de los sistemas eléctricos del país tengan mejor capacidad de negociación y así acordar precios con generadoras y distribuidoras, por lo que adelantó que el próximo año se implementará un programa piloto de agregación de la demanda para este sector.

Foto: Roberto Valencia-Revista ELECTRICIDAD.

Asistentes al seminario del 13° Encuentro Anual de Clientes libres del SIC y SING, organizado por Acenor.

Coordinador Independiente

Jimena Jara afirmó que los resultados de la última licitación de suministro eléctrico para los consumidores regulados permitirán que “los clientes libres cuenten con un mejor poder de negociación para sus contratos”.

Juan Cembrano, presidente del directorio del CDEC SIC, señaló que la actual Ley de Transmisión contempla una serie de impactos para los clientes libres, muchos de los cuales deberán ser vistos por el Coordinador Independiente del Sistema Nacional que comenzará a operar desde el 1 de enero de 2017, con la integración del CDEC SIC y CDEC SING.

Por su lado, el presidente de Acenor, Elías Valenzuela, planteó que la agregación y gestión de la demanda para clientes libres necesita de una nueva normativa en que se considere la “eventual participación del sector en licitaciones vía agregación de demanda, a objeto de conseguir un suministro conjunto a precios razonables”.

Entre los principales cambios están las definiciones en los sistemas dedicados de transmisión, la licitación y evaluación de la competencia en Servicios Complementarios, las compensaciones por indisponibilidad y la reasignación de costos asociados, según señaló Juan Cembrano, presidente del directorio del CDEC SIC.

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La autoridad formuló estos dichos en el panel “Los actuales cambios y los que se prevén en la legislación eléctrica y su impacto en los clientes libres”, organizado por la Asociación de Consumidores de Energía No Regulados A.G., en el marco del 13° Encuentro Anual de Clientes Libres del SIC y SING, donde expuso sobre los avances de la Agenda de Energía y su impacto en los clientes libres, destacando la necesidad de desarrollar más flexibilidad en los sistemas eléctricos.

Durante el seminario organizado por la Asociación de Consumidores de Energía No Regulados A.G. la subsecretaria de Energía, Jimena Jara, afirmó que en 2017 se implementará un programa piloto enfocado a este sector.

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Columna de Opinión Por Victor Grimblatt,

presidente de la Asociación de la Industria Eléctrica – Electrónica (AIE).

La industria se encuentra

en la antesala de grandes cambios

L

a gestión, almacenamiento, transporte y distribución de la energía se encaminan hacia un sistema más inteligente, sostenible y eficiente impactando positivamente en el progreso de Chile y sus ciudadanos.

nuevos modelos de operación respaldados por soluciones significativas de monitoreo, control y administración, que utilicen tecnologías en tiempo real y que permitan contar con volúmenes importantes de información para analizarla y de esta forma tomar decisiones oportunas y precisas.

La electricidad es un impulsor clave del progreso, y se traPensando en las futuras ciudades inteligentes, quienes duce en la necesidad de un acceso continuo de este vital concentrarán a los grupos urbanos más significativos, estas servicio a un precio asequible. De igual forma esto conlleva requerirán suficiente energía a que los proveedores de eleceléctrica para ser ciudades tricidad deban mantener esEl involucramiento y conciencia sostenibles económica, sotándares de calidad estrictos del consumidor final en el uso cial y medioambientalmente, y proporcionar sus servicios a inteligente de la energía será parte lo cual nos desafía a innovar costos competitivos.

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de la educación que deberemos entregar.

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Considerar fuentes de energía con bajas emisiones y con costos coherentes ha sido posible gracias a la tecnología actual. Esto genera un gran compromiso y un desafío a ser un nuevo motor de desarrollo, generador de conocimientos y de bienes y servicios tecnológicos, relevantes en innovación y desarrollo productivo, que acompañe el cambio que se está produciendo en nuestros días.

Visiones de futuro del sector eléctrico dependen de la continua innovación tecnológica para invertir en eficiencia, en almacenamiento, en energías renovables y sostenibles, y en nuevas tecnologías que permitan administrar la demanda de los sectores productivos y del consumo de la ciudadanía.

Nuevos enfoques de negocios requerirán implementar

en la generación, distribución, integración y almacenamiento a través de redes

eléctricas, nuevos materiales, y nuevas estrategias para aprovechar la energía de fuentes alternativas y sostenibles.

El involucramiento y conciencia del consumidor final en el uso inteligente de la energía será parte de la educación que deberemos entregar, pensar en poner a disposición de los usuarios de aplicativos que alerten y permitan tomar acciones para mejorar el uso consciente de este vital servicio.

Definitivamente el sector de generación de electricidad a nivel global evolucionará en el futuro, una verdad está clara: la industria se encuentra en la antesala de grandes cambios y debemos prepararnos para ello.

Informe Técnico

Foto: Gentileza Kelar.

Vista aérea de la central termoeléctrica.

NOMBRE:

Central termoeléctrica Kelar

Capacidad instalada

517 MW

DESARROLLADOR:

Consorcio Kelar S.A, compuesto por la estatal coreana Korea Southern Power Co., Kospo, (65%) y por Samsung C&T Corp. (35%).

Inversión

US$500 millones

Generación anual

4.076 GWh

PROVEEDORES:

Samsung Engineering (contrato EPC); General Electric & Alstom Energy (turbinas a gas); Scoda (turbina a vapor), y Vial y Vives (sub contrato principal del EPC).

CARACTERÍSTICAS: Kelar es una central a gas natural de ciclo combinado (gas/ vapor) que considera el uso de diésel como combustible de respaldo. Suministrará electricidad a la producción de cobre de Minera Escondida y Minera Cerro Colorado, pertenecientes a BHP Billiton durante un período de 15 años.

Entrada

en operaciones OCTUBRE

2016

Suministro para la minería

Central termoeléctrica Kelar inyectará 4.076 GWh al SING

El proyecto actualmente está en la etapa de puesta en marcha (commissioning stage). Daniel Salazar, director ejecutivo del CDEC SING, señala a Revista ELECTRICIDAD que en julio comenzó la puesta en servicio del proyecto, con la operación de una turbina a gas, mientras que en

agosto se inició la puesta en servicio para las pruebas de la segunda turbina a gas, por lo que solo faltaría la puesta en marcha de la turbina a vapor.

Características Ubicado en la comuna de Mejillones, en la región de Antofagasta, la central Kelar tiene una capacidad instalada de 517 MW. La iniciativa contempló una inversión de US$500 millones, siendo construida por el Consorcio Kelar S.A, compuesto por la estatal coreana Korea Southern Power Co., Kospo, (65%) y por Samsung C&T Corp. (35%), con el objetivo de suministrar electricidad a la producción de cobre de Minera Escondida y Minera Cerro Colorado, pertenecientes a BHP Billiton durante un período de 15 años.

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E

n octubre entrará en operaciones comerciales la central termoeléctrica Kelar, perteneciente a la minera BHP Billiton, con el cual se profundizará la generación a ciclo combinado con Gas Natural Licuado (GNL), aportando al Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) una generación estimada de 4.076 GWh anuales.

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Informe Técnico

La subestación eléctrica del proyecto posee un transformador de poder; transformadores auxiliares; una barra de 245 kV; desconectadores trifásicos con puesta a tierra, y desconectadores trifásicos sin puesta a tierra y un interruptor acoplador.

Las obras crearon 1.500 puestos de trabajo, mientras que la etapa de operaciones requiere de 60 plazas laborales.

“Esta central contribuirá a dar mayor estabilidad y seguridad al abastecimiento de energía eléctrica del SING, reduciendo las emisiones de gases de efecto invernadero del sistema, gracias al cambio de combustible de carbón a gas”, informó Kelar a la autoridad ambiental, de acuerdo a los datos ingresados al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (Seia).

Relacionamiento De acuerdo al desarrollador de la iniciativa, el trabajo de relacionamiento con la comunidad de la zona ha contemplado programas de becas para el Centro de Entrenamiento Industrial y Minero (Ceim) para mejorar los conocimientos técnicos de los miembros de la comunidad, así como la realización de programas educacionales para mujeres sobre salud, seguridad y medioambiente con el fin de entregar herramientas de integración a trabajadoras en diferentes etapas del proyecto; talleres de emprendimiento para promover vínculos entre emprendedores y empresas contratistas y el cofinanciamiento de actividades culturales.

El proyecto consideró la construcción y operación de un bloque de ciclo combinado (gas/ vapor), que utilizará gas natural y petróleo diésel como respaldo cuando no esté disponible el primer combustible.

Otros componentes de la central son dos turbinas modelo GE GT13E2; chimeneas principales y un sistema de desvío (by-pass) de gases que le permite funcionar en ciclo abierto o simple; un sistema de refrigeración; una planta de tratamiento de agua, además de un sistema de captación y descarga de agua, entre otras instalaciones.

Conexión La termoeléctrica contempla un sistema de transmisión de 15 kilómetros, con una línea de 220 kV de doble circuito, la cual se conectará desde la subestación Central Kelar a la subestación Kapatur en el SING.

Central Kelar tiene bloque de ciclo combinado (gas/vapor), que utilizará gas natural como combustible principal y petróleo diésel como combustible de respaldo.

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También incorpora un gasoducto subterráneo de 3,3 kilómetros de longitud, desde la empresa GNL Mejillones hasta la central.

En materia de medio ambiente se realizó la limpieza y construcción de barreras en el sitio Buchanan Jones en Mejillones para la protección del hábitat del Gaviotín Chico (en peligro de extinción) junto a la Fundación para la Sustentabilidad del Gaviotín Chico, donde también Kelar construirá y donará un centro de investigación en el sector de Playa Grande para facilitar la observación y monitoreo de esta especie.

Foto: Gentileza Kelar.

El proyecto contará con dos turbinas de gas Alstom GT13E2, donde se incluye “la operación con carga baja de control de emisiones, que permite a los operadores reaccionar con rapidez a los cambios en la demanda y reducir los costos de mantenimiento disminuyendo la frecuencia de paradas de planta”, indicó Julio Friedmann, CEO de GE Chile.

Además, según Fernando Segovia, coordinador de operaciones de Kelar, "se han implementado programas de vida sana, entre los cuales está el patrocinio al equipo municipal de fútbol para el desarrollo de divisiones menores, formación de entrenadores y árbitros”.

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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.

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Informe Técnico

Ingeniería en equipos de Alta Tensión

Interconexión planteará integración de nuevas tecnologías

L

a interconexión SIC-SING, junto a la nueva Ley de Transmisión vigente, planteará un antes y un después en las actividades de ingeniería para equipos de Alta Tensión (AT), según señalan a Revista ELECTRICIDAD los representantes del mundo académico, quienes advierten que los desafíos de esta área apuntan a la incorporación de tecnologías flexibles y el monitoreo de los equipos de Alta Tensión.

Patricio Robles, académico de la Escuela de Ingeniería Eléctrica de la Pontificia Universidad Católica de Valparaíso, destaca la relevancia de este tipo de ingeniería para el desarrollo de los sistemas eléctricos por cuanto “es una especialidad que incluye la elaboración de modelos para determinar el comportamiento de la aislación de equipos ante esfuerzos dieléctricos; especificaciones de dispositivos como pararrayos para

En el mundo académico destacan la capacidad adaptativa de esta área de la industria eléctrica respecto al equipamiento internacional que llega al mercado local, especialmente vinculado a la infraestructura en transmisión y de subestaciones.

protegerse de estas sobretensiones; ensayos en laboratorios de Alta Tensión de acuerdo a normas internacionales, y el diseño de cables de guarda para disminuir la probabilidad de que una descarga atmosférica impacte sobre los conductores de fase de una línea de transmisión”.

A juicio de Claudio Roa, académico del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Concepción, “una de las características de la

Construcción de subestación eléctrica en AT del parque solar de Rijn Capital en la región de Antofagasta.

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Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

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Informe Técnico

ingeniería eléctrica local es que se adapta muy rápido, por lo que no hay problemas para trabajar con las distintas tecnologías que traen los principales proveedores internacionales porque, al no construir equipos, la innovación se concentra en la integración tecnológica”.

Instalaciones eléctricas en central Mejillones de Engie (ex E-CL).

Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

Gabriel Olguín, académico de la Universidad de Santiago, sostiene que la tendencia apunta al uso de equipamiento AT compacto como las subestaciones GIS. Otro aspecto es la compensación serie de líneas HVAC, incluyendo control y protección, que resultan clave para la seguridad de la interconexión SIC-SING”.

Interconexión

Esto es compartido por Mónica Brevis, directora del Área Electricidad y Electrónica de la Universidad Tecnológica Inacap, quien plantea que la interconexión nacional supondrá una mayor demanda por ingeniería de Alta Tensión, de la mano de la conexión de futuros desarrollos en generación.

Patricio Robles indica que la construcción de líneas de transmisión de hasta 500 kV en el marco de la interconexión supone varias tareas para la ingeniería en tecnologías AT, especialmente en estudios “como especificaciones de equipos de maniobra, análisis de efectos transitorios electromagnéticos para la especificación de la aislación de equipos de Alta Tensión; estudios de compatibilidad para determinar el campo electromagnético producido por estas líneas, y la especificación de sistemas de compensación reactiva”.

De acuerdo a Claudio Roa también “el futuro Coordinador Independiente del Sistema Nacional que viene con la nueva Ley de Transmisión puede abrir un flanco de negocios para las empresas porque

podría poner como meta incorporar tecnologías de avanzada para sacar el mejor provecho de la red y de las subestaciones, siendo un espacio de desarrollo para la ingeniería”.

Desafíos Según los académicos, no son pocos los retos que debe enfrentar la ingeniería en esta área. Gabriel Olguín menciona que la tendencia se concentrará en “la modernización de las subestaciones existentes, porque muchas tienen un equipamiento antiguo y, si bien funcionan, son voluminosas y ocupan mucho espacio, por lo que lo que habría que reemplazarlas por tecnología más compacta e inteligente”.

Para Claudio Roa otro desafío es el “uso de sensores y control a distancia además de alta tecnología en las líneas de transmisión, que deberían dar espacio a lo que se llama Dynamic Line Rating (DLR) para sacarle un mayor provecho a la transmisión, monitoreando las condiciones ambientales”.

Finalmente Mónica Brevis plantea la necesidad de “aumentar la incorporación de sistemas inteligentes en la industria, con monitoreo y tecnologías flexibles, lo que significa para la ingeniería una mayor relación con aplicaciones como internet de las cosas en la industria eléctrica a fin de tomar decisiones preventivamente para el manejo adecuado y seguro de los equipos de Alta Tensión”.

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Según Roger Schurch, académico del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad Santa María, la ingeniería en equipos de AT “es un área clave para la industria eléctrica y actualmente está en un punto alto por todas las obras que se están realizando y que también están licitadas en el futuro, como la interconexión SIC-SING”.

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Sociales

2° Seminario de Integración CDEC:

“Unidos por la energía de Chile” Con el objeto de analizar los avances y desafíos alcanzados hasta la fecha por ambos Centros de Despacho Económicos de Carga (SIC y SING), se realizó el 2° Seminario de Integración CDEC: “Unidos por la energía de Chile”, el cual contó con la participación del Ministro de Energía, Máximo Pacheco; el Secretario Ejecutivo de la CNE, Andrés Romero; presidentes de los Directorios de los CDEC, Juan Cembrano y Pablo Benario, además de los directores ejecutivos de ambos organismos, Daniel Salazar (SING) y Andrés Salgado (SIC), respectivamente.

Entre los asistentes estuvieron también altos ejecutivos de empresas coordinadas, representantes de organismos públicos, jefes de departamento de ambos CDEC, académicos, expertos del sector, representantes gremiales, integrantes del Tribunal de Defensa de la Libre Competencia, el Panel de Expertos y colaboradores de ambas entidades.

Francisco Aguirre, director del CDEC SING; Pilar Bravo, directora del CDEC SING; Jaime Peralta, director del CDEC SIC, y Alfonso Bahamondes, director del CDEC SING.

Fotos: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

José Miguel Castellanos, jefe Departamento de Estudio del CDEC SIC; Fabiola Becar, auditor interno del CDEC SIC; Luis Calabrán, Operaciones del CDEC SIC; Víctor Espinoza, jefe Unidad Despacho de Carga CDEC SIC.

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Luis Ávila, superintendente de Electricidad y Combustibles (SEC); Andreas Gebhardt, gerente general de Chilectra; Rodrigo Castillo, director ejecutivo de la Asociación de Empresas Eléctricas; Andrés Romero, secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), y Rodrigo López, vicepresidente de Operaciones de Transelec.

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Andrés Salgado, director técnico ejecutivo del CDEC SIC; Juan Cembrano, presidente del directorio del CDEC SIC; Pablo Benario, presidente del directorio del CDEC SING, y Daniel Salazar, director ejecutivo del CDEC SING.

Guillermo Hevia, arquitecto del proyecto del CDEC SIC; Claudio Iglesis, director del CDEC SIC; Sergi Jordana, presidente del directorio del CDEC SIC, y Eric Ahumada, vicepresidente de Desarrollo de Negocios de Transelec. Álvaro Navarro, jefe de TI del CDEC SIC; Soledad Salas, gerente comercial de Duke Energy, y Juan Carlos Olmedo, director del CDEC SIC.

Héctor Lagunas, director ejecutivo de GTD; Carlos Finat, director ejecutivo de Acera, y Jaime de Los Hoyos, director del CDEC SING.

Werner Watznauer, gerente general de Noracit y Andreas Gebhardt, gerente general de Chilectra.

Equipo de Revista ELECTRICIDAD

dijo el presidente de la AIE, Victor Grimblatt, quien agregó que los desafíos están a la vuelta de la esquina.

“El Internet de las Cosas, la Manufactura Avanzada o Industria 4.0, las energías renovables, el almacenamiento de la energía, la movilidad y la disponibilidad de energía en equipos móviles, las ciudades inteligentes, entro otros, son algunos de los temas que llegaron a desafiarnos y a plantearnos oportunidades de crecimiento”, dijo el nuevo presidente del gremio.

Foto: Gentileza Endesa.

Ministro Pacheco destacó avance de 35% del proyecto hidroeléctrico Los Cóndores

Un 35% de avance registran las obras del proyecto hidroeléctrico Los Cóndores, que desarrolla Endesa Chile en la cuenca de la región del Maule, por lo que se estima que la futura central entre en operaciones en 2018, según informó el presidente del directorio de Enersis Chile, Herman Chadwick, durante una visita en terreno donde también asistieron el ministro de Energía, Máximo Pacheco, el gerente general de Enersis, Nicola Cotugno, y Valter Moro, gerente general de Endesa Chile.

Las autoridades y ejecutivos estuvieron en la futura caverna de máquinas de la central para conocer los avances en la construcción, donde actualmente se construye la infraestructura que recibirá dos turbinas Pelton de eje vertical de 75 MW cada una, como contempla el proyecto, con una capacidad instalada de 150 MW que se conectará al Sistema Interconectado Central (SIC) desde la subestación Ancoa.

En la ocasión Chadwick destacó el avance del proyecto, afirmando que “desvirtúo aquellas críticas que han dicho de que Endesa no está dedicada a sus proyectos y de que quiere dejar la hidroelectricidad. Eso es falso porque Endesa está haciendo proyectos que sean viables, factibles, amigables con la comunidad y que tengan un factor económico que permitan los nuevos precios de la electricidad fijados para 2021”.

Por su lado, Valter Moro, gerente general de Endesa Chile indicó que cuando la central Los Cóndores entre en operación, la empresa tendrá cerca de 1.000 MW instalados en la cuenca del río Maule.

El ministro de Energía, Máximo Pacheco, resaltó el avance de las obras luego de recorrer parte de los 12 kilómetros de túnel subterráneo que transportará el agua de la Laguna Maule, precisando que esta inversión forma parte de la reactivación de proyectos energéticos desde 2014.

Seminario Cigré: Plantean que proyectos mini hidro y geotérmicos son idóneos para polos de desarrollo El vicepresidente de Desarrollo de Negocios de Transelec, Eric Ahumada, afirmó que los proyectos de generación mini hidro y geotérmicos son los que más necesitarán de la definición de polo de desarrollo para su realización y planificación de holguras en la transmisión.

El ejecutivo participó en el seminario del Comité Internacional de Grandes Redes Eléctricas (Cigré) sobre “Energía Renovables: visión de largo plazo ¿Cómo alcanzar las metas”, donde expuso sobre polos de desarrollo, usuarios potenciales, componente ERNC y holguras en la transmisión.

De acuerdo al ejecutivo, “para la conexión de proyectos mini hidro y geotérmicos es altamente probable que se junten entre ellos y tiendan a conversar con la autoridad de manera de activar esta discusión de cómo desarrollar estas áreas de organización energética (polos de desarrollo) cada cinco años y, una vez hecho esto, estos proyectos pueden ser parte de una planificación anual en la expansión de la transmisión”.

Ahumada dijo, por otro lado, que los proyectos solares y eólicos no requerirían la definición del polo de desarrollo para instalarse en el territorio toda vez que “tienen condiciones de competencia distinta, se han ganado PPA, por lo que este tipo de proyectos ERNC pueden conectarse al sistema nacional (ex troncal)”.

“Por esto estimamos que para los proyectos eólicos y solares es altamente probable que se tienda a revisar anualmente en los planes de expansión de la transmisión”, agregó.

Ahumada planteó que la diferencia entre estos proyectos de Energías Renovables No Convencionales (ERNC) va por el lado de la transmisión que requieren, desde el punto de vista de la ubicación que tengan en el territorio y su acceso a las líneas troncales.

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En el marco de su ceremonia anual, efectuada en CasaPiedra, la Industria Eléctrica, Electrónica y Automatización (AIE), festejó más de 20 años conglomerando a la industria tecnológica nacional, donde se distinguió a Revista ELECTRICIDAD con el Premio Aporte al Sector en la Categoría Medio de Comunicación.

“En este cuarto de siglo hemos sido testigos privilegiados de los cambios experimentados por el sector energía. Ello ha provocado que en nuestra empresa editorial también hayamos impulsado modificaciones. Es así como, nacida la revista en papel, paulatinamente hemos ingresado al mundo digital, abarcando nuevas áreas. La revista se distribuye físicamente en su edición impresa, pero también está disponible en formato digital en el Portal Internet de la publicación”, expuso el director de Revista ELECTRICIDAD, Roly Solís, agradeciendo la distinción.

“AIE es la Asociación que agrupa a la industria y a entidades educacionales en diversos rubros asociados con la tecnología. Actualmente contamos con más de 70 socios entre empresas y establecimientos educacionales. La asociación trabaja a través de 5 comités y un staff”,

ESCENARIO ENERGÉTICO

AIE premió a Revista ELECTRICIDAD por su aporte al sector

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ESCENARIO ENERGÉTICO

Gobierno impulsa licitación de sistemas fotovoltaicos para desiertos por US$17 millones

Con más de 25 años de trayectoria, somos la revista energética de Chile

CNE lanzó portal web sobre Ley de Equidad Tarifaria

Categoría medios de Comunicación

PREMIO 2016

Otorgado por:

Aporte al sector

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Léala en todos sus soportes

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Durante la primera reunión del Comité de Desarrollo de la Industria de la Energía Solar de la Corporación de Fomento de la Producción (Corfo), el ministro de Energía, Máximo Pacheco, encargó la tarea de impulsar un sector productivo en base a esta tecnología, aprovechando el recurso solar existente en el país. Una de las líneas de trabajo de este grupo es el desarrollo tecnológico, donde se destacó la licitación del proyecto de sistemas fotovoltaicos para desiertos, que contempla un financiamiento público de US$12 millones y de US$5 millones que deberá aportar el sector privado. El proceso cierra el 30 de marzo de 2017, con el objetivo de levantar un portafolio de proyectos de Investigación para el desarrollo de sistemas fotovoltaicos adaptados a condiciones desérticas extremas, asegurando la durabilidad y el funcionamiento de estos sistemas.

Disponible para dispositivos

La Comisión Nacional de Energía (CNE) lanzó un sitio web en que se dan a conocer los detalles y alcances de la nueva Ley de Equidad Tarifaria, donde se muestran las dos etapas que contiene la normativa: el reconocimiento a la generación local y la equidad tarifaria residencial.

En la plataforma también se muestran los beneficios de la Ley, donde “se estima que por el efecto global de ambas etapas, 2,7 millones de clientes verán disminuida su cuenta de la luz”, señalando que en una primera fase “se entregará información de las 65 comunas beneficiadas con reconocimiento de generación local debido al aporte que hacen las centrales de generación instaladas en esas comunas y la energía eléctrica generada según corresponda en cada caso”.

Endesa Chile renuncia a derechos de agua asociados a cinco proyectos energéticos

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www.revistaelectricidad.cl Si desea consultar por publicidad, contacte a: ventas@editec.cl + 56 2 27574258 LA EDITORIAL TÉCNICA Y DE NEGOCIOS LÍDER DE CHILE

El directorio de Endesa Chile decidió renunciar a los derechos de aprovechamientos de aguas asociados a los proyectos hidroeléctricos Bardón, de 14 MW (ubicado en el río Cautín, Región de la Araucanía); Chillán 1 y 2, de 17 MW (río Chillán, Región del Biobío); Futaleufú, de 1.330 MW (río Futaleufú, Región de Los Lagos); Puelo, de 750 MW (río Puelo, Región de Los Lagos) y Huechún de 40 MW (Región Metropolitana).

La compañía castigará para el ejercicio 2016 el 100% de la inversión societaria vinculada a ellos, lo que totaliza US$52 millones.

“La voluntad de Endesa Chile es que solo se llevarán a cabo iniciativas que sean viables técnica y económicamente y que cuenten con la aceptación de las comunidades donde estarán insertas”, explicó el gerente general de la compañía, Valter Moro.

Miguel Silva, director general de Aguas (s) del Ministerio de Obras Públicas (MOP), explicó a Revista ELECTRICIDAD que “una vez ingresada la renuncia a los derechos de aprovechamiento de agua, el Departamento de Administración de Recursos Hídricos de la DGA deberá reevaluar la situación de disponibilidad de la cuenca donde se ubica dicha renuncia, y de acuerdo a los resultados obtenidos –considerando los caudales liberados− continuará con la resolución de las solicitudes pendientes a la fecha, calculando la disponibilidad a nivel del cauce solicitado y a nivel de la cuenca”.

Según el registro de derechos de aprovechamiento de aguas no consuntivos de la DGA, a enero de 2016, Endesa registra 86 derechos equivalentes a 4.293 metros cúbicos por segundo.

En una visita para inspeccionar en terreno el proyecto de interconexión de los Sistemas Interconectado del Norte Grande (SING) con el Sistema Interconectado Central (SIC), el ministro de Energía, Máximo Pacheco, aseguró que la iniciativa de Transmisora Eléctrica del Norte (TEN) cuenta ya con un 60% de avance global.

En el sitio donde se ubicará la Subestación Los Changos, en la comuna de Mejillones, el gerente general de Engie Energía Chile, Axel Levêque, recordó la importancia que tiene el proyecto tanto para la compañía como para el país agregando que “hago un pedido para que las autoridades sigan apoyándonos en el futuro para que la fusión de los Cdec no perjudique el trabajo de las líneas”.

El ejecutivo aclaró a Revista Electricidad que no existe un problema especial, sin embargo “es importante que para que se cumpla el cronograma, el organismo que nos va a controlar en toda la puesta en marcha ponga muchos esfuerzos”. Sobre este tema, el ministro de Energía aseguró a este medio que la preocupación de Axel Levêque es perfectamente válida ya que ahora vamos a tener un solo sistema de despacho y todo quedará en las manos de un solo coordinador con más atribuciones y dificultades. “Nosotros como ministerio, junto a la CNE, estamos haciendo un seguimiento para que el plan de integración se concrete”, aseguró Pacheco.

AGENDA

Organiza: Kallman Latin America,

Asociación de Industriales de Antofagasta Lugar: Recinto AIA, Antofagasta Contacto: info@ift-energy.cl Más información: www.ift-energy.cl

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8° Encuentro de Automatización 2016 Organiza: Asociación de la Industria

NOVIEMBRE / DICIEMBRE

1al 2

IFT Energy Atacama Desert

Diciembre

Noviembre

9al 11

Expo Oil and Gas Colombia 2016: Feria de hidrocarburos Organiza: Corferias Lugar: Centro internacional de negocios y exposiciones, Bogotá, Colombia Contacto: adrufovka@corferias.com Más información: www.expooilandgascolombia.com

8al 10

Renewable Energy World Conference

Contacto: eventos@aie.cl

Organiza: PennWell Corporation Lugar: Orange County Convention Center, Orlando, EE.UU. Contacto: registration@pennwell.com

Más información: www.aie.cl

Más información: www.renewableenergyworld-events.com

Eléctrica-Electrónica (AIE)

Lugar: Duoc UC San Joaquín

ESCENARIO ENERGÉTICO

En una jornada técnica, encabezada por la subsecretaria de Energía, Jimena Jara, junto a representantes de ambos CDECs, de la Comisión Nacional de Energía, asociaciones gremiales y empresas del sector energético, se presentó el Sistema de Pronóstico centralizado para la inyección de ERNC, el cual será provisto, a través de una licitación, por una compañía especializada del rubro, facilitando la tarea de los operadores en el control del sistema eléctrico.

La iniciativa es parte del trabajo que desarrollan desde 2015 el Ministerio de Energía junto a Deutsche Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit (GIZ), a través de su Programa de Energía 4E y por encargo del Ministerio de Medioambiente alemán (BMUB).

Una de las líneas de trabajo acordado fue estudiar los sistemas de pronósticos y gestión de fuentes de energías renovables variables.

“El aumento de la variabilidad e incertidumbre que enfrentan los operadores de red en un sistema eléctrico puede disminuir el beneficio de despachar energía de bajo costo como la eólica y solar, llevando incluso al “vertimiento” de estas fuentes. En este sentido, nuestro trabajo se basa en proveer alternativas que faciliten la tarea de los operadores nacionales en la integración de estas fuentes, aprovechado la experiencia de países como Alemania y que tengan como objetivo aumentar la capacidad de la red para integrar energía solar y eólica”, explica Felipe Salinas, asesor técnico de GIZ.

Foto: Daniela Maldonado-Revista ELECTRICIDAD

Proyecto de interconexión SIC SING tiene 60% de avance

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Presentan sistema de pronóstico centralizado para la inyección de ERNC

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S O C I A L E S

CON GRAN ÉXITO SE DESARROLLÓ LA CENA DE LA INDUSTRIA ELÉCTRICA, ELECTRÓNICA Y AUTOMATIZACIÓN 2016 La Asociación de la Industria Eléctrica - Electrónica, AIE, conmemoró su aniversario número 20 en una especial noche desarrollada en Casapiedra y enmarcada dentro de la Cena de la Industria Eléctrica, Electrónica y Automatización 2016, importante evento del sector que reunió el día jueves 1 de septiembre a reconocidas personalidades del ámbito tecnológico.

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1. Asistentes a la Cena de la Industria Eléctrica – Electrónica y Automatización 2. Sr. Victor Grimblatt, Presidente de AIE dirigiéndose a los asistentes. 3. Sr. Roly Solís, Director de Revista Electricidad recibiendo de parte de la Sra. Mónica Brevis, Vicepresidenta de AIE el Premio Aporte al Sector Categoría Medio de Comunicación. 4. Sr. Patricio Céspedes, Vicepresidente de SONAMI recibiendo el Premio Aporte al Sector Categoría Institucional de parte de Sr. Manuel Valenzuela, Director de AIE. 5. Sr. Osvaldo Menéndez, recibiendo el Premio Mejor Innovación o Desarrollo Tecnológico AIE 2016, categoría Instituciones de Educación Superior, para Universidad Federico Santa María. 6. El público disfrutando del cóctel previo a la Cena. 7. Premio Mejor Innovación o desarrollo Tecnológico AIE 2016, categoría empresas, para Control and Logic y USACH 8. Sr. Victor Grimblatt, Presidente de AIE, junto a Sr. Aldo Amadori, ganador del Premio AIE – IEEE Ingeniero Sobresaliente 2016.

Energía

Hoy se dan los primeros pasos

Potencial de cogeneración Foto: Gentileza GIZ Chile.

en Chile llega a 1.500 MW

Si bien los especialistas dicen que el mercado local está en una fase de aprendizaje, hasta el momento ya se registran casos de éxito en la aplicación de equipos tecnológicos para eficientar los procesos industriales.

Especialistas consultados por Revista ELECTRICIDAD señalan que el mercado chileno está en un proceso de aprendizaje para incorporar la cogeneración en procesos productivos y de servicios, siendo la reticencia inicial de las empresas para instalar esta tecnología uno de los principales desafíos debido a los costos de inversión implicados.

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L

a cogeneración, definida como la generación simultánea de energía eléctrica y calor útil a partir de un único proceso de consumo de energético primario, hoy está dando sus primeros pasos en nuestro país. Actualmente existen cerca de 800 MW instalados en distintos sectores industriales que la utilizan como una alternativa de eficiencia energética, lo que lleva al Ministerio de Energía a estimar que existe un potencial para implementar otros 1.500 MW en el mercado energético local a través de las múltiples aplicaciones tecnológicas disponibles.

Análisis de gases.

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Energía

Hasta el momento la División de Eficiencia Energética del Ministerio de Energía confeccionó un catastro, identificando que los costos para cogenerar van entre los US$2 a US$5 millones por MW instalado y eso depende del tipo de tecnología que se instale, mientras que los períodos de retorno de la inversión están entre cuatro a siete años, según afirma Ignacio Santelices, jefe de la División de Eficiencia Energética del Ministerio de Energía.

El contexto Los costos de instalación y las inversiones son un punto clave para el futuro de la cogeneración en el mercado nacional, pero el otro reto es aumentar el conocimiento del tema entre las empresas.

A juicio de Juan Pablo Payero, jefe de la línea de desarrollo de Industria y Minería de la Agencia Chilena de Eficiencia Energética (AChEE) el proceso “engloba todos los conceptos y tecnologías en las cuales el calor y la potencia eléctrica son conjuntamente generadas por una sola unidad y utilizadas por el mismo consumidor, por lo que la cogeneración es más eficiente que la producción de electrici-

Estructura de costos típica para inversión en proyectos de cogeneración.

13%

Imprevistos

13% Planificación

59%

Motor a Gas

9%

Implementación

6% Equipamiento

Desglose de costos estándar de un proyecto de cogeneración (del orden 300.000 EUR) Fuente: AChEE.

dad y calor por separado, aportando en más de 30% a la eficiencia del sistema conjunto y reduciendo el consumo de combustible en más de 50%”.

Otro punto relevante es entender la forma en que opera esta tecnología. Cecilia Figueroa, asesora del Proyecto “Eficiencia Energética y Cogeneración en sectores Industrial y Co-

Los casos de éxito

•

Cecilia Figueroa (GIZ): “A la fecha en el país ya se cuenta con proveedores de módulos de cogeneración en base a motores de combustión y de microturbinas que cuentan al menos con cuatro instalaciones operando en el rubro comercial y actualmente desarrollando proyectos en el rubro industrial”.

• Juan Pablo Payero (AChEE): “Hemos desarrollado seis casos de éxito, tres de los cuales se hicieron en hospitales públicos con el apoyo de la GIZ y otros tres el año pasado • en industrias, con cogeneradores instalados en el sector hotelero y en criaderos de cerdos, donde con los purines se genera biogás que alimenta a motores que generan electricidad que se inyecta a la red, mientras que el calor residual se usa para calefaccionar los espacios de los cerdos recién nacidos para no gastar más energía”.

• Héctor Arellano (Efizity): “Nuestra solución es un aprovechamiento térmico de grupos electrógenos tradicionales

en instalaciones que operan 24/7, generando su propia electricidad. En la zona de San Pedro de Atacama, en 2012, instalamos un sistema de cogeneración en el actual Hotel Cumbres y ahora estamos terminando la puesta en marcha con un sistema similar en el Hotel Alto Atacama. En el primer caso se ahorró en uso de gas licuado y el proyecto se pagó en menos de dos años, lo que es muy bueno en términos de proyectos de cogeneración”.

Ignacio Santelices (Ministerio de Energía): En el Hospital Regional de Coyhaique, junto a GIZ, se instaló un módulo compacto con una potencia eléctrica de 163 kW y potencia térmica de 319 kW. En su primer año de operación el equipo de cogeneración aportó 55% de la energía eléctrica que el hospital requiere para el autoconsumo y un 37% de la energía térmica, en el uso del agua precalentada que surte el retorno de las calderas de agua caliente sanitaria y de calefacción. El módulo tiene un rendimiento promedio de 90%, generando ahorros por $181 millones anuales.

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Los especialistas destacan varios hitos en el desarrollo de la cogeneración en el país:

37

Energía

mercio”, de la Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit (GIZ) en Chile explica a este medio que la cogeneración "consiste en la conversión de la energía de la fuente energética, en forma conjunta, a energía eléctrica y al calor, este último entregado a través de la producción de agua caliente, vapor o gases calientes. El proceso de conversión en estos casos es por combustión del energético en equipos especialmente diseñados para producir, con altas eficiencias, electricidad y calor en conjunto".

En esta línea, según Andrés Díaz, académico del Centro de Energía y Desarrollo Sustentable de la Universidad Diego Portales, “los sistemas convencionales de energía generan electricidad emitiendo calor residual en ese proceso, pero lo que hace la cogeneración es reutilizar el calor mediante intercambiadores para calentar agua, calefaccionar ambientes o usarse en otras actividades dentro del mismo sistema”.

Cecilia Figueroa ejemplifica el impacto de eficiencia energética que supone la cogeneración: “Un proceso de generación convencional de electricidad tiene rendimientos promedio

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Cómo funciona el proceso de cogeneración

Fuente: GIZ Chile.

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Rango de capacidad de cogeneración según tecnología (MW).

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300

400

500

600

150

Turbina a gas Micro turbina a gas 0,2 Ciclo combinado gas-vapor (contrapresión)

500 500

Ciclo combinado gas-vapor (extracción) Ciclo combinado turbina a vapor (contrapresión)

200

Ciclo combinado turbina a vapor (extracción)

800

Motor Stirling 0,04 Celda Combustible (PEM/PAFC) 1 Celda combustible de alta temperature (MFC/SOFC)

500

Ciclo rankine orgánico 2 Motor de cogeneración

10 Min

Max

Fuente: AChEE.

bajos: las termoeléctricas de ciclo abierto logran rendimientos de 35% y los ciclos combinados hasta 55%, perdiéndose entre 45% a 65% del contenido energético de la fuente primaria. La cogeneración logra rendimientos globales promedio de 85% y pérdidas de 15%, lo que depende de la tecnología y del tipo de combustible. Se entiende entonces que para producir las mismas cantidades de electricidad y ca-

Energía

Andrés Díaz sostiene que “todos los equipos y tecnologías de cogeneración dependen del requerimiento, no es que exista un tipo de tecnología en particular para cogenerar”, lo que es compartido por Juan Pablo Payero, quien enumera las principales aplicaciones existentes, con sus respectivas potencias y mediciones de eficiencia energética: • Motores alternativos de combustión interna: Tienen un rango de potencia entre 1 kW y 10 MW, logrando eficiencias de 35% a 45%.

• Turbinas de vapor: Su capacidad va de 45 kW a 500 MW, obteniendo eficiencias de 20% a 30%.

• Ciclo rankine: Poseen un rango entre 3,5 kW a 130 MW, logrando eficiencia de 10% a 20%.

• Celdas de combustibles: Tienen una capacidad de 0,5 kW a 10 kW, registrando eficiencias entre 40% y 60%, dependiendo de la tecnología de celda combustible.

• Fuentes orgánicas: Son residuos como biomasa y biodiesel. Tienen un rango entre 45 kW y 500 MW con una eficiencia de 35% a 45%.

Ignacio Santelices comenta que en Chile “las tecnologías más usadas en proyectos pequeños de cogeneración, bajo 1 MW, son las microturbinas y los motores de combustión interna”.

Desafíos Los especialistas detallan más de un desafío para avanzar en cogeneración. Héctor Chávez, académico de la Universidad de Santiago indica la reticencia de las empresas “debido a la paralización que supone la instalación de sistemas de cogeneración en los procesos

Héctor Arellano, gerente de Ingeniería de la consultora Efizity concluye que se debe solucionar la barrera existente en los precios libres de la electricidad, pues “si los precios del mercado spot de clientes libres están a la baja se afecta negativamente el desarrollo de los proyectos de cogeneración que tienen pensado inyectar electricidad a la red”.

Equipo de cogeneración instalado en la Posta Central de Santiago.

Nº199 | octubre 2016 | www.revistaelectricidad.cl

Tecnologías

productivos”, mientras que Andrés Díaz menciona que es relevante conocer la demanda energética de la empresa antes de escoger la tecnología “porque la cogeneración, al tener que satisfacer dos demandas, primero debe conocer cuánto calor necesita un proceso para calentar agua o ambientes”.

Foto: Gentileza GIZ.

lor, la cogeneración produce un ahorro en el consumo de la energía primaria utilizada en comparación a la generación separada de modo convencional”.

39

Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

Robot de limpieza sujeto a los paneles en planta solar Etrion, en la región de Atacama.

Costo llega hasta US$5.000 por MW

Tecnología robótica Nº199 | octubre 2016 | www.revistaelectricidad.cl

en limpieza de paneles fotovoltaicos

40

S

i bien los especialistas en energía solar afirman que está en sus inicios, la aplicación de la tecnología robótica para la limpieza de paneles fotovoltaicos en los parques solares instalados en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) y en el Sistema Interconectado Central (SIC) llegó para quedarse, considerando el aumento de la participación de esta fuente energética que actualmente llega a 805 MW instalados, según los datos de la Comisión Nacional de Energía (CNE).

Rodrigo Palma, director del Solar Energy Research Center (Serc Chile), señala que el uso de robots para limpiar paneles fotovoltaicos en

Especialistas señalan a Revista ELECTRICIDAD que los gastos se deben adecuar a las condiciones geográficas y climáticas en que operan los parques solares en el país, los cuales pueden optar a cerca de 20 técnicas disponibles en el mercado nacional para el lavado de los módulos. grandes centrales contempla varias formas de aplicación: “Hemos tomado conocimiento de unas veinte maneras distintas de limpieza, desde sistemas autónomos (que se montan sobre los paneles) hasta equipamiento móvil que avanza independientemente a través de estos. La pertinencia entonces depende del contexto local, por

lo que no es tan evidente la selección de un tipo de tecnología en particular”.

suciedad, por lo que hay un tema de monitoreo y de ajustes de voltaje en el caso de que el módulo vaya decayendo”, precisa el docente.

Alex Godoy, director del magíster en Gestión de la Sustentabilidad de la Universidad del Desarrollo, afirma que “la robótica permite tener un control de este proceso, en la medida en que la limpieza se hace de forma regular, seriada y que sea alimentada por la propia energía que proviene de los paneles fotovoltaicos para mantener el factor de planta al más alto nivel que se pueda obtener”.

Edward Fuentealba, director del Centro de Desarrollo Energético de Antofagasta, señala que la planificación también considera “el examen de las composiciones químicas que tienen los polvos que se depositan sobre los paneles, además de ver si es necesario limpiar con agua o con aire comprimido o en seco directamente. De acuerdo a estas condiciones se puede diseñar un sistema que pueda automatizar la tarea de limpieza”.

Elías Urrejola, coordinador del proyecto fotovoltaico de Fraunhofer Chile Research explica que “los robots que vienen integrados en el parque solar representan un costo inicial que es bancable y no es un costo adicional (como ocurre en el caso de la planta solar PV Salvador en Diego de Almagro).

Cuando se incorpora esta tecnología de limpieza más tarde, y se compran los robots, estos tiene costos que van de US$10.000 a US$15.000, lo que está sujeto a la cantidad de unidades que se necesitan con su respectivos operarios que cambien de lugar al robot y recarguen su batería, siendo un costo a tomar en cuenta porque el ensuciamiento puede producir pérdidas eléctricas de hasta 30%”.

“Hemos tenido experiencia con el uso de robots pequeños, pero en el desierto se producen vientos fuertes que pueden hacer volar al dispositivo si no tienen un buen sistema de sujeción al módulo.

Hay otros sistemas de robótica que recubren el módulo para limpiarlo en forma gradual, pero la mayoría de las plantas usa un módulo por cada seguidor, por lo que el mecanismo de limpieza varía de acuerdo al tamaño de la planta”, advierte el académico de la Universidad de Antofagasta.

Prueba de limpieza robótica en seco para paneles fotovoltaicos en Santiago.

Los costos por el uso de la robótica en la limpieza de los paneles también van asociado a la planificación, asegura Alex Godoy. “La primera área comienza con las tecnologías asociadas como los algoritmos y ecuaciones que permiten detectar cuáles paneles están afectados por la

Foto: Gentileza Natural Energy.

Planificación

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Aunque Urrejola indica que es difícil establecer el costo exacto de la limpieza, ya que el ensuciamiento depende químicamente de la localidad y del clima, “este ronda entre los US$1.000 a US$5.000 por MW por limpieza, lo que varía según el tamaño de la planta, la técnica de limpieza, la mano de obra y el uso del recurso agua”.

El especialista plantea que lo ideal es contar “con sistemas eficientes y rápidos que funcionen en seco, ojalá autónomos, o que tengan baterías con una vida útil larga”.

En este contexto Fuentealba asegura que en el país “estamos en pañales con el tema de la robótica de limpieza, no por el aspecto tecnológico, sino por generar una solución que sea práctica y económica, porque muchas veces se termina limpiando a mano, con un menor costo”.

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Columna de Opinión Por Arturo Molina,

Seremi de Energía de la Región de Antofagasta.

Las ERNC y la capacitación de profesionales y técnicos

Para abordar esta brecha existente concretamos algunas alianzas estratégicas con instituciones claves como el Centro de Desarrollo Energético de la Universidad de Antofagasta (CDEA) y la Corporación de Desarrollo Tecnológico (CDT) de la Cámara Chilena de la Construcción, para en conjunto con estos destacados organismos comenzar a capacitar tanto a técnicos como a profesionales en instalación, mantención y operación de plantas de energías renovables no convencionales.

Todo esto lo hicimos rápidamente, pues no podíamos desperdiciar tiempo considerando que hoy en la región existe Hoy en la región existe una cartera de proyecto una cartera de proyecto de 111 iniciativas de generación de energía y Al conocer estos rede 111 iniciativas de getransmisión (en distintas etapas de desarrollo) sultados, recuerdo de neración de energía y y lideramos a nivel nacional la inversión inmediato el inicio del transmisión (en distintas superando los US$30.000 millones.

Gobierno de la Presietapas de desarrollo) y lidenta Michelle Bachederamos a nivel nacional la inversión superando los US$30.000 millones. Si se concretan llet y mis primeros meses como Seremi, cuando revisé la cartera de proyectos y me encontré que existían cerca de 50 iniciativas en estas iniciativas se necesitarán más de 4.000 nuevos puestos distintos estado de desarrollo, de los cuales dos se encontraban de trabajos, que podrían cubrir parte del desempleo y entregar en construcción. En este sentido una de las primeras tareas dinamismo a la economía regional. que realicé fue visitar las obras de estas nuevas plantas, donde En este contexto hace un mes, junto al Comité de Desarrollo nos encontramos que los trabajadores de estas iniciativas eran Productivo Regional de la Región de Antofagasta con el apoyo profesionales y técnicos húngaros, alemanes y españoles. Esto por cierto llamó poderosamente nuestra atención y consultamos del CDEA y la CDT, dimos inicio a la tercera versión del procon los dueños las razones del por qué no habían chilenos tragrama de formación de Capital Humano en el área solar, en el bajando en estas faenas y la respuesta fue simple: ¡No existe cual participan 120 alumnos que recibirán competencias en instalación, operación y mantenimiento de paneles fotovoltaicos mano de obra calificada! de gran escala y de escala residencial, pues esto es lo que necesita la región y el sector; formación de capital humano, Al darnos cuenta de esta realidad, nos pusimos como meta solucionar esta carencia y junto al Comité de Desarrollo Productivo para que nunca más existiendo puestos de trabajos, nuestra Regional conformamos la Mesa del Clúster Solar de Antofagasta. gente no pueda optar a ellos por falta de competencias.

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E

n julio se dieron a conocer los resultados de un estudio realizado por el Observatorio Laboral de Antofagasta −iniciativa desarrollada por la Universidad Católica del Norte (UCN), el Sence y la Sofofa− el cual arrojó que el sector energético duplicó la generación de nuevos puestos de trabajo, esto, según el estudio, se debe a la estrategia de diversificación de las fuentes energéticas existentes en la zona, especialmente las no convencionales, lo cual tendrían un impacto en la actividad económica y en particular en el ámbito laboral, en especial a través de los nuevos proyectos que están en desarrollo.

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Empresas

Con la incorporación de nuevas tecnologías

Ley de transmisión plantea el desafío de certificar la calidad de materiales

¿Qué impacto aprecia con la nueva Ley de transmisión en los proveedores del segmento?

La Ley lo que ha provocado es la entrada de nuevos actores en la industria, que traerán nuevas tecnologías, metodologías y más competencia en el sector. Es lo que hemos visto y se ha manifestado últimamente en las licitaciones de suministro eléctrico. Ante este nuevo escenario de intensidad en la competencia, habrá una tendencia natural que se reflejará en precios más bajos, pero esto de alguna manera también plantea el desafío de contar con un sistema de calificación que certifique los equipos y materiales que se emplearán en subestaciones de Alta Tensión y líneas de transmisión. ¿De qué modo se puede avanzar en este tema, considerando que la Ley contempla nuevas normas técnicas?

Se debe apuntar a que los materiales que ingresen al mercado chileno deben estar todos homologados con las normas correspondientes, además de tener un adecuado cumplimiento de

Matías O’Shea, subgerente de RTHÖ Elektrische, compañía especializada en equipamiento para SS/EE y líneas de transmisión desde 1993, señala que la nueva normativa implica un escenario de competencia más intenso. la calidad electro-mecánicas y físicas porque, por ejemplo, en aisladores de suspensión es muy diferente la aplicación y su uso para la zona norte respecto a la zona sur del país.

A su juicio, ¿la homologación en el ingreso de tecnología sería un desafío para la nueva Ley? No se tiene que perder de vista cuál es el objetivo final de homologar el ingreso de nuevas tecnologías y equipos. Este procedimiento debe ser serio y exigente, para así construir un sistema eléctrico robusto y confiable, contribuyendo al país y que no implique una dispersión de costos. La eventual introducción de componentes de calidades inferiores para un mismo propósito, conlleva un gran riesgo para el sistema eléctrico troncal. ¿Qué tendencia ve para los proveedores nacionales del segmento en vista a la interconexión internacional?

Vemos que la perspectiva de la economía chilena se mantiene plana, pero en países como Perú, Bolivia y Argentina, están en pleno desarrollo de infraestructura eléctrica, lo que se transforma en una oportunidad de negocios.

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L

a necesidad de avanzar en la homologación de normas para certificar el ingreso de nuevas tecnologías y equipos en transmisión es el principal reto que plantea la nueva Ley de Transmisión al segmento, según advierte Matías O’Shea.

Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

45

MERCADO ELÉCTRICO

ABB destaca sistema que limita eventuales fallas en corrientes de transformadores En el marco de Enermin 2016, ABB mostró las funciones del sistema Is- Limites destinado a evitar fallas de corriente en transformadores y generadores que se incorporan a sistemas de distribución de energía, especialmente en el sector minero, indicó Volker Schmidt de ABB en Alemania.

Según el ejecutivo “la creciente demanda de energía en todo el mundo exige transformadores o generadores de mayor potencial o adicionales, así como un estrecho enmallado de las redes de distribución. Esto puede conducir a que las corrientes de cortocircuitos permisibles de los elementos de servicios sean superadas y con ello que dichos equipos puedan ser destruidos dinámica o térmicamente, lo que puede llevar rápidamente a excesivas fallas de corrientes en sistemas de Media Tensión (hasta 40,5 kV)”.

Yokogawa mostró sistemas de seguridad instrumentados Yokogawa Chile destacó el Sistema Instrumentado de Seguridad (SIS), ProSafe-RS, cuyo objetivo es la reducción de riesgos y el aporte a la continuidad operacional de los procesos industriales, “resguardando a las personas, al medioambiente y a los activos, minimizando riesgos de incendios y explosiones, entre otros”.

A través de un comunicado la firma japonesa indicó que ProSafe-RS fue diseñado para minimizar el nivel de accidentes en los procesos industriales, aumentando la seguridad, pues

el SIS “actúa cuando no hay control, lleva el proceso a un estado seguro y es un sistema independiente”.

“La gran ventaja es que es posible contar con un sistema de seguridad instrumentado concebido y mantenido según las características propias de cada proceso, con grados o niveles de reducción de riesgos (SIL Safety Integrity Level) bien definidos, acreditados y demostrables”, explica Claudia Gutiérrez, supervisora de Sistemas de Yokogawa Chile.

El especialista planteó que una de las alternativas para enfrentar esta situación es la instalación del Is- limiter, toda vez que “reduce las corrientes de cortocircuitos en la expansión de instalaciones existentes e instalaciones nuevas y con ello los costos”.

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Ingeteam finalizó renovación de la central fotovoltaica más antigua de Europa

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Ingeteam finalizó los trabajos de renovación de los módulos fotovoltaicos de la central solar de Toledo PV en España, administrada por Gas Natural Fenosa Renovables. Se trata de la primera central de ese tamaño que se construyó en Europa en 1994, con una potencia de 1 MW. Sin embargo, en el último estudio realizado en agosto de 2015, la potencia efectiva se había reducido un 37%.

Por ello, la dirección de Toledo PV propuso a Ingeteam, actual operador y mantenedor de la planta, realizar unos trabajos de revamping (renovación) en la instalación para restituir su potencia a los valores originales.

La operación ha tenido una duración de dos meses y ha consistido en desmontar los antiguos paneles, que se gestionarán como un residuo electrónico, e instalar en su lugar los nuevos paneles fotovoltaicos.

Gerente general de Pares&Alvarez expuso en el Encuentro Regional de Empresas 2016 Javier Álvarez, gerente general de Pares&Alvarez, fue uno de los participantes en el Encuentro Regional de Empresas, organizado por Irade, donde abordó la historia de cómo un emprendimiento regional se convierte en una empresa nacional de renombre, como es el caso de esta firma de ingeniería.

El ejecutivo estuvo en el segundo bloque del evento denominado “¡Sí, se puede!”, en que repasó los principales hitos en la historia de la firma de ingeniería, resaltando que “No hay límites cuando nuestra meta es ser los mejores”.

Junto a Álvarez estuvieron los ganadores del Óscar, Patricio Escala y Gabriel Osorio; Alejandra Mustakis, presidenta de ASECH, y Luis Schmidt, ex embajador de Chile en China.

El Encuentro Regional de Irade congregó a autoridades, políticos y empresarios, bajo el lema “¡Vamos que se puede!”, en directa alusión al momento económico del país. El evento se dividió en bloques de conversación, a lo largo de los cuales se dialogó sobre economía, política y sociedad.

es posible realizar en forma efectiva los cortes o reposiciones de los servicios de los clientes morosos”, destacó la empresa en un comunicado.

La instalación de los medidores estuvo a cargo del personal técnico de la cooperativa eléctrica y la capacitación en la explotación del software fue realizada directamente por Alema, lo que incluyó una charla técnica y la toma de lecturas en terreno.

Desde la fecha de implementación de esta tecnología, los índices de domicilios cerrados en Crell bajaron a cero, logrando obtener una facturación al día de sus clientes.

Los medidores de Alema también están siendo evaluados e instalados en otras empresas eléctricas del país. Además cuentan con la autorización para su instalación, por parte de la Subsecretaría de Telecomunicaciones (Subtel).

Designaciones AMS CONSULTORES Juan Ignacio Poch asumió como gerente general de AMS Consultores. El ejecutivo es ingeniero comercial con más de 12 años de experiencia en materias ambientales, apoyando a un sinnúmero de compañías en la generación de estrategias ambientales, dirección de Estudios de Impacto Ambiental y en el seguimiento de los compromisos ambientales en etapas de construcción y operación.

CODELCO VENTANAS Sandra Riquelme es la nueva gerenta de Sustentabilidad y Asuntos Externos de Codelco Ventanas.

La ejecutiva es geógrafa de la Pontificia Universidad Católica de Chile, experta Sernageomin en prevención de riesgos, con estudios de posgrado en medio ambiente, y cuenta con un MBA en la Universidad Adolfo Ibáñez.

ENERSIS CHILE S.A. Nicola Cotugno asumió la gerencia general de Enersis Chile S.A. El ejecutivo es Ingeniero Mecánico de la Universidad La Sapienza de Roma (Italia), con especialización en Negocios de INSEAD (Francia). Desde el 30 de enero de 2015 se desempeñó como gerente general de Slovenské elektrárne (Eslovaquia), puesto que dejó vacante Luca D´Agnese cuando asumió la gerencia general de Enersis. Antes de asumir como gerente general, Cotugno se desempeñaba como jefe de operaciones de la misma compañía, donde además fue responsable de gestión de generación y energía durante seis años. Entre 2000 y 2007 Nicola Cotugno ocupó diversos cargos tanto en Energy Management como en las áreas de generación dentro del Grupo Enel en Italia y España.

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Domicilios cerrados o medidores inaccesibles, son una de las dificultades más frecuentes para las distribuidoras o cooperativas eléctricas en la toma de lectura de los consumos eléctricos en terreno, siendo un problema que afectó a la Cooperativa Regional Eléctrica de Llanquihue (Crell) en la villa Puerta Sur de Puerto Montt, donde los medidores quedaron ubicados en muros laterales o patios interiores, debido al diseño de las casas.

Para disminuir el alto porcentaje de domicilios cerrados, la Cooperativa Eléctrica inició un plan de evaluación de equipos de medida que pudieran solucionar este problema, cuya mejor solución se la entregó el medidor con comunicación por Radio Frecuencia (RF), representado y distribuido por la empresa Alema, debido a su experiencia en el área de equipos de medición eléctrica.

De este modo, en forma conjunta con la Gerencia de Explotación de Crell se desarrolló un software para realizar lecturas masivas de medidores, obteniendo la lectura sin invasión del domicilio. “En términos simples, un dispositivo de interrogación se carga con la planilla de ruta de lectura, donde terminado el proceso, obteniendo un 100% de efectividad en la lectura. Además, con esta tecnología,

MERCADO ELÉCTRICO

Medidores de Alema solucionan problemas de lectura en Cooperativa Regional Eléctrica de Llanquihue

47

ÍNDICE DE AVISADORES

ABB S.A.

Tapa 4

KDM

2

Gerente General Cristián Solís E-mail: csolis@editec.cl Tel.: +56 2 2757 4200

AIE

34

Newsletter Electricidad al día

42

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

AMS Consultores

20

Pilotes Terratest S.A.

28

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

Catastro de Plantas Desalinizadoras 2015 - 2016

24

Portal de Empleo Electricidad

44

Centro de Marketing Industrial

28

Portal www.revistaelectricidad.cl

36

Cigre

18

Revista Electricidad

32

ENGIE

Tapa 3

Rhona S.A.

16

Tapa 2 - 26

Felval S.A.

8-9

Schneider Electric Chile S.A.

Ferretería Amunátegui

24

Trafo Energy

14

FIMM Equipment

46

Transformadores Tusan S.A.

18

Ingeteam Services S.A

12

TRENT

24

CHILE • 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.

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Código postal: 750 00 00.

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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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CHINA Overseasad Network Technology Shanghai Co., Ltd. martin.meng@overseasad.cn No. 500 Bibo Rd., Office 310 Pudong District, 201203 Shanghai, CHINA Tel/Fax: +86 21 50809867

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