Revista ELECTRICIDAD 210 Septiembre 2017

SEPTIEMBRE

210 2017 | Año 26

www.revistaelectricidad.cl

Cómo lograr un sistema de distribución más resiliente

La visión del programa energético de Sebastián Piñera

Análisis: Cómo afrontar los servicios complementarios en nuevo escenario nacional

Las perspectivas de la cogeneración en Chile

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Sumario

Cómo lograr un sistema de distribución más resiliente

Entrevista Central

Foto: Gentileza LyD.

Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

Reportaje Central

Susana Jiménez, macro coordinadora del Consejo Programático de Sebastián Piñera

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Editorial

13 40

15

16

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Sociales Seminario del Cigré abordó regulación en transmisión y distribución

42

Sociales XVII Jornadas de derecho de la energía de la Universidad Católica

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45

Energía Se inauguró la primera planta de gas natural en la ciudad de Osorno

Informe Técnico Subestaciones digitales reducen hasta 50% los tiempos de interrupción ante fallas

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Análisis ¿Cómo afrontar los Servicios Complementarios de cara al nuevo escenario energético nacional?

33

Escenario Energético

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Energía Destacan potencial del mercado de las sales solares

30

SEPTIEMBRE

210

Columna de Opinión Pedro Olivares, consultor senior del Área de Ingeniería de Jaime Illanes & Asociados.

46

Informe Técnico SEC certificó ingreso de más de 25.000 grupos electrógenos en 2016

50

52

53

Columna de Opinión Sergio Versalovic, seremi de Energía de la Región Metropolitana

Energía Bloques trimestrales es la novedad que trae la licitación de suministro 2017

Energía Las perspectivas de la cogeneración en Chile

27

Energía Cerro Dominador inauguró primeros 62 MW de su planta fotovoltaica

Reportaje Gráfico Quilapilún pretende generar 243 GWh al año de energía solar desde la Región Metropolitana

Energía Nueva subestación Lo Aguirre ampliará abastecimiento al centro de carga del SIC Energía Estrategia de electromovilidad contempla cinco líneas de acción Energía Niveles de cortocircuitos en subestaciones críticas han subido más de 300% Empresas Proponen al Gobierno revisar exigencias medioambientales de proyectos hidroeléctricos

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Mercado Eléctrico

Nº 210 | SEPTIEMBRE 2017 | Revista Electricidad | ISSN 0717-1641

2017 | Año 26

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Consejo Editorial:

Cómo lograr un sistema de distribución más resiliente

La visión del programa energético de Sebastián Piñera

Análisis: Cómo afrontar los servicios complementarios en nuevo escenario nacional

Las perspectivas de la cogeneración en Chile

Reparación de tendido eléctrico.

Foto: Gentileza Enel Distribución.

• Francisco Aguirre

• José Tomás Morel

• Juan Carlos Araneda

• David Noe

• Javier Bustos

• Claudio Roa

• Ramón Galaz

• Juan Pablo Schaeffer

• Daniel Gómez

• Rainer Schröer

• Claudio Helfmann

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• Germán Henríquez

• Rosa Serrano

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.

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Editorial

Consolidación y nuevos desafíos para las ERNC en Chile EL CONSTANTE AUMENTO DE LA PARTICIPACIÓN de energías

La mayor inserción de estas energías en la operación del sistema

renovables no convencionales (ERNC) en la matriz energética chilena está planteando nuevos desafíos para el sector, de la mano de las nuevas tecnologías que debutan en la generación eléctrica, las cuales también suponen inversión en nuevos sistemas de control para la adecuada operación del sistema eléctrico.

eléctrico sigue siendo un desafío, toda vez que, si bien Chile lidera la incorporación de estas tecnologías, solamente es superado por Uruguay en este tema, pues en ese país la generación eólica ha generado hasta el 46% de electricidad.

Otro tema relacionado con esta expansión de las energías reNuestro país fue puesto como foco de atención en la discusión novables es su aterrizaje a nivel de los clientes regulados, como internacional sobre ERNC, cuando el ex vicepresidente de pequeñas empresas, comercio y hogares, puesto que la electrifiEstados Unidos, Al Gore, señaló que Chile es un inspirador en cación de la matriz energética está dando pasos exponenciales, este tema, al ser la nadonde los conceptos de ción que más ha crecido generación distribuida, La consolidación que muestra esta industria en la incorporación de almacenamiento energéen su potencia instalada en el país abre energía solar, pasando tico domiciliario y electronuevos retos para su crecimiento, entre los de 11 MW instalados en movilidad están cobrando cuales están la implementación regulatoria 2013 a 850 en 2015, mayor conocimiento en la de la Ley de Transmisión junto con abordar cifra que actualmente ciudadanía, lo que hace el futuro que viene con la generación se alista a ser duplicada, necesario encontrar un distribuida, el almacenamiento a gran escala puesto que actualmente marco regulatorio que y domiciliario y la electromovilidad. esta tecnología, a julio de permita su desarrollo a este año tiene 1.748 MW mayor escala. en operaciones, mientras que en construcción hay otros 467 MW, según los datos de la Comisión Nacional de Energía (CNE).

Las demás tecnologías renovables también siguen su aumento en la matriz, como la eólica que ya tiene 1.305 MW en operaciones y otros 196 MW en construcción, además de la biomasa con un total de 459 MW en operaciones y la mini hidro, con 387 MW en operaciones y 85 MW en construcción. Con esto Chile actualmente cuenta con 3.899 MW en operaciones.

Considerando esta tendencia, en la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera A.G.) se estima que a fines del presente año se llegará a cerca de 5.000 MW de potencia instalada, equivalente a más de 20% de la capacidad total de la matriz, por lo que en el gremio sostienen que estos números reflejan la consolidación del sector, aunque aún quedan algunas incertidumbres regulatorias a despejar, especialmente con los reglamentos pendientes de la Ley de Transmisión, como el de servicios complementarios, que abrirá un nuevo desafío operacional y comercial para la industria energética nacional.

El financiamiento de estas tecnologías ya no solo apunta a sus proyectos de generación, sino que a los que deberán integrarse a las redes de distribución, con sus respectivos desafíos para la operación del sistema eléctrico, lo que marcará la segunda fase de desarrollo de las energías renovables no convencionales en Chile.

El Coordinador Eléctrico Nacional por su parte está incorporando nuevas tecnologías para la gestión de la operación de ERNC, como sistemas de pronósticos para la generación solar y eólica, además de haber iniciado capacitaciones en el exterior para sus profesionales.

Estos aspectos y otros temas afines serán abordados en los módulos de discusión de la I Feria y Conferencia de las Energías Renovables, ExpoERNC 2017, que realizarán Acera A.G. y Technopress, una empresa del Grupo Editec, en el Hotel W de Santiago, del 24 al 26 de octubre próximo, donde se analizará la consolidación de estas tecnologías y los retos que esperan al país. www.revistaelectricidad.cl | septiembre 2017 | Nº210

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Reportaje Central

TRAS EVENTOS CLIMÁTICOS

Cómo lograr un sistema de distribución más resiliente

El análisis de los especialistas es que faltó un mayor mantenimiento preventivo en las zonas afectadas, por lo que proponen avanzar en la aislación del tendido eléctrico, además de estudiar acotadamente las zonas en que se puede soterrar el cableado, así como mejorar la coordinación con los municipios para la poda de árboles en lugares de alta densidad.

Reparación de redes de distribución tras la nevazón del 15 de julio.

Foto: Gentileza Enel Distribución.

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Reportaje Central

LA DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA pasó por una

A juicio de los especialistas, la interrupción del servicio eléctrico, que en ciertas zonas de Santiago tuvo a clientes con más de 100 horas sin suministro, plantea el desafío de avanzar en la resiliencia de las líneas de distribución.

El concepto de resiliencia no es nuevo en el sector eléctrico. En marzo pasado, en un seminario sobre este tema organizado por Cigré Chile, Óscar Álamos, coordinador de la División de Seguridad y Mercado Energético del Ministerio de Energía, lo definió como “la capacidad de un sistema de reducir la magnitud y/o la duración de los eventos perturbadores”, explicando que su efectividad “dependerá de su capacidad para anticipar, absorber, adaptarse y/o recuperarse rápidamente de un evento potencialmente perturbador”.

Rosa Serrano, directora de Estudios de Empresas Eléctricas A.G. os Recabal-Revis n Carl ta E Jua LEC to: TR Fo IC I

D. DA

A partir de esta contingencia se presentaron demandas colectivas contra Enel Distribución por parte de miles de clientes residenciales, apoyados por algunos municipios de la Región Metropolitana, además del envío al Congreso del llamado proyecto de ley corta de distribución, que contempla la revisión y alza de multas y compensaciones que las distribuidoras deben pagar en caso de interrupciones del suministro, estableciendo también la obligación de priorizar el abastecimiento y reposición para personas electrodependientes.

arlos Recabal-Revis ta E uan C LE o: J CT Fot RIC .

AD ID

prueba de fuego entre junio y julio pasado con los eventos climáticos de lluvias y nevazones ocurridos en la zona central del país, registrando un peak de 430 mil y 311 mil clientes sin servicio, respectivamente, debido a las múltiples fallas que se dieron en las redes de distribución, según indican las estimaciones de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) y de Enel Distribución.

Pedro Miquel, director de Systep. za Mario Per : Gentile alta.

Foto

Mario Peralta, gerente de Enermark Ingenieros Consultores.

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Reportaje Central

La contingencia

El análisis de Empresas Eléctricas A.G, gremio que agrupa a las distribuidoras, es que las interrupciones se produjeron primeramente en la red de media tensión, con la operación de los equipos de protección existentes en la red, que requieren realizar la reparación de la línea para iniciar la reposición, “pero la ocurrencia de múltiples fallas graves de este tipo, en sectores cercanos de una misma red, implicaron muchas horas de trabajo y recursos, para estar en condiciones de reponer el suministro. Una vez repuesta la media tensión, se realiza la reparación de fallas que afectan la baja tensión, transformadores y conexiones finales a domicilios”, asegura Rosa Serrano, directora de Estudios y Regulación de la asociación gremial.

La especialista explica que, con la caída de nieve y, por ende, de árboles se afectó tanto a la línea principal como a las de respaldo, por lo que no se pudo aplicar la alternativa de accionar remotamente los puntos de interconexión entre los alimentadores (líneas principales) que permiten realimentar una zona fallada en un corto periodo de tiempo.

En este escenario Esteban Gil, investigador asociado del Centro Avanzado de Ingeniería Eléctrica y Electrónica (AC3E) de la Universidad Técnica Federico Santa María (UTFSM), señala que el cambio climático supone “una creciente

Carlos Recabal-R : Juan evis ta E Foto LE CT

D. IDA RIC

El análisis de los actores del sector es que la nevazón, ocurrida el 15 de julio en distintos puntos de Santiago, fue una contingencia de baja probabilidad, pero con un alto impacto. Un informe confeccionado por Enel Distribución a este medio señala que se registraron “más de 3.700 fallas, equivalente a lo que se anota durante dos meses de operación normal, a causa de “caídas de árboles, caída de grandes ganchos sobre el tendido; caída de postes en efecto dominó producto del daño del tendido, y severas averías en transformadores”.

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

leza Universidad : Genti de S Foto ant iag o.

Humberto Verdejo, director del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Santiago.

incidencia de eventos extremos, por lo que los estándares de seguridad y calidad de servicio necesitan irse adaptando a esta nueva realidad”.

Es así como, en su opinión, la resiliencia de la red de distribución “pasa por la prevención, mitigación, capacidad de respuesta y recuperación del servicio, por lo que es importante hacer un análisis de riesgo a las instalaciones para preparar planes de atención de emergencias”.

Para Mario Peralta, gerente de Enermark Ingenieros Consultores y ex director del anterior CDEC SIC, el foco por el impacto de las contingencias climáticas no debe ponerse en la infraestructura, “ya que al analizar las causas podríamos concluir que lo que faltó fue simplemente tomar los habituales resguardos para el invierno a tiempo”.

“En distribución eléctrica solemos asociar la ocurrencia de cortes, es decir su frecuencia o probabilidad, con el diseño, trazado y buena construcción de las redes, pero la duración media de cortes casi siempre depende de la organización y de la inteligencia a la hora de responder a las emergencias: se requiere de la logística de maniobras desde zonas eléctricas

La apuesta de las autoridades El ministro de Energía, Andrés Rebolledo, señala a Revista ELECTRICIDAD que la principal lección dejada por los eventos climáticos es que la industria “debe considerar estas nuevas realidades en materia de cambio climático y eso tiene que recogerse e incorporarse en el marco regulatorio que esperamos tener hacia fin de año”.

Andrés Romero, secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE) explica que el proyecto de ley corta “recogerá una nueva metodología de planificación en los sistemas de distribución, con la incorporación de tecnologías de medición, control y monitoreo inteligentes, pues la realidad es que a medida que una red siga sin información para gestionarla, hace que responder a este tipo de fallas sea mucho más complicado”.

“La experiencia internacional nos indica que en la medida en que se incorporan tecnologías inteligentes dentro de las redes, las cuadrillas podrán responder de manera más rápida, al igual que la implementación de sistemas automatizados, por lo que fallas que se expanden a toda una zona por más de 24 horas, con sistemas inteligentes se reducirán a la mitad del tiempo, acotándose a sectores más localizados”, precisa.

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Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

Reportaje Central

Luis Ávila, superintendente de Electricidad y Combustibles.

Las tareas de las distribuidoras Para Luis Ávila es necesario que las distribuidoras se concentren en realizar planes de mantenimiento preventivos “orientados a maximizar la continuidad de suministro, logrando de esa manera reducir la frecuencia de las interrupciones, además de “ejecutar planes de inversión que incorporen nuevas tecnologías y el rediseño de las topologías de sus redes a fin de reducir la profundidad, esto es, minimizar la cantidad de clientes afectados”.

El superintendente de Electricidad y Combustibles también menciona el uso de modelos de

gestión de interrupciones, “que permitan la pronta detección de las indisponibilidades de suministro, la oportuna asignación de los recursos humanos y técnicos para su rápida restitución y el permanente monitoreo y evaluación de la conformidad de la atención de los reclamos a los clientes, todo ello dirigido a reducir la duración de las interrupciones.

En Enel Distribución, cuyos clientes sufrieron más de 100 horas de interrupción continua de suministro en Santiago, comenzaron a implementar un plan de coordinación con los municipios

La lectura de Humberto Verdejo, director del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Santiago, es que “a consecuencia de la inercia con que venía funcionando el sistema de distribución, donde los indicadores de servicio eran bastante buenos, lo que ocurrió fue una falta de mantenimiento preventivo, considerando que Enel tiene 25.000 kilómetros de tendido en distribución, de los cuales el 80% es aéreo, por lo que responder de manera rápida y en poco tiempo a una red tan grande, con poco personal, es muy difícil”.

“A esto se sumaron factores como la responsabilidad de los municipios. Por otro lado el marco regulatorio es antiguo y no incentiva las inversiones de las empresas para mejorar los estándares de seguridad y calidad de servicio, dado que la eficiencia directamente se traspasa al cliente final, por lo que no se puede prevenir este tipo de situaciones”, agrega el docente.

Ante esta situación Rosa Serrano aclara que se debe considerar la magnitud atípica que tuvo el evento climático de julio en la zona central del país y que superó las medidas de resguar-

Fo to

activas para limitar el daño, y una previsión de los recursos para gestionar la normalización de las zonas dañadas”, explica el especialista.

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Esteban Gil, investigador asociado del Centro Avanzado de Ingeniería Eléctrica y Electrónica (AC3E) de la Universidad Técnica Federico Santa María.

para ejecutar la poda de árboles en ciertas zonas con mayor densidad arbórea, siendo las comunas de Las Condes y La Florida las primeras de la lista, en un proceso que seguirá en marcha en otras comunas, de acuerdo a lo informado por la empresa.

También se implementó una aplicación para que los clientes informen si no cuentan con el suministro eléctrico, junto con reportar problemas en el alumbrado público, como luminarias apagadas o sectores sin luz.

do. “Por lo tanto, y de acuerdo a la normativa vigente, las instalaciones no están diseñadas para resistir este tipo de evento. Estamos hablando de que producto de vientos hasta 100 km/hr y nevazones intensas, una serie de elementos impactaron en forma simultánea distintos puntos de la red eléctrica causando daño estructural, lo que redunda en la imposibilidad de reponer el suministro en los mismos tiempos en lo que se realiza en una situación de normalidad”.

“La magnitud de estos eventos de carácter excepcional, sobrepasa cualquier medida de resguardo que pudiese haber tomado la empresa con anticipación. Por otra parte, el despliegue de personal técnico que se lleva a cabo para atender este tipo de emergencias también se ve reforzado, llegando a ser incluso entre 8 y 10 veces superior al destinado para estas labores en condición normal. No estamos en presencia de una falta de previsión, sino que más bien las redes de distribución no están diseñadas para este tipo de eventos, por lo tanto lo que se requiere es invertir tanto en tecnología como en reforzar la red de distribución, a fin de tener un sistema más seguro y resiliente, así como también una planificación adecuada del parque arbóreo”, agregó la ejecutiva del gremio eléctrico. www.revistaelectricidad.cl | septiembre 2017 | Nº210

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Informe Técnico Reportaje Central

Las propuestas

Cuadrillas de Enel Distribución reparando tendido eléctrico.

Considerando este diagnóstico las propuestas mencionadas por los especialistas y actores eléctricos para aumentar la resiliencia consideran múltiples aristas. Esteban Gil plantea la necesidad de que en el tendido eléctrico se usen

cables protegidos “en vez de cable desnudo, sobre todo para líneas de media tensión, que pueden ser aplicados en zonas arboladas y sin el elevado costo del soterramiento de cables”.

Para Mario Peralta se debe asegurar que la red cuente “con las protecciones mecánicas y eléctricas de acuerdo a la zona en que está dispuesta, como diseños vía aérea con variados grados de protección mecánica según la zona del tendido, mientras que en el caso del casco urbano deben existir los seccionamientos de maniobra en posiciones óptimas”.

Foto: Gentileza Enel Distribución.

En esto coincide Esteban Gil, pues “el seccionamiento de redes eléctricas permite una recuperación más rápida del servicio”, por lo que destaca la relevancia que tienen en este sentido el enmallamiento en media y baja tensión para mitigar el impacto de este tipo de eventos.

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Reportaje Central

Es así como Pedro Miquel asegura que un mayor enmallamiento en las redes de media tensión “es una muy buena medida para asegurar vías redundantes que provean el servicio, aunque debe asegurarse a la vez que no sean vulnerables al daño mecánico. Esto se resuelve planificando adecuadamente la coexistencia en la ciudad de redes aéreas y la arborización”.

Otra propuesta que ha sido planteada es el soterramiento de cables, aunque los especialistas advierten su mayor costo. Esteban Gil dice que pueden reducir significativamente la probabilidad de fallas, “pero su costo de instalación es entre 4 y 10 veces mayor que las líneas aéreas y, cuando fallan, toman más tiempo y es más caro repararlas, así que un posible compromiso entre confiabilidad y costo es soterrar los alimentadores de media tensión y dejar las líneas de baja tensión de manera aérea”.

En este punto Mario Peralta afirma que también es necesario considerar la planificación urbana: “con el desarrollo acelerado de la ciudad, se ha visto que la expansión con redes aéreas (de menor costo de inversión) es más apropiado para las zonas de densidades de consumo medias y bajas y para los territorios en expansión. Sin embargo ya la densidad de consumos (potencia eléctrica por km2) de zonas de Providencia, las Condes, Vitacura, que han ido consolidando barrios en altura con densidades medias y altas, va gradualmente haciendo viable y a la vez necesario soterrar las redes que abastecen esos barrios. También, mediante acuerdos con municipios, se puede soterrar con cargo a proyectos de renovación urbana, o necesidades de interacción con otros proyectos de obras públicas”.

Nuevas Tecnologías De acuerdo a Esteban Gil las tecnologías de información pueden permitir una operación más eficiente y segura de la red, pues la disponibilidad y uso inteligente de una mayor cantidad de datos permitiría prevenir interrupciones, mitigar el impacto de fallas de componentes, usar la

Índice SAIDI acumulado 2012 - 2017 20 15,65

15

3,44

14,04

6,40 5,92

Fuerza Mayor

2,64 13,52

2,15

2,16

10

Externa

18,41

16,83

Interna

2,03 7,19

SAIDI

9,68

9,49 1,26

5,62

4,61

5 6,99

0

2012

5,96

2013

Interna Interrupciones de suministro producto de fallas en instalaciones de las empresas del segmento de distribución de electricidad.

6,31

6,09

5,87

2014

2015

2016

Externa Interrupciones de suministro producto de fallas en instalaciones de las empresas del segmento de generación y transporte de electricidad.

3,62

2017 Fuerza mayor

Interrupciones de suministro producto de fallas atribuibles a fuerza mayor, las que consideran hechos que son irresistibles e impredecibles, como terremoto.

Nota: Incorpora medición hasta el 30 de junio de 2017.

Fuente: SEC.

capacidad de respuesta de forma más efectiva y acelerar la recuperación del servicio.

“Por ejemplo, aumentar la cobertura del sistema Scada permitiría monitorear la red de mejor manera para prevenir eventos de interrupción de servicio, además de priorizar reparaciones de la red para una recuperación más rápida del suministro”, añade el académico.

Mario Peralta, por su parte, finalmente plantea que la integración “entre los programas de gestión de redes y los programas de gestión de mapas, singularidades, tráfico y control de ruta, puede modernizar la inteligencia de los despachos de recursos de calle para atender emergencias en clientes, emergencias masivas, organizar el mantenimiento y optimizar el flujo de trabajo”.

Conclusiones • Eventos climáticos extremos pusieron a prueba la capacidad de las redes de distribución en la continuidad del suministro, planteando la necesidad de aumentar los mantenimientos preventivos.

• Los especialistas plantean propuestas como mejorar la coordinación con municipios, avanzar en el enmallamiento, el uso de tendido aislado y el soterramiento acotado en algunas zonas urbanas.

• La visión de las autoridades es que la reforma al marco regulatorio permitiría incorporar nuevas tecnologías e incentivos para disminuir las horas sin suministro eléctrico en el segmento.

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PUBLIRREPORTAJE

Equipo de Reliable Energy

CRECIMIENTO

Confianza, Seguridad, Experiencia

Los hitos de Reliable Energy en sus seis años de experiencia en el mercado eléctrico La empresa especializada en servicios para proyectos de control y protecciones para la industria eléctrica de potencia, desde 2011 ha dado pasos firmes gracias a la experiencia de sus ingenieros y técnicos.

“

Comenzamos siendo un puñado de profesionales experimentados y soñadores; hoy ya sumamos un equipo de 35 colaboradores, con más de 20 ingenieros y técnicos especializados en subestaciones eléctricas, logrando relaciones de largo plazo con nuestros clientes, a quienes mucho agradecemos su fidelidad y confianza .

”

Roberto Suárez, socio fundador y gerente general de Rele.

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Un desarrollo sostenible agregando valor a la cadena productiva de sus clientes, integrando constantemente nuevos servicios, soluciones y tecnologías, que otorgan una alta eficiencia y velocidad de respuesta en la calidad de sus servicios es lo que ha logrado la empresa Reliable Energy Ingeniería Ltda. (Rele) durante los seis años de presencia en el mercado eléctrico nacional, especializándose en servicios para instalaciones de potencia y proyectos de control y protecciones de subestaciones eléctricas de alta tensión de hasta 500 kV. Roberto Suárez, socio fundador y gerente general de Rele, recuerda que en 2011 “comenzamos siendo un puñado de profesionales experimentados y soñadores; hoy ya sumamos un equipo de 35 colaboradores, con más de 20 ingenieros y técnicos especialistas en subestaciones eléctricas; hemos prestado más de 120 servicios, alcanzando relaciones de largo plazo con nuestros clientes, a quienes mucho agradecemos su fidelidad y confianza”.

“Rele comenzó con servicios de Puesta en Marcha y contratos de Reemplazo de Protecciones (Retrofit) de subestaciones de alta tensión. Luego vinieron los encargos de Ingeniería, estudios sistémicos, integración y montaje, hasta los Contratos EPC. Hoy contamos con varios sets de maletas de prueba, equipos de inyección de corrientes primarias y además dos marcas de representación: Tekpan (Gabinetes) y Mors Smitt (relés auxiliares) con stock local, logrando ser más competitivos y ágiles en la etapa de integración de gabinetes en nuestro taller., explica el ejecutivo.

Es así como la empresa actualmente tiene una cadena de valor autónoma, ágil y competitiva, “que nos llena de orgullo y nos permite dar soluciones de excelencia -incluso llave en mano- para los sistemas de control y protecciones de subestaciones eléctricas y la industria”, afirma Suárez.

DESAFÍOS “Este año tenemos desafíos especiales que implican desarrollar nuestra organización, para lo cual hemos creado un área comercial dedicada que tendrá la misión de atender a nuestros clientes y ganar nuevas confianzas en Rele, así como desarrollar nuevos productos y líneas de negocio, ver potenciales alianzas y explorar nuevos mercados”, precisa el ejecutivo.

Rele también está trabajando en otras iniciativas de desarrollo, según indica su gerente comercial Joseph Lazarus: “estamos elaborando nuestro plan comercial con nuevas estrategias de desarrollo del negocio y marketing; también hemos reestructurado el Área de Estudios Sistémicos de Rele, “para fortalecer nuestra prestación de servicios de Estudios y Asesorías, con mayor independencia, en el marco de la NT SyCS y las nuevas exigencias del Coordinador Eléctrico Nacional”. Además, destaca la incorporación de RELE a nuevos registros de proveedores “logramos el ingreso al Sistema de Calificación de Empresas Proveedoras (Sicep) para la Asociación de Industriales de Antofagasta (AIA), obteniendo nuestra calificación en categoría A”.

En relación a las nuevas obras de ampliación de los sistema de transmisión nacional y zonal “estamos estudiando su descripción general publicadas en los decretos exentos números 422 y 418 del Ministerio de Energía, y anticipándonos a los procesos de licitación, para ofrecer servicios y soluciones más competitivas, que aporten calidad, seguridad y economía al desarrollo de la transmisión”, precisa el ejecutivo.

www.rele.cl

Entrevista Central

SUSANA JIMÉNEZ

“El estampillado del pago por transmisión no afectará la competitividad de las industrias”

INTENSA ES LA AGENDA DE SUSANA JIMÉNEZ, una de las macro coordinadoras del Consejo Programático de Sebastián Piñera, candidato presidencial de Chile Vamos, donde se aborda la temática energética desde una perspectiva de desarrollo a futuro.

Jiménez, quien también es subdirectora de Políticas Públicas de Libertad y Desarrollo, señala que es necesario abordar un nuevo marco regulatorio para la distribución, además de que el Estado no debiera planificar la generación eléctrica, entre otros puntos de su análisis entregado a Revista ELECTRICIDAD. ¿Cree que la política energética de largo plazo puede ser continuada por el próximo gobierno?

En general sí, con los ajustes que toda política necesita para adecuarse según circunstancias que se presenten. En efecto, las proyecciones a más de 10 o 15 años son muy inciertas dados los cambios en variables claves, la aparición de nuevos desafíos y el avance tecnológico, que impiden predecir el futuro.

A su juicio, ¿Qué aspectos quedan pendientes dentro de la Agenda de Energía como políticas públicas a implementar?

Se requiere zanjar de una vez la inequidad de beneficios y cos-

Una de las macro coordinadoras del Consejo Programático de la candidatura de Sebastián Piñera, señala a Revista ELECTRICIDAD que uno de los puntos a considerar en el futuro del sector energético es que el Estado no debiera entrar a planificar al segmento de la generación eléctrica.

tos que afecta a las comunidades donde se instalan los proyectos. A ello se suma una revisión del marco regulatorio del segmento de distribución eléctrica que amerita no solo algunos perfeccionamientos, sino una mirada más moderna que permita incentivar la innovación e incorporar cambios tecnológicos para un uso más eficiente de la energía. ¿Cree que el Estado queda con un rol gravitante en el sector, especialmente en planificación?

Uno de los aspectos que deberá manejarse es la planificación de escenarios energéticos que la ley dispone al solo efecto de tener una referencia para la planificación de la transmisión.

El Estado no debiera con ello entrar a planificar la generación.

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Informe Técnico

¿Cree que el pago de la transmisión a cargo de la demanda afectará la competitividad de algunas industrias?

El estampillado de la transmisión tiene una justificación conceptual, pues el desarrollo de proyectos de generación marcadores del precio del mercado en diferentes localizaciones a lo largo del sistema hizo perder la zona o nodos de referencia para determinar los pagos de peajes diferenciados por localización. Adicionalmente, el cambio permitió tener un sistema de precios de transmisión más sencillo y predecible. Además, el estampillado debiera aumentar la competencia en generación lo que debería conducir a menores precios que contrarresten el cargo estampilla que se cobra a la demanda. En definitiva, el estampillado del pago de transmisión no afectará la competitividad de las industrias, sino que las beneficiará con menores precios de energía.

Foto: Gentileza Libertad y Desarrollo.

Entrevista Central

Susana Jiménez, macro coordinadora del Consejo Programático de la candidatura de Sebastián Piñera.

¿Qué piensa sobre los cambios en la operación del sistema por el mayor ingreso de ERNC y por la incorporación del almacenamiento, servicios complementarios, electromovilidad y generación distribuida?

La operación del sistema tiene que tener los elementos de balance o estabilización de las energías renovables variables, que de acuerdo a la expectativa de costos van a tender a dominar el desarrollo de la matriz de generación. Para ello es necesaria la oportuna adición de recursos de generación termoeléctrica flexible y de respuesta rápida, de sistemas de almacenamiento (embalses, bombeo y a futuro baterías), y una adecuada tarificación de los llamados servicios complementarios, que asigne eficientemente sus costos a las tecnologías que producen los desbalances. La generación distribuida, en tanto, hará necesaria una adecuación de las redes de distribución y la asignación correcta de sus costos.

¿Cuáles son los desafíos que advierte para el desarrollo del sistema eléctrico en el futuro?

Un punto muy importante es mantener el mercado de generación competitivo, flexible (y, por tanto, no planificado), con una cancha pareja para todas las tecnologías (neutralidad). Se debe además favorecer que el desarrollo sea guiado por la iniciativa privada, a riesgo de los inversionistas que participen en él, y con señales claras de precios. ¿Cuál es la visión que tienen respecto a la generación eléctrica a carbón; cree que debería ser sustituida a futuro?

Con las tendencias de costos que se observan en las energías renovables, el carbón va a tender a

HighPROTEC-2 PROTECCIÓN ELÉCTRICA SIMPLIFICADA CONTROL Y PROTECCIÓN DE SISTEMAS DE ALIMENTACIÓN

desaparecer como energía primaria para generación eléctrica. Ello debiera llevar a un reemplazo natural por tecnologías más competitivas.

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04-05-17 3:09 p.m.

Sociales

Renato Valdivia, gerente general de ICS Business Consulting; Francisco Aguirre, director de Electroconsultores, y Eduardo Soto, director de GTD Ingenieros.

Seminario del Cigré abordó regulación en transmisión y distribución Cerca de 330 asistentes registró el seminario “Avances en la regulación de la transmisión y distribución eléctrica”, organizado por el capítulo chileno del Cigré, donde se analizaron los reglamentos de la Ley de Transmisión y la reforma al segmento de la distribución. En el evento participaron autoridades, ejecutivos de empresas, consultores y académicos vinculados al sector eléctrico.

Fotos: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

Carlos Barría, director ejecutivo de GPM-A.G.; María Isabel González, gerente general de Energética; Fernando Abara, director fundador de Abara & Cía.

Abogados; Cristina Torres, abogada del programa legislativo de Libertad y Desarrollo, y Ramón Galaz, gerente general de Valgesta Energía.

Juan Ricardo Inostroza, director comercial de AES Gener; Cristian Hermansen, presidente del Colegio de Ingenieros de Chile A.G., y Eduardo Andrade, past president del Comité Chileno del Cigré.

Gonzalo Mella, subgerente de proyectos de transmisión de Colbún; Catalina Medel, abogado de ENC Energy Consultants; Andrés Salgado, socio fundador de ENC Energy Consultants, y Deninson Fuentes, jefe del Departamento de Planificación del Coordinador Eléctrico Nacional.

Carlos Finat, director ejecutivo de Acera A.G., y Eduardo Calderón, gerente de Desarrollo de Sistemas Eléctricos de Transelec.

Sergio Barrientos, gerente general de Surenergía; Juan Carlos Gómez, gerente de Regulación de Hatch Ingenieros y Consultores; Eugenio Evans, socio de Cubillos Evans, y Felipe Andrews, director de Empresa Eléctrica Puente Alto.

Enzo Quezada, vicepresidente Comercial de Engie Energía Chile y Roly Solís, director de Revista ELECTRICIDAD.

Manuel Silva, secretario ejecutivo del Cigré Chile; Alfredo de la Quintana, gerente general de Conecta, y Juan Carlos Araneda, presidente del Comité Chileno del Cigré. www.revistaelectricidad.cl | septiembre 2017 | Nº210

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Sociales

XVII Jornadas de derecho de la energía de la Universidad Católica

Mario Campos, abogado de la división jurídica de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC); Fernando Abara, socio fundador de Abara & Cía. Abogados; Ricardo Pacheco, subgerente de Operación en Tiempo Real del Coordinador Eléctrico Nacional, y Alberto Olivares, académico de la Universidad de Talca.

Autoridades del Coordinador Eléctrico Nacional y del Panel de Expertos, junto a académicos y ejecutivos de la industria energética se reunieron en las XVII Jornadas de Derecho de la Energía, organizadas por el Programa de Derecho Administrativo Económico de la Universidad Católica, donde se presentaron diversas ponencias jurídicas que analizaron la coordinación del sistema eléctrico y otra temas relativos al sector.

Fotos: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

Daniel Gutiérrez, abogado y socio BGS Energy Law SpA; María Fernanda Riveros, abogada del Ministerio de Energía y Matías Cox, abogado del Ministerio de Energía.

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Jorge Quintanilla, socio de Quintanilla & Busel Niedmann; Daniel Garrido, gerente comercial de Aela Energía, y Carlos Barría, director de GPM-A.G.

Luis Machuca, jefe del departamento de análisis y logística de la Gerencia de Fiscalización de Conaf y Alejandro Vergara, director del Programa de Derecho Administrativo Económico de la Universidad Católica.

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Jaime Peralta, miembro del Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico Nacional y Rafael Carvallo, gerente de Tecnología e Innovación del Coordinador Eléctrico Nacional.

Energía

Autoridades nacionales y regionales asistieron al corte de cinta.

Foto: Gentileza Metrogas.

Se inauguró la primera planta de gas natural en la ciudad de Osorno EN DICIEMBRE DE 2015 METROGAS lanzó en el sur del país un Plan de Gasificación que contempla una inversión a 10 años por un monto de US$1.100 millones. “Se han pedido distintas concesiones en el país y hoy estamos focalizados en la Región de Los Lagos. Ya se inauguró Puerto Montt, hoy Osorno y prontamente, esperamos este año, tener la inauguración de Puerto Varas”, dijo a este medio Pablo Sobarzo, gerente general de la distribuidora de gas.

Cercano al acceso sur de la ciudad, por el camino hacia Puerto Octay, Metrogas inauguró la Planta Satélite de Regasificación que permitirá distribuir gas natural a viviendas, comercios y grandes empresas de la zona.

La Planta Satélite de Regasificación (PSR) ubicada en un sector industrial, cercano al acceso www.revistaelectricidad.cl | septiembre 2017 | Nº210

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La empresa M&W Ambientales cuenta con los siguientes atributos para garantizar calidad del servicio: •

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Diseño y aplicación de Planes de Manejo Ambiental de Biota acuática y Calidad de agua.

•

Auditoría ambiental y verificación de cumplimiento de compromisos ambientales adquiridos.

•

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•

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sur de Osorno (por el camino hacia Puerto Octay), almacena 120 metros cúbicos de GNL, lo que corresponde a 90 mil m3 en estado gaseoso, contando con seis vaporizadores, explican en la distribuidora de gas, agregando que los camiones que la abastecen demoran 11 horas en el trayecto desde el Terminal de GNL Quinteros a Osorno.

Cómo opera la planta • Un camión cisterna se estaciona fuera de la PSR y mediante una manguera se ingresa GNL (-160°c) al estanque.

M&W Ambientales ofrece los siguientes servicios ambientales:

•

Foto: Daniela Maldonado-Revista ELECTRICIDAD.

La Planta Satélite de Regasificación de Osorno tiene una capacidad de almacenamiento de 120 metros cúbicos de GNL.

• Por diferencia de presión el GNL sale del estanque hacia los vaporizadores (torres) y mediante un proceso de equilibrio térmico natural el GNL tiende a llegar a la temperatura ambiente (10°c aproximadamente), lo cual hace que cambie de estado, pasando de líquido

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KILÓMETROS CLIENTES/CONTRATOS

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Fuente: Metrogas.

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• Desde la Planta Satélite de Regasificación se realiza la construcción de redes bajo tierra, donde es inyectado el gas natural para abastecer a los núcleos urbanos de las ciudades.

Reducción de la contaminación Gianni Bozzo, director Zona Sur de Metrogas, afirmó que “nuestra intención siempre fue iniciar este plan de gasificación en el sur del país porque conocemos los problemas que están

Las proyecciones de la planta INVERSIÓN (MM$)

32 3194 369 - 9 9817 6075

a gaseoso.

• Una vez que el GNL cambia de estado llega a la estación reguladora de presión, donde se inyecta un aditivo odorizante (mercaptano, le da el olor característico al gas). Ya en esta etapa, el gas natural está en condiciones de ser distribuido por la red a la cuidad.

19-05-17 15:49

10 AÑOS (2025)

META 2017

A LA FECHA

20,43 millones de dólares

5 millones de dólares

1,45 millones de dólares

116

25,1

6,7

6.400 clientes

1200 contratos

800 contratos

Energía

teniendo con la contaminación. El gas natural como combustible limpio ha sido un importante aliado en reducir la contaminación en la Región Metropolitana. Las estimaciones indican que si se logra reemplazar aproximadamente 6.600 estufas a leña por gas natural, se lograría reducir 80 toneladas de material particulado fino (MP 2,5)”.

El gas natural es una mezcla de gases livianos sobre la base de metano, proveniente de un proceso natural en napas subterráneas de diversas partes del mundo. Además, no tiene monóxido de carbono y es el combustible fósil que genera las menores emisiones de dióxido de carbono, contribuyendo de esta forma a disminuir el calentamiento global, explicaron en la compañía.

natural que probablemente les va a significar un superávit significativo y por eso estamos trabajando con las autoridades argentinas para desarrollar un marco institucional que dé la certeza para eventualmente tener nuevamente una importación, lo que sería una muy buena noticia porque nos permitiría traer gas para fuentes de generación más limpias a los hogares y tener una matriz más económica como la tuvimos por 10 años”.

Marcelo Mena, ministro de Medio Ambiente, asistió a la inauguración de la Planta de Regasificación.

El ministro aseguró que “hoy estamos trabajando con distintos sectores productivos que están en el transporte del gas y hay una buena disposición”.

Foto: Daniela Maldonado-Revista ELECTRICIDAD.

Importación de gas desde Argentina En la inauguración de la planta de Metrogas en la ciudad de Osorno, el ministro de Energía, Andrés Rebolledo, detalló a este medio que se han sostenido varias conversaciones con autoridades argentinas sobre el intercambio de gas natural. “Entendemos que ellos pronto van a tener una disponibilidad de recursos de gas

Principales componentes de la Planta Satélite de Regasificación

Funciones Descarga GNL

2

3

Almacenamiento

Regasificación GNL

1

4 5

1

Módulo de Descarga

2

Depósito de almacenamiento

3

Gasificadores

4

Estación de Medición y Regulación

5

Odorización

Fuente: Metrogas.

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PUBLIRREPORTAJE

MENOS DE UN AÑO DEMORÓ LA APROBACIÓN DEL EIA DESARROLLADO POR PARES&ALVAREZ

CENTRAL TERMOELÉCTRICA LOS GUINDOS OBTIENE RCA PARA AMPLIAR SU CAPACIDAD EL PROYECTO CONTEMPLA LA INSTALACIÓN DE DOS NUEVAS TURBINAS, UNA A DIÉSEL-GAS Y OTRA A VAPOR, PARA UNA MODALIDAD DE OPERACIÓN DE CICLO COMBINADO, LO QUE LE PERMITIRÁ AUMENTAR SU CAPACIDAD ACTUAL DE 132 A 404 MW. A CONTINUACIÓN REVISAMOS LOS FACTORES QUE HICIERON POSIBLE OBTENER LA RCA EN TIEMPO RÉCORD.

“Fue un momento de alegría. Las inversiones futuras en Los Guindos estaban condicionadas a la aprobación del Estudio de Impacto Ambiental (EIA), así que sin duda ha sido una gran noticia para todos, más aún, porque el tiempo en que se logró la confección y aprobación del estudio fue muy corto”. Las palabras de René Fernández, Gerente General de Los Guindos, reflejan el optimismo con que se mira el futuro al interior de la Central, tras conocer la Resolución de Calificación Ambiental emitida por la autoridad.

Los Guindos es una Central Termoeléctrica ubicada en Charrúa, comuna de Cabrero, Región del Biobío. En la actualidad consta de una turbina dual de 132 MW, capacidad que se verá incrementada tras la obtención de los permisos ambientales. “Hoy en día somos parte del sistema interconectado, sólo que en este momento actuamos como respaldo. Con la segunda central va a ocurrir exactamente lo mismo, pero cerrando el ciclo, podremos llegar a los 404 MW con un costo competitivo de generación, por lo que funcionando con ciclo combinado dejaremos de ser una central de respaldo para ser una de generación base”, comenta Gabriel Flores, Gerente de Planta de Los Guindos.

LA IMPORTANCIA DE LA ESTRATEGIA Cristina Meissburger, Gerente Técnica Ambiental de Pares&Alvarez, lideró al equipo multidisciplinario que definió y ejecutó la estrategia que les permitiría obtener la aprobación del Estudio de Impacto Ambiental. Para la Ejecutiva, el éxito del proceso radica en tres factores: el haber reconocido en forma correcta cuáles eran los impactos significativos del proyecto, el trabajo mancomunado entre sus profesionales y los de Los Guindos, y la política de buen vecino que lleva adelante la Central.

Tras analizar las condiciones del entorno, Pares&Alvarez definió que el camino correcto sería reconocer los impactos significativos, determinando que el principal sería el de las emisiones a la atmósfera. “Independiente de que la zona aún no ha sido declarada como saturada, se puede inferir

que hay una tendencia hacia ello, por lo tanto se definió que la central tenía que hacerse cargo. Eso también facilitó el proceso, pues con la comunidad y con las autoridades siempre estuvimos de acuerdo en todo lo que se fue proponiendo, tanto en el proceso de evaluación como en la conclusión de la propuesta del plan de compensación, que finalmente se aprobó con una compensación de un 120% de las emisiones que va a generar la central cuando esté operando con ciclo combinado”. De esta forma y tal como lo asegura Ignacio Toro, Gerente Ambiental de Pares&Alvarez, “lo que se hizo fue establecer un plan de compensación para disminuir las emisiones totales sobre la zona. O sea, la comunidad hoy está con cierto estándar ambiental y cuando se materialice este proyecto va a quedar con uno mejor al actual”.

Arriba: Ignacio Toro, Gerente Ambiental Pares&Alvarez, y René Fernández, Gerente General de Los Guindos.

Abajo: Gabriel Flores, Gerente de Planta de Los Guindos, y Cristina Meissburger, Gerente Técnica Área Ambiental Pares&Alvarez

En esto coinciden los ejecutivos de Los Guindos, ya que desde un comienzo su equipo y el de Pares&Alvarez fueron eliminando factores que podrían haberse convertidos en impactos significativos, como la generación de RILES o la captación de agua subterránea, para la cual se optó por eliminar las torres de enfriamiento y cambiarlas por aeroenfriadores, lo que permitió que no hubiese impacto sobre la fauna íctica, sobre los APR que hay cercanos al proyecto o sobre otras centrales que ya están operando en el sector. “La verdad es que para que los proyectos sean exitosos se requiere que todo el equipo, titular y consultora, esté comprometido. La consultora siendo previsora y propositiva, y el titular siendo abierto y receptivo, para así llegar en conjunto a las mejores definiciones para el proyecto”, comenta Ignacio Toro.

De esta manera se configura el segundo factor clave de este proceso. “Nosotros conocíamos a Pares&Alvarez por trabajos previos, en los cuales quedamos satisfechos. Hubo una interacción fuerte de ambas partes, de verdad fue un trabajo de equipo, sin sobresaltos y cumpliendo con los plazos previstos”, enfatiza el Gerente General de Los Guindos. Lo que es ratificado por Gabriel Flores: “En general fueron muchas horas de trabajo.

Además, el equipo de Pares&Alvarez fue muy profesional, en el sentido de cómo nos guio, y de decir todo lo que correspondía siempre de la manera más clara y objetiva posible”.

POLÍTICA DE BUEN VECINO Un factor fundamental en la aprobación de la ampliación de Los Guindos fue la relación cercana que ha establecido la compañía con sus comunidades vecinas, tal como lo destaca su Gerente General: “Nosotros ya estamos presentes en la zona con una

primera fase de Los Guindos y eso nos ha permitido desarrollar una estrategia de buen vecino. Desde un principio nos hemos acercado a las comunidades, interactuando y trabajando con ellas. En términos generales, la relación que tenemos con todas las poblaciones de Cabrero es excelente, lo que se ha logrado en base al cumplimiento de nuestras promesas”.

De esta manera, el trabajo en equipo permitió que se eligiese la estrategia correcta, siempre con la mente puesta en ser un aporte para la sociedad, sin impactar la calidad de vida de quienes viven en los alrededores del proyecto. “En ningún minuto tuvimos inconvenientes con los vecinos. El proyecto fue conceptualizado y concebido pensando en la comunidad; eso facilitó el proceso en sí, ya que finalmente Los Guindos se convierte en un aporte al entorno más que alguien con el que hay que tener conflictos”, concluye la ejecutiva de Pares&Alvarez.

LOS GUINDOS • Empresa constituida por General Electric y TIG Energy Chile.

• Central Termoeléctrica de 132 MW en ciclo abierto.

• Se ubica en Charrúa, comuna de Cabrero, Región del Biobío, a 90 km de Concepción.

• Entró en operación comercial en julio de 2015, como respaldo al SIC. • El Proyecto de Ampliación contempla la Fase IIA (incremento de su capacidad a 264 MW) y la Fase IIB (ciclo combinado incrementando capacidad a 404 MW).

• La construcción de la Fase IIA concluirá a fines de 2018.

• La construcción de la Fase IIB está proyectada para comenzar el segundo semestre de 2019.

Nueva subestación eléctrica Lo Aguirre de Transelec opera con sistemas automatizados.

Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

Informe Técnico

NUEVAS TECNOLOGÍAS

Subestaciones digitales reducen hasta 50% los tiempos de interrupción ante fallas LA MAYOR SEGURIDAD Y FLEXIBILIDAD que requiere el sistema eléctrico pasa por la incorporación de tecnologías de punta que sean capaces de implementar sistemas de comunicaciones y automatización, estableciendo redes inteligentes que puedan interactuar automáticamente en las subestaciones, siendo una tendencia que ya da sus primeros pasos en Chile, señalan especialistas del área a Revista ELECTRICIDAD.

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Especialistas consultados por Revista ELECTRICIDAD sostienen que este tipo de instalaciones usan sistemas de comunicación y automatización a partir de la integración de equipos de diferentes proveedores, debido a las directrices de la norma internacional IEC 61850.

Rodrigo Muñoz, director de la carrera de Técnico en Electricidad y Automatización Industrial de Duoc UC de San Joaquín, explica que las subestaciones digitales se pueden definir en tres niveles:

2) De protección, donde se incluyen dispositivos electrónicos inteligentes (protección, dispositivos de medida, controladores, etc.).

3) Control de la estación.

1) De proceso, que corresponde a la interfaz con el equipo primario de la subestación desde donde se levantan las señales análogas para convertirlas en digitales.

Según Ronald Valdés, gerente de la Unidad Automatización de Subestaciones, Control, Protecciones y Telecomunicaciones de la División Power Grids de ABB en Chile, este tipo de subestaciones

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Informe Técnico

se caracterizan por ser más eficientes que las instalaciones convencionales.

“Estas subestaciones ofrecen una reducción de hasta el 80% del uso de cable de cobre en comparación con las análogas, además su fase de instalación es hasta un 40% más corta, los relés utilizan hasta un 60% menos de espacio, el emplazamiento en el patio se reduce hasta en un 50% y al mismo porcentaje disminuyen los tiempos de interrupción ante fallas al tener información detallada y en tiempo récord”, precisa el especialista.

Comunicaciones El uso de las tecnologías de información es clave en estas instalaciones. Gabriel Olguín, socio Director de Power Business Chile y director de Cigré Chile destaca la eficiencia que alcanza una subestación con la digitalización. “Con la aparición de los protecciones y controladores digitales se puede tener en un mismo canal, información de distinto tipo, por ejemplo de control y medida, por lo que se reduce enormemente la cantidad de cableado. Los relés de protección y controladores trabajan digitalmente, lo que permite el uso de redes locales”.

Características de la subestación digital versus la convencional

40%

Hasta

80%

de fase de instalación más corta

de reducción de cable de cobre

Subestación

digital

“De esta forma los equipos de protecciones y de control envían los datos y la comunicación se produce digitalmente. De hecho estos dispositivos pasan a llamarse IED (inteligent element device), que no es otra cosa que adquisidor y procesador de señales de diverso tipo, que permiten implementar más y diversas funciones de control y protección en las subestaciones”, profundiza Olguín.

Rodrigo Muñoz menciona que otras tecnologías llamativas que se usan son los instrumentos para transformadores no convencionales (NCIT’s) y los sensores de intensidad de fibra óptica (FOCS), añadiendo que “la comunicación en este tipo de subestaciones es bidireccional, permitiendo conocer el estado de los equipos en tiempo real, además pueden comunicarse entre ellas, logrando una operación más óptima”.

Estándar Cristhian Becker, académico del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Santiago, destaca la integración de equipos tecnológicos de diferentes proveedores que se puede realizar mediante la norma internacional IEC 61850.

“Hoy se cuenta con varios tipos de relés, interruptores, y transformadores de medida, que son ya fabricados y ofrecidos por las diferentes marcas para ser integrados en este tipo de proyectos”, agrega el docente.

Según Becker, el estándar IEC 61850 implementa un formato común “para describir toda la subestación, el modelamiento de los objetos y los datos que son requeridos”, por lo que todos los dispositivos, con los mismos protocolos de comunicación, permiten la interoperabilidad entre subestaciones, lo que aumenta la confiabilidad, la seguridad, operación remota y podría influir en los costos de estas, por el hecho de unificar los protocolos de comunicación”.

Hasta

60%

menos espacio en uso de relé

Fuente: ABB en Chile.

Reducción del costo operacional

En esto coincide Ronald Valdés, quien explica que la mayor seguridad se debe a que la digitalización de todos los datos “reduce drásticamente el riesgo de electrocución, acorta los tiempos de instalación y de adaptación, y permite una supervisión completa del sistema, reduciendo los requerimientos de mantenimiento”. www.revistaelectricidad.cl | septiembre 2017 | Nº210

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Informe Técnico

Grupo electrógeno usado como respaldo tras nevazón de Santiago que afectó las redes de distribución.

SEC certificó ingreso

Foto: Gentileza CGE.

NORMATIVAS NACIONALES

de más de 25.000 grupos electrógenos en 2016 LA MASIFICACIÓN EN EL USO de grupos electrógenos en el país está aumentando el número de certificaciones para la instalación de estos equipos, de acuerdo a los datos de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC), para lo que se dispone de una serie de decretos que regulan el funcionamiento de estos aparatos, por lo que los especialistas proponen la existencia de una norma específica ante esta nueva realidad.

Según el organismo fiscalizador el número de certificaciones para grupos electrógenos pasó de 20.014 a 25.096, lo que representó un aumento de 25% entre 2015 y 2016, “por lo que se hace importante ir actualizando la normativa que los regula, asunto en el que estamos trabajando, con la actualización de la Norma 4, la que incluye la incorporación, por ejemplo, de la cogeneración eficiente”, señala el superintendente de Electricidad y Combustibles, Luis Ávila.

“En estos momentos nos encontramos colaborando con el Ministerio de Medio Ambiente, que está

La masificación de estas tecnologías para el respaldo en el suministro de energía, entre otras funciones, está incrementando su ingreso al mercado nacional, donde existen varios decretos que regulan su instalación, por lo que se plantea la necesidad de contar con una norma específica. trabajando en una norma de emisiones para estos equipos, a fin de que cumplan con lo establecido en el Programa de Descontaminación Atmosférica, entre otros proyectos en los cuales estamos aportando con nuestra experiencia en certificación y fiscalización de productos”, sostiene la autoridad.

Certificaciones Según Roberto Silva, académico de la Universidad de Santiago, actualmente “la autoridad local está focalizada en la certificación de los dispositivos de uso masivo y los grupos electrógenos. Aparte de las certificaciones internacionales que puedan exigir los usuarios, estos deben cumplir con los www.revistaelectricidad.cl | septiembre 2017 | Nº210

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Informe Técnico

requisitos establecidos por la reglamentación eléctrica y ambiental vigente”.

Es así como Luis Ávila indica que en el país existen dos tipos de grupos electrógenos con obligación de certificación: “los que funcionan con gasolina o diésel, con una potencia de hasta 500 kW, y los que operan con gas, que tienen una potencia de hasta 10 kW, mientras que para potencias superiores a 10 KW se requiere contar con una Autorización SEC”.

ción de los sistemas de transferencia automática (TTA), para evitar la construcción local de estos dispositivos con elementos inadecuados para esta función, como contactores e interruptores”.

A su juicio también se deben revisar los niveles de atenuación de ruidos de silenciadores y carenados pues, “hoy son determinados por el fabricante y, en el caso de los construidos localmente en el país, no siempre tienen una certificación de sus características”.

La autoridad agrega que también existe una normativa relacionada con la instalación de estos equipos, contenida en la norma 4, donde se establecen una serie de requisitos tales como la ubicación de los elementos del generador o su coordinación para la puesta en servicio, con la empresa distribuidora, además de la obligación que este tipo de trabajos solo sea realizado por instaladores autorizados por SEC.

Otros elementos a certificar, según el docente, es la regulación eléctrica para permitir que estos equipos “puedan apoyar las necesidades de energía, inyectando potencia al sistema cuando ello se requiera, por lo que es necesario también reglamentar las características técnicas mínimas que deberán tener los sistemas de puesta en paralelo y protecciones eléctricas para una explotación segura”.

Sin embargo, Rafael Mena, docente del Departamento de Ingeniería Mecánica de la Universidad Santa María, advierte que existe una gran cantidad de equipos e instalaciones que no son regulados, “pues su carácter de fuente móvil −lo cual es una de sus fortalezas– o su tamaño reducido (potencias inferiores a los 300 kW), permiten que estos funcionen a discreción de los usuarios y no sean fiscalizados”.

La ampliación de los requerimientos actuales de gases contaminantes a los niveles de Dióxido de Carbono y Óxidos Nitrosos, junto al mejoramiento de los sistemas de control aplicados durante los episodios de emergencia y preemergencia ambiental, a fin de garantizar que toda fuente fija pare, son otros aspectos técnicos a considerar para la certificación.

Norma específica Para Roberto Silva es necesario que exista una normativa específica que regule la comercialización, instalación y explotación de estos equipos, donde se incluya la certificación de aspectos técnicos como la “normaliza-

PRENDAS DE PROTECCIÓN CONTRA ARCO ELÉCTRICO

Rafael Mena señala que otros desafíos apuntan a normalizar la operación y las emisiones de los grupos electrógenos, “utilizando la tecnología con criterios de eficiencia energética, además de usar combustibles alternativos en base a biomasa e hidrógeno y disminuir al mínimo las emisiones de gases nocivos, el particulado y el ruido”.

PRENDAS DE PROTECCIÓN CONTRA FUEGOS REPENTINOS

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Energía

Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

Planta de cogeneración de la empresa Watt´s ubicada en San Bernardo.

SEIS INICIATIVAS CUENTAN CON LA APROBACIÓN AMBIENTAL

Las perspectivas

de la cogeneración en Chile A INICIO DE 2018 COMENZARÁ sus operaciones la central de cogeneración Aconcagua, de 77 MW, que desarrolla la Empresa Nacional del Petróleo (Enap) en Concón, marcando un nuevo hito para la participación de esta tecnología que combina la generación de calor y de electricidad simultáneamente, puesto que abre las perspectivas para la construcción de otras centrales de este tipo, comentan los especialistas a Revista ELECTRICIDAD. La cogeneradora Aconcagua se unirá a la planta de ácido sulfúrico de Mejillones, de 17,5 MW, propiedad de Noracid, que opera en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) y a la planta Petropower, de 66 MW comprada por Enap en 2016, además de las plantas de biomasa del sector forestal que usan cogeneración para sus procesos industriales, como indica Cristina Segura, jefe de Área Bioenergía

La Agencia Chilena de Eficiencia Energética alista una revisión del potencial de capacidad instalada que existe para incorporar esta tecnología dentro de la matriz nacional, la que el próximo año recibirá al proyecto Aconcagua, de 77 MW, que impulsa Enap.

de la Unidad de Desarrollo Tecnológico de la Universidad de Concepción.

“En Chile existen algunos proyectos de cogeneración de menor tamaño, un ejemplo de ello es la planta de Biogás HBS en Los Ángeles que tiene una potencia eléctrica nominal de 4 MW. También, existen plantas de cogeneración con biomasa de 7 MW eléctricos”, precisa la especialista. www.revistaelectricidad.cl | septiembre 2017 | Nº210

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Informe Técnico Energía

Foto: Gentileza Enap.

“estuvo estancada, sobre todo con las dudas sobre el abastecimiento de gas, pero ahora con un mercado de gas que está funcionando y con los precios más bajos, debiera ser un tema que se empiece a desarrollar nuevamente, con la generación de electricidad a través de grandes cogeneradoras”.

A futuro las perspectivas de seguir incorporando esta tecnología en la matriz energética también son positivas, según muestran los datos del Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (Seia), donde actualmente se registran seis proyectos de cogeneración que cuentan con su Resolución de Calificación Ambiental (RCA) aprobada, los cuales totalizan cerca de 66 MW (ver recuadro).

Obras de la cogeneradora Aconcagua en Concón.

Esta visión es compartida por Duro Felguera Energy, empresa española que ejecuta el proyecto Aconcagua de Enap, pues su directora comercial de la línea de Energía, Camino Sánchez, sostiene que el potencial para el desarrollo de nuevos proyectos de cogeneración en Chile responde a “la importancia que esta tecnología puede tener a la hora de conseguir avances en materia de eficiencia energética y en la consolidación de una matriz energética sostenible y limpia, ya que al tratarse de instalaciones que se construyen muy próximas al punto de consumo, existe una reducción de las pérdidas de energía en la red”.

Potencial Los especialistas indican que Chile tiene espacio para recibir centrales cogeneradoras de mayor tamaño, a partir de la puesta en marcha del proyecto Aconcagua, aunque reconocen que la mayor cantidad de iniciativas seguirá apuntando a potencias instaladas desde 0,5 a 9 MW, específicamente en ciertos sectores industriales.

Cristián Hermansen, presidente del Colegio de Ingenieros de Chile, señala que la cogeneración

De acuerdo a Alejandro Pacheco, gerente general de Cogenera, el proyecto de Enap podría “generar un impulso para que posteriormente se instalen otras plantas cogeneradoras de gran escala, lo que también dependerá de las condiciones del mercado y del precio de la energía eléctrica. La generación distribuida a través de pequeñas y medianas centrales de cogeneración es un segmento que debemos continuar explorando y potenciando”.

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Energía

Proyectos de cogeneración con RCA aprobada Empresa

Potencia en MW

Inversión (millones de US$)

CAP

3,2

4,3

Compañía eléctrica Santa Juana

2,9

7

Bioenergía de Los Ríos S.A.

9

38

CMPC Tissue S.A.

21

27

Papeles Cordillera S.A.

25

47,5

Energía León S.A.

7

15

Nombre Congeneración de energía eléctrica con excedentes de gas Planta de cogeneración eléctrica Santa Juana Planta de cogeneración Bioenergía de Los Ríos Planta de cogeneración CMPC Tissue Talagante Planta de cogeneración Central de cogeneración de Coelemu Fuente: Seia.

Este escenario es compartido por Juan Pablo Payero, jefe del Área Industrial de la Agencia Chilena de Eficiencia Energética (AChEE), quien indica que hacia fines de este año “actualizaremos el potencial de cogeneración que existe en Chile, con un trabajo que tenemos junto con el Ministerio de Energía, mientras que con GIZ estamos pensando en explorar el potencial que tiene la microgeneración en otros sectores a nivel residencial”.

Para Cristian Hermansen, la dis-

El ejecutivo explica que la idea es mejorar la metodología con la cual se levantó ese potencial, que en estos momentos es de 1.200 MW, “por lo que deberíamos tener información de mejor calidad”.

señala que la AChEE, el Ministe-

Pequeña generación El mayor espacio para incorporar la cogeneración también apunta a proyectos de menor tamaño. Alejandro Pacheco afirma que esta tecnología “en el último tiempo ha estado un poco orientada en los incentivos a nivel de pequeños y medianos generadores de distribución (PMGD), porque existen sectores industriales que requieren de energía térmica a menor escala, como la agroindustria, la alimentación, pequeñas forestales, etc”.

minución de los precios del gas “debiera a empezar a desarrollar más la cogeneración en la pequeña industria en función de preservar la eficiencia energética. Una fábrica que necesita vapor y lo genera, perfectamente puede optimizar sus procesos, generando electricidad y, de paso, aumentar la eficiencia, además de disminuir los costos”.

Juan Pablo Payero por su parte rio de Energía y GIZ iniciarán una segunda etapa para promover, mediante el cofinanciamiento, proyectos de cogeneración en el sector residencial.

Cristina Segura concluye que en el futuro podrían desarrollarse proyectos de cogeneración “asociados al uso de la energía térmica para calefacción distrital o para sistemas de secado a baja temperatura.

Las tecnologías más idóneas para estos fines son el ciclo orgánico de Rankine (ORC), gasificación de biomasa acoplada a motores de combustión interna y recuperación de calor en sistemas de enfriamiento de motores a diésel”.

Obras de cogeneradora Aconcagua tienen 89% de avance Mauricio Legües, director de proyecto Aconcagua de Enap, señala a Revista ELECTRICIDAD que a inicio de 2018 entraría en operaciones la central cogeneradora en la comuna de Concón, de 77 MW, “acoplados a una caldera recuperadora de calor que producirá 125 toneladas por hora de vapor, representando el 40% de la producción actual de las calderas de la refinería”.

“La cogeneradora Aconcagua reducirá en aproximadamente 265.000 m3/día el consumo de gas natural de los 900.000 m3/día que actualmente consume Enap Refinería Aconcagua.

Además, el proyecto consumirá 550.000 m3/día para generar 77 MW y 125 toneladas de vapor por hora; y la refinería consumirá íntegramente el vapor producido por la cogeneradora”, explica el ejecutivo.

A su juicio los principales desafíos de ingeniería se encuentran “en la instalación de la línea de vapor, con un trazado que por más de 1.600 metros transportará vapor a alta presión y temperatura, desde la cogeneradora, atravesando áreas de producción, almacenamiento y fraccionamiento, mediante ductos aéreos y pasos enterrados hasta llegar al punto de entrega en el sector de suministros, al interior de la refinería”.

El principal contratista del proyecto es la empresa española Duro Felguera Energy, mientras que el proveedor de la turbina a gas y generador fue General Electric, y el proveedor de la caldera de recuperación de calor es Nooter/ Eriksen NE. Entre los subcontratistas locales están empresas como Balzola, Agua Santa, Babckok, Edyce, y Llorente, entre otras.

Camino Sánchez Rodríguez, directora comercial de la línea de Energía de Duro Felguera indica a este medio que los componentes principales de las obras “son la turbina de gas que incorpora quemadores Dry Low Nox (DLN) que reducen las emisiones de NOx y la caldera de recuperación de calor que incorpora tecnología "fresh air" y que permite la producción de vapor aprovechando la energía de los gases de escape de la turbina”.

En su opinión la matriz energética internacional “está evolucionando hacia la generación distribuida o descentralizada que implica fuentes de generación más pequeñas y más próximas al punto de consumo. En este contexto creemos que la cogeneración es una alternativa altamente eficiente y que tendrá un peso creciente en la matriz energética internacional”.

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Informe Técnico Análisis

¿Cómo afrontar

los Servicios Complementarios de cara al nuevo escenario energético nacional?

Por Guillermo Vásquez, HVC Sales Specialist Chile y Joao Pimenta, Product Group Territory Marketing Manager de Latin America de ABB.

ACTUALMENTE SE ENCUENTRA EN DISCUSIÓN el reglamento con el cual se remunerará y regulará técnicamente la operación de los Servicios Complementarios (SSCC) para una operación adecuada del sistema eléctrico en Chile.

Para aquellas prestaciones al sistema eléctrico, que el regulador se encuentra definiendo, es necesario tener en cuenta las mejores opciones, pensando en el periodo de vida útil de los activos y tiempo de disponibilidad sobre el costo de inversión inicial, dado que estos servicios se subastarán en un sistema de ofertas.

Los Servicios Complementarios son aquellas prestaciones que permiten efectuar un adecuado Control de Frecuencia, Control de Tensión y cualquier Plan de Recuperación de Servicio, tanto en condiciones normales de operación como ante contingencias. Estos, dada su naturaleza extremadamente técnica, requieren de establecer categorías generales como disponibilidad y confiabilidad de la tecnología y que estas tengan una relación directa en la remuneración de los pagos a las prestaciones de SSCC y al mecanismo utilizado para materializarlos.

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Foto: Gentileza ABB en Chile.

Esto es de gran relevancia para el país debido a los cambios estructurales que se están experimentando, como la futura interconexión entre el Sistema Interconectado Central (SIC) y el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) y la alta penetración de generación de Energías Renovables no Convencionales (ERNC).

Joao Pimenta, Product Group Territory Marketing Manager de Latin America y Guillermo Vásquez, HVC Sales Specialist Chile, ambos de ABB.

Análisis

• Modulares montados en estructura: Consiste en unidades modulares sobre SKID (estructura metálica) haciéndolas más flexibles para su aplicación dentro de subestaciones eléctricas, debido a su fácil transporte, movilidad y fácil instalación (plug and play), ya que también llevan integrada las funcionalidades de control y protección del banco, generando economías a la hora de ejecutar este tipo de proyectos en un escenario cambiante del sistema eléctrico.

Foto: Gentileza ABB en Chile.

• Bancos de condensadores móviles: Para aquellos casos donde se prevé la necesidad de potencia reactiva de manera transitoria o se requiere reutilizar equipos.

Es por eso que en el ámbito de Servicios Complementarios lo que más influirá en el precio final de oferta será el periodo de vida útil de los activos y tiempo de disponibilidad. Con esto, una compañía interesada en ofrecer los SSCC puede generar flujos de cajas futuros, sabiendo que los equipos considerados dentro del proyecto concluirán los periodos de utilización para los que se calculó el valor de oferta de la tecnología, ya sea a través de métodos de subasta, licitación o instalación por exigencia directa del regulador.

Para esto existen diferentes soluciones tecnológicas tales como:

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• Sistemas de Storage: Aptos para trabajar con diversos tipos de tecnología de baterías, incluso Li-ion, una de las tecnologías más madura que está teniendo importante bajas en sus costos. Estas permiten gran versatilidad de operación y por lo tanto mayor cobertura de servicios complementarios en un solo equipo cubriendo la reserva en giro, Black Start, incluyendo funciones de compensación de reactivo, filtrado armónico de diversas órdenes y balanceo de cargas.

Foto: Gentileza ABB en Chile.

En este sentido, regular un mercado eléctrico con un precio de generación definido por costos auditados, o también conocidos como costos variables de generación de energía eléctrica, donde el generador solo considera el costo por generar, e incluir a ese sistema de remuneración un valor asociado a la ofertas de servicios complementarios, no se torna simple de ecualizar dentro del balance económico del sistema, ya que son modelos distintos de remuneración e incluso de operación del sistema eléctrico.

• Bancos de condensadores en armario: Del tipo Metal Enclosed, están diseñados para un fácil y rápido montaje. Además debido a su encapsulamiento permiten una excelente solución en aquellas instalaciones donde, por condiciones ambientales y meteorológicas, se requiere un índice de protección mayor a los componentes de un banco de condensadores.

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diciembre de este año deberían entrar en operación tres nuevas centrales solares con una capacidad instalada superior a 100 MW cada una, aportando un total de 320 MW en el Sistema Interconectado Central (SIC) y en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), según indica el catastro de proyectos en construcción que elabora el Ministerio de Energía.

Es así como la central Santiago Solar, desarrollada por AME en la comuna de Til Til, de 120 MW, tiene previsto entrar en operaciones en octubre próximo con una inversión de US$165 millones, mientras que en el mismo mes estaría funcionando el proyecto Pelicano, de 100 MW, perteneciente a Total/Sunpower, en las comunas de La Higuera y Vallenar, con una inversión de US$212 millones.

Más al norte, para septiembre, está contemplado el inicio de operaciones de la central Atacama I, de 100 MW, en la comuna de María Elena en la región de Antofagasta, bajo una inversión de US$200 millones.

Estos proyectos se sumarán al parque solar Quilapilún, inaugurado en julio en la comuna de Colina, que tiene una potencia instalada de 110 MW.

ESCENARIO ENERGÉTICO

Tres nuevas centrales solares superiores a 100 MW entrarían en operación este año

CNE estudia incorporar almacenamiento energético en planificación de la transmisión El secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Andrés Romero, afirmó que el organismo regulador estudia la posibilidad de incorporar a los sistemas de almacenamiento energético dentro de los planes de desarrollo de la transmisión.

“En el plan de transmisión de este año uno de los avances que está haciendo nuestro equipo de planificación es comparar alternativas, viendo si, por ejemplo, hacia el norte convendría construir un nuevo circuito o un sistema de almacenamiento que pudiese permitir acumular energía en el día, transmitirla de noche y de esa manera evitar el desarrollo de un sistema de

transmisión”, explicó.

Romero hizo este anuncio en el Foro “Transición Energética y los Elementos Disruptores”, organizado por el Instituto de las Américas, donde indicó que la inclusión de almacenamiento dentro de la planificación de la trasmisión se haría “bajo criterios de costo-eficiencia y con la evaluación de impactos sociales y ambientales”.

“La incorporación de los sistema de almacenamiento como una opción tecnológica para los distintos elementos en la operación del sistema eléctrico, la estamos tratando en los distintos cuerpos normativos”, agregó la autoridad.

Coordinador Eléctrico Nacional busca ser referente en menores horas perdidas de suministro El presidente del Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico Nacional, Germán Henríquez, señaló que uno de los objetivos del organismo es ser un “referente internacional en menores horas perdidas de suministro y en menores tiempos de reposición en caso de fallas”, por lo que planteó la necesidad de incorporar nuevas tecnologías “para dar más seguridad y flexibilidad al sistema”.

El ejecutivo dictó la conferencia inaugural de las XVII Jornadas de Derecho de la Energía de la Universidad Católica, donde abordó el tema del suministro eléctrico que se entrega a la población, indicando que se debe mejorar la calidad del servicio con la incorporación de tecnologías de punta, además de obtener el menor costo de suministro que se pueda con el sistema”.

Henríquez afirmó que para lograr los cambios que mejoren el sistema se requiere “trabajar en conjunto con el resto de los actores del sistema eléctrico”, como autoridades y las empresas coordinadas”.

“Un buen servicio requiere muchas cosas: instalaciones en perfecto estado que incorporen los últimos adelantos tecnológicos, mantenimientos bien hechos en casos adecuados, protecciones que ope-

ren de acuerdo a lo planeado, mejores y redundantes sistemas de transmisión de datos e instrucciones y programas más sofisticados”, sostuvo.

En las Jornadas también expuso Daniel Gutiérrez, abogado y socio BGS Energy Law SpA, quien planteó que el almacenamiento de energía, a través de batería, podría incluirse en la planificación de la transmisión, “remunerándose como tal, y

eventualmente, esa misma batería podría prestar SSCC, debiendo remunerarse también por dicho servicio, sin vulnerar el Art. 72-7 inciso final”.

A su juicio la naturaleza del servicio complementario prestado y sus efectos sistémicos y locales, “debe ser definido por el Coordinador Eléctrico Nacional y no por la Comisión Nacional de Energía”.

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ESCENARIO ENERGÉTICO

Enel Chile propuso fusión con Enel Green Power Chile y OPA sobre 100% de Enel Generación

30

de Noviembre Hotel Plaza El Bosque, Nueva Las Condes

¡CUPOS LIMITADOS! La energía eólica ha sido puntal importante en la adopción de energías renovables, y un aporte fundamental para el avance en los últimos años de la diversificación de la matriz energética chilena. Es en ese contexto que EOLO se presenta nuevamente como una oportunidad para discutir sobre proyectos, tecnologías, ingeniería y regulación a partir de la fuerza del viento.

Asista a la III Versión del Foro Eólico de Chile y participe del principal evento en Chile sobre este tipo de energía alternativa

Enel Chile presentó una propuesta para incorporar por fusión los activos de generación de energía renovable no convencional que Enel Green Power Latinoamérica posee en Chile, con lo que todas las operaciones de generación convencional y renovable no convencional que tiene el holding en el mercado nacional pasarían a ser desarrolladas por Enel Chile a través de sus filiales.

“Esta operación tiene como objetivo consolidar el liderazgo de Enel Chile en la industria de generación eléctrica nacional, como la empresa más competitiva y diversificada del mercado. Es una solución que entrega a la compañía nuevas oportunidades de crecimiento como operador de energías renovables no convencionales y de esa manera Enel Chile queda como líder en generación convencional, no convencional y distribución de energía en nuestro país a través de sus diversas filiales”, explicó Herman Chadwick, presidente de Enel Chile.

La propuesta de fusión está condicionada al éxito de una OPA (Oferta Pública de Adquisición de Acciones) que Enel Chile realizaría sobre Enel Generación Chile por el 100% de las acciones de la filial que sean de propiedad de los accionistas minoritarios de esta última.

“Estudiaremos en profundidad los alcances de esta propuesta para asegurar el beneficio de nuestros accionistas a quienes se les ofrece hoy la posibilidad de acceder a una empresa líder en el mercado nacional”, sostuvo el presidente de Enel Generación Chile, Giuseppe Conti.

Deuda de AES Gener por proyecto Alto Maipo llega a US$613 millones

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AES Gener informó que la deuda de su proyecto hidroeléctrico Alto Maipo asciende a US$613 millones, por lo que el pasivo corriente de AES Gener aumentó 122% en la primera mitad de este año. Según la empresa, las obras, al 30 de junio, registran un avance de 54,5%. “La condición de default técnico, sumado a una productividad menor a la establecida en los contratos de construcción podría generar nuevos sobrecostos, respecto de los cuales, el equipo de Alto Maipo se encuentra realizando sus mejores esfuerzos con miras a cuantificar y resolver”, se indicó.

El 7 de junio de 2017 Alto Maipo puso término a uno de los contratos de construcción del Proyecto, celebrado con la empresa Constructora Nuevo Maipo S.A. (“CNM”), debido a los incumplimientos del contratista. Desde esa fecha, Alto Maipo se ha hecho cargo interinamente de las obras y ha iniciado un proceso de búsqueda de un contratista que reemplace a CNM a fin de levantar el evento de default generado hasta cuando se cierre su reemplazo.

AES Gener señaló que también “se ha dado inicio a una serie de procedimientos judiciales y arbitrales, incluyendo el cobro de garantías bancarias a CNM por US$73 millones y se encuentra manteniendo reuniones con todas las partes involucradas en el proyecto de acuerdo”.

ESCENARIO ENERGÉTICO

El transporte eléctrico será uno de los principales factores, mediante las baterías, que impulsarán a la demanda del litio a crecer entre 12 a 14% como promedio al año, según indicó Daniela Desormeaux, gerente general de SignumBOX durante el I Foro del Litio 2017, organizado por Technopress, donde se abordó la actualidad del mercado y de sus aplicaciones.

La ejecutiva sostuvo que hay automóviles eléctricos, como el modelo S de Tesla, cuya batería usa 45 kilos de litio, mientras que los buses chinos, modelo k9, ocupan 240 kilos en su batería, “por lo que el impacto en términos de magnitud de la electrificación del transporte es gigantesco, comparado con el desarrollo que han tenido dispositivos electrónicos como laptop, tablets, celulares y otros”.

A su juicio hacia 2020 habrá un stock de 12 millones de autos eléctricos, mientras que las baterías representarán un 75% del consumo de litio en 20 años más.

Esto fue ratificado por Eduardo Bitran, vicepresidente ejecutivo de Corfo, quien destacó que hacia 2035 más de 40%

Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

I Foro del Litio: proyectan que demanda crezca hasta 14% promedio por año

serían autos con baterías eléctricas, por lo que es necesario aumentar el desarrollo de la oferta de litio de Chile “para promover la electromovilidad”.

Por su lado, Felipe Smith, gerente de Inteligencia y Desarrollo de Negocios de SQM señaló que el crecimiento de la

demanda de litio hacia 2027 “se duplicará cada cinco años impulsada por el tema del almacenamiento energético”, precisando que los pronósticos de la empresa es que se pasará de 2 a 16 millones de automóviles eléctricos entre 2017 y 2027.

AGENDA

Organiza: Cigré Chile Lugar: Hotel Intercontinental, Santiago Contacto: seminarios@cigre.cl Más información: www.cigre.cl

24 26

13

VIII Congreso Bienal Internacional

I Feria y Conferencia de las Energías Renovables ExpoERNC 2017

Noviembre

Octubre

16 17

OCTUBRE / NOVIEMBRE

Jornada Técnica Revisión del fenómeno del TRV en los sistemas eléctricos Organiza: Cigré Chile Lugar: Hotel Intercontinental, Santiago Contacto: seminarios@cigre.cl Más información: www.cigre.cl

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III Foro Eólico de Chile, Eolo 2017

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www.revistaelectricidad.cl | septiembre 2017 | Nº210

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ESCENARIO ENERGÉTICO

Lanzarán Primer Clúster de Energía del país en región del Biobío

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El Ministerio de Energía y el Gobierno Regional del Biobío están impulsando el primer Clúster de Energía del país con el objetivo de generar iniciativas formales que fortalezcan la capacidad de promoción, desarrollo y captura del valor local, a través de acciones de coordinación y articulación entre pymes, industria de producción y de consumo de energía, la academia y autoridades públicas.

La iniciativa se efectuará el 10 de octubre mediante un evento en el cual se realizará una feria abierta a todo público, una rueda de negocios y charlas y talleres, con demostraciones de las últimas tecnologías en electromovilidad, energías renovables y eficiencia energética.

Carola Venegas, seremi de Energía del Biobío explicó que “el evento se pretende conectar a la oferta energética regional con diversas necesidades, como la demanda agregada de industriales de gas, la licitación de suministro eléctrico de grandes instituciones públicas, proyectos de eficiencia energética y de energías renovables para industrias y hogares, entre otros”.

TEN finalizó tendido de la línea de Transmisión Mejillones-Cardones La empresa Transmisora Eléctrica del Norte, que ejecuta la interconexión SIC-SING, terminó la ejecución de los más de 600 kilómetros de tendido de cables conductores de la línea de 500 kV Mejillones-Cardones, por lo que se conviertió en la más extensa de Chile de este tipo.

Los cables conductores instalados suman en total 15.000 kilómetros, “distancia equivalente a la existe entre Chile y Dubai y 200 cruces con líneas eléctricas y rutas”, destacó la empresa.

“Los llamativos números del proyecto reflejan solo parcialmente el trabajo realizado, ya que tanto el montaje de torres como las obras de tendido se desarrollaron bajo condiciones que priorizaron el respeto al medioambiente y el entorno. En ese contexto, se diseñó e implementó un Plan de Revegetación y se protegieron más de 1.000 elementos patrimoniales informados al Consejo de Monumentos Nacionales (CMN), los que desafiaron la ingeniería e impulsaron el desarrollo de métodos constructivos específicos en determinados casos”, informó TEN. La línea Mejillones-Cardones tiene una capacidad de transmisión de 1.500 MW por cada uno de sus circuitos, además, contará con 12 estaciones de monitoreo que están directamente en el cable conductor y permitirán obtener información sobre las condiciones reales de operación del sistema y del ambiente (temperatura, corriente, voltaje, etc.).

Esta obra es parte de un Sistema de Transmisión que contará con cuatro subestaciones, entre las que figuran Los Changos (ubicada en Mejillones), la subestación TEN (ubicada en Mejillones) y las subestaciones Cumbre y Nueva Cardones (ubicadas en Diego de Almagro y Copiapó, respectivamente).

Energía

PARA CONCENTRACIÓN SOLAR DE POTENCIA

Foto: Gentileza SQM.

Destacan potencial

del mercado de las sales solares Proyecto termosolar con torre de sales fundidas

“CHILE RECIÉN ESTÁ EMPEZANDO a desarrollar la tecnología CSP (Concentración Solar de Potencia) a escala comercial. El país cuenta con las condiciones para operar estas plantas con gran eficiencia; si existe una fuerte voluntad para desarrollar esta energía renovable, el potencial es enorme”, afirma Giuseppe Casubolo, Sales and Marketing director Solar Salts de SQM. El análisis del ejecutivo se enmarca en los avances que registra esta tecnología para la generación eléctrica, a partir del proyecto Cerro Dominador, la planta de CSP que desarrolla EIG Global Energy Partners, la cual entraría en operaciones en 2019, con una capacidad instalada total de 210 MW, compuesta de 110 MW con la planta de CSP, más

Giuseppe Casubolo, Sales and Marketing director Solar Salts de SQM, señala que la compañía ha aumentado significativamente sus ventas en este segmento en los dos últimos años, debido a que cada proyecto de este tipo que se desarrolla actualmente “incluye el almacenamiento térmico”. la operación de un parque fotovoltaico de 100 MW. La inversión total del proyecto es de US$1.300 millones.

La planta de CSP funcionará con más de 10 mil espejos que, dirigidos hacia una torre central de 250 metros de altura, calientan una solución de sales (a 600 grados) que a su vez permite acumular calor www.revistaelectricidad.cl | septiembre 2017 | Nº210

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Energía

en las horas en que no hay sol, alimentando una central térmica convencional.

“Gracias a la ventaja única del almacenamiento térmico, la CSP tiene hoy una muy buena propuesta de valor en la mezcla de generación renovable.

Después de la puesta en marcha en España y Estados Unidos estamos viendo el despliegue de esta tecnología en muchos mercados, entre ellos, Chile, África del Norte, África Meridional, Oriente Medio y China, entre otros”, sostiene el ejecutivo de SQM.

Cómo funcionan “Las sales solares son un “componente” fundamental del sistema de almacenamiento térmico para las plantas de energía solar concentrada (CSP). Cada proyecto que se está desarrollando incluye el almacenamiento térmico y consecuentemente una cantidad de sales solares. Ningún proyecto de este tipo se está desarrollando sin almacenamiento térmico”, agrega.

Casubolo explica que las sales solares se utilizan en las plantas de CSP para almacenar energía térmica, la cual se libera cuando el sol ya no ilumina para generar vapor a alta presión y así alimentar una turbina convencional. “En otras palabras, durante el día el calor del sol se utiliza para generar vapor directamente y, por medio de un circuito paralelo, cargar las sales (almacenamiento térmico).

Por la noche, el calor almacenado se libera para mantener la central eléctrica en funcionamiento.

De esta manera, supera la principal limitante de la energía solar: su despacho de electricidad solo durante el día”, señala.

Foto: Gentileza SQM.

En este escenario, Casubolo destaca el crecimiento en el mercado de las llamadas sales solares, las cuales son un componente clave en los sistemas de almacenamiento térmico que incorporan los proyectos de CSP para generación eléctrica, agregando que en los dos últimos años la minera ha aumentado sus ventas en esta área, por lo que la Agencia Internacional de Energía “espera que la capacidad instalada de sistemas de CSP se dupliquen para 2020”.

Giuseppe Casubolo, Sales and Marketing director Solar Salts de SQM.

Potencial El potencial del almacenamiento energético en proyectos de CSP es alto en Chile, especialmente desde que comience a operar el proyecto Cerro Dominador. Pensando en este futuro escenario el Comité Solar de Chile y ATA Insights realizaron la conferencia webinar “Persiguiendo el objetivo CSP a 50 US$/MWh al 2025”, donde se analizaron las posibilidad de reducir los costos en esta tecnología de generación. Ángel Fernández, investigador de la Universidad de Antofagasta y del Solar Energy Research Center (Serc Chile), sostuvo que en materia de almacenamiento térmico “en Chile podemos lograr costos de almacenamiento térmico de plantas CSP mejores que las metas establecidas por el Sunshot de EE.UU.”.

“Podemos ser líderes, referentes mundiales y así lo reconocen en el extranjero al calificar a Chile como la Arabia Saudita Solar. En ese escenario es que la concentración solar de potencia será un actor importante de nuestra matriz energética al 2050”, indicó Rodrigo Mancilla, director ejecutivo del Comité Solar de Chile. www.revistaelectricidad.cl | septiembre 2017 | Nº210

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Energía

EN ANTOFAGASTA

Cerro Dominador

inauguró primeros 62 MW de su planta fotovoltaica EL PROYECTO DE CONCENTRACIÓN solar de potencia, Cerro Dominador, ubicado en la comuna de María Elena, en la Región de Antofagasta, inauguró los primeros 62 MW de capacidad instalada, por lo que a fines de este año pretende llegar a 100 MW, culminando la primera etapa de los 210 MW en total que tendrá la central termosolar una vez que entre en operaciones en 2019.

La iniciativa contempla una planta fotovoltaica de 100 MW, además de una planta termosolar de 110 MW, que tendrá 10.600 heliostatos con una superficie total para el campo solar de más de 700 hectáreas, los cuales concentrarán la radiación solar en un receptor ubicado en la parte superior de una torre de 250 metros de altura. La radiación calentará sales fundidas que se utilizan para generar vapor con el que se alimentará una turbina de 110 MW para generar electricidad.

Vista panorámica de la torres de sales fundidas en la comuna de María Elena.

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El desarrollador del proyecto, EIG Global Energy Partners, espera que a fines de año se terminen de instalar los 38 MW restantes para después seguir con las obras de la planta termosolar, que incluyen 10.600 heliostatos y la torre de sales fundidas.

Torre que recibirá la energía solar de los heliostatos tendrá una altura de 250 metros.

Energía

Fotos: Javiera Salinas-Revista ELECTRICIDAD.

Arturo Molina, intendente de Antofagasta; Omar Norambuena, alcalde de María Elena; Nidia Palma, ministra de Bienes Nacionales; Iván Araneda, gerente general de Cerro Dominador; William Sonneborn, presidente global de EIG, Andrés Rebolledo, ministro de Energía, y Fernando González, CEO de EIG, inauguran los primeros 62 MW de la planta fotovoltaica del proyecto.

Estimaciones Iván Araneda, gerente general de Cerro Dominador, perteneciente a la empresa EIG Global Energy Partners, señaló a Revista ELECTRICIDAD que “a fines de este año también esperamos comenzar las obras de la planta termosolar, que permita a 2019 estar inyectando energía de la planta de concentración solar de potencia”.

La planta fotovoltaica del proyecto tendrá una capacidad instalada de 100 MW.

Según el ejecutivo la central podrá generar energía de base para el sistema eléctrico, debido a que inyectará electricidad durante las 24 horas, siendo la primera planta de este tipo en el mundo que podrá hacerlo.

“Con esta tecnología, nosotros captamos energía térmica solar en el día y podemos utilizarla para transformarla en energía eléctrica durante todo el ciclo de la noche, cuando el sol ya se ha escondido. Es un salto extremadamente significativo y tecnológico el poder usar energía solar durante la noche. La planta tiene capacidad para almacenar alrededor de 17,5 horas adicionales a las horas del día, en generación eléctrica”, precisó.

Instalación de los heliostatos que apuntarán a la torre de sales fundidas.

Por su parte, Fernando González, CEO en Chile de EIG, indicó que ya iniciaron el proceso de financiamiento “para poder terminar la planta de concentración solar y esperamos tenerlo terminado para fin de año, de manera que la planta esté operando en 2019”. www.revistaelectricidad.cl | septiembre 2017 | Nº210

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Columna de Opinión

Por Sergio Versalovic, Por seremi de Energía de la Región Metropolitana

El potencial geotérmico de la Región Metropolitana LA ENERGÍA GEOTÉRMICA ES CONTINUA Y ESTABLE cuando es

Hoy en Chile contamos con 10 concesiones de exploración y

bien gestionada, ya que no depende del clima, de la hora del día o la estación del año, a diferencia de las otras energías renovables.

12 de exploración vigentes, además de 15 nuevas solicitudes de concesión. Este año entró en operación la central geotérmica Cerro Pabellón en la región de Antofagasta, con 48 MW de

Por su ubicación, Chile cuenta con importantes recursos geotérmicos, los que se evidencian en la gran cantidad de volcanes y fuentes termales existentes, estimando el potencial en hasta 16.000 MW eléctricos, sin embargo, la energía geotérmica no ha despegado aún en el país, principalmente por el alto riesgo financiero de la etapa de exploración.

Es necesario perforar pozos a grandes profundidades para encontrar la fuente geotérmica, los que pueden costar varios millones de dólares, con el riesgo de no encontrar el potencial suficiente para generar electricidad en el pozo.

En la Región Metropolitana, donde generamos solo el 17% de la electricidad que consumimos, hemos apostado por la energía hidráulica y solar llegando hoy al 50% de la capacidad instalada con fuentes limpias de

El potencial geotérmico de las zonas cordilleranas, donde hoy contamos con dos concesiones de exploración, es una alternativa de futuro que debemos explorar. Los usos directos de la geotermia para climatización y otros también se comienzan a vislumbrar como alternativas.

En ese sentido, el Ministerio de Energía ha estado trabajando, desde la promulgación de la Ley de Geotermia el año 2000, en mejorar las condiciones para el desarrollo de estas iniciativas.

En la actualidad se está trabajando, con ayuda de cooperación internacional del BID y el Banco Mundial, en mejorar el sistema de concesiones, en un mecanismo de mitigación del riesgo geotérmico, asistencia técnica para el desarrollo sostenible de la geotermia, además de la mesa público-privada de geotermia y los procesos de consulta indígena en diversas zonas de concesión, entre otras acciones.

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potencia, siendo la primera de su tipo en el país.

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energía. Sin embargo, el potencial geotérmico de las zonas cordilleranas, donde hoy contamos con dos concesiones de exploración, es una alternativa de futuro que debemos explorar.

Los usos directos de la

geotermia para climatización y otros también se comienzan a vislumbrar como alternativas. Recientemente en un colegio de Calera de Tango se realizó el lanzamiento del primer centro de difusión de la geotermia de baja entalpía, financiado por el Fondo de Protección Ambiental del Ministerio de Medio Ambiente, y formulada por los vecinos de la comuna en el marco de la Estrategia Energética Local desarrollada por el Ministerio de Energía.

Hay que tenerlo claro: la geotermia es el futuro.

Energía CNE

Bloques trimestrales

es la novedad que trae la licitación de suministro 2017 EL DISEÑO DE BLOQUES TRIMESTRALES para aumen-

El 11 de octubre próximo se realizará la presentación de las ofertas por un total de 2.200 GWh y que abastecerá por 20 años la demanda regulada de los Sistemas Interconectados Central y del Norte Grande (SIC y SING), a partir del 1 de enero de 2024.

Andrés Romero, secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE) adelantó los detalles del próximo proceso durante el seminario “Licitaciones Públicas para el Sector Energético”, organizado por la Cámara Española de Comercio, donde sostuvo que los bloques trimestrales a adjudicar buscan “aumentar la competencia y no favorecer a una tecnología”, añadiendo que también se contempla la existencia de un software abierto de asignación que estará a disposición de todos los oferentes.

Romero indicó que, en materia de las garantías que se exigen a los participantes, “no tenemos duda de que la mayor parte de los proyectos se van a desarrollar”, agregando que también existe la opción de cesión a un tercero.

Empresas Eléctricas En el evento también expuso Rosa Serrano, directora de Estudios y Regulación de Empresas Eléctricas A.G. quien precisó que los bloques trimestrales se dividen en cuatro periodos de suministro: enero-marzo; abril-junio; julio-septiembre, y octubre-diciembre, entre los cuales se contempla un total de 500 GWh anuales a licitar.

La ejecutiva planteó que además se plantea la posibilidad de que los participantes en el proceso licitatorio oferten por rango. “Tradicionalmente, en un proceso de licitación, un oferente puede hacer distintas ofertas independientes, con distintos precios, para el bloque de suministro, pero en esta ocasión además, cada una

Foto: Gentileza Cámara Española de Comercio.

tar la competencia es una de las principales novedades que trae el actual proceso licitatorio de suministro eléctrico para clientes regulados de los Sistemas Interconectados Central y del Norte Grande (SIC y SING), en que se adjudicarán 2.000 GWh, los que serán vigentes por 20 años a partir del 1 de enero de 2024.

Andrés Romero durante el seminario “Licitaciones Públicas para el Sector Energético”, organizado por la Cámara Española de Comercio.

de sus ofertas independientes tiene la posibilidad de decir, por ejemplo, que oferta para veinte sub bloques en un bloque determinado, pero también podría, bajo el mismo precio, ofertar una cantidad menor de bloques, lo que da la flexibilidad al sistema para que el oferente pueda adjudicarse sus bloques, que podrían ir de diez a veinte sub bloques, deseados originalmente en el mismo precio ofertado”.

“Otro aspecto importante que se contempla en este proceso licitatorio es que el mecanismo de adjudicación no admite adjudicaciones parciales, lo que significa que solo se permite adjudicar el mismo número de sus bloques en cada bloque de suministro y esto se resuelve mediante un proceso de licitación en dos etapas”, agregó. www.revistaelectricidad.cl | septiembre 2017 | Nº210

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Columna de Opinión

Por Pedro Olivares, Por senior del Área de Ingeniería de consultor Jaime Illanes & Asociados

Las mejoras que requiere el SEIA en el corto plazo A PROPÓSITO DEL DEBATE EN LA OPINIÓN PÚBLICA respecto al aumento en los plazos de evaluación de los proyectos que ingresan al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA), se hace urgente implementar, al menos, algunas de las 25 propuestas que la Comisión Asesora Presidencial presentó en su informe final.

con las potestades actuales que posee el SEA, siendo la más evidente la generación de instructivos y guías que pueden dar mayor “practicidad” a la información que se presenta en el sistema.

Este camino daría mayor claridad a los regulados para que puedan presentar información con la calidad que Como ya es sabido, el actual sistema se ha ido comple- espera la autoridad, fortaleciendo así el principio prejizando en cuanto a los requerimientos de información, ventivo de eficiencia que inspiró la Ley N° 19.300. Así, llevando a un aumento en la discrecionalidad de las al entregar lineamientos claros respecto de la información que debe ser consultas de los distintos presentada por cada Órganos de la AdministraHay mejoras en el corto plazo que pueden componente ambiención del Estado con Compeser implementadas rápidamente con las tal (donde además se tencia Ambiental (OAECA), potestades actuales que posee el SEA, indique los OAECA’s tal como es refrendado en el siendo la más evidente la generación de involucrados) , se informe final de la Comisión instructivos y guías que pueden dar mayor daría mayor certeza (ver propuesta N° 14). “practicidad” a la información que se jurídica, se podría dispresenta en el sistema. minuir la discrecionaDicha discrecionalidad, mulidad y así agilizar la chas veces implica contradicciones entre distintos OAECA o genera consultas evaluación ambiental de proyectos. que no son claras respecto de lo que se solicita al titular que presenta un proyecto al SEIA, siendo cada vez más frecuente encontrarse con opiniones más que consultas en los procesos de Adenda. ¿Será necesario esperar la implementación de todas las medidas propuestas por la Comisión para mejorar el Sistema? Creemos que no, pues hay mejoras en el corto plazo que pueden ser implementadas rápidamente

Así como la propuesta N° 6 del CAP-SEIA señala la necesidad de “establecer obligación explícita para que el SEA y los OAECA proporcionen asistencia al regulado y a la ciudadanía interesada”, en la elaboración de guías, además se debería considerar la participación de titulares y consultores, que con su experiencia pueden aportar en dar un carácter más práctico a los objetivos que busca implementar la autoridad. www.revistaelectricidad.cl | septiembre 2017 | Nº210

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Reportaje Gráfico

El parque solar tuvo una inversión total de US$256 millones.

Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

PLANTA FOTOVOLTAICA DE ATLAS RENEWABLE ENERGY

Quilapilún generaría 243 GWh al año desde la Región Metropolitana ENTRÓ EN OPERACIONES LA PLANTA SOLAR fotovoltaica Quilapilún, la primera a gran escala en construirse en la Región Metropolitana, desarrollada por Atlas Renewable Energy en la comuna de Colina, a poco más de 40 kilómetros de Santiago, desde donde se inyectarán 243 GWh anuales al Sistema Interconectado Central (SIC).

La central cuenta con una capacidad instalada de 110 MW, con 350 mil paneles fotovoltaicos distribuidos en una superficie de 288 hectáreas que cuentan con tecnología de seguimiento.

Este proyecto se adjudicó un contrato de suministro de energía a largo plazo (PPA) con las compañías de distribución eléctrica, en el marco del proceso de licitación de clientes regulados de 2014 y, ade-

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La planta tiene una capacidad instalada de 110 MW y está ubicada en la comuna de Colina, formando parte de la generación eléctrica que se adjudicó un contrato de suministro de energía a largo plazo (PPA) con las compañías de distribución eléctrica, en el marco del proceso de licitación de clientes regulados de 2014.

más, fue el primer proyecto solar con contrato con distribuidoras que se financió en Chile.

“La planta Quilapilún es un ejemplo de cómo las energías renovables se han consolidado y cuentan con el respaldo del sistema para robustecer la matriz

Reportaje Gráfico

Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

La subestación eléctrica de la central se conecta a la línea existente Polpaico-El Llano.

El ministro de Energía, Andrés Rebolledo, y Alfredo Solar, gerente general de Atlas Renewable Energy realizaron el corte de cinta.

Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

Planta Fotovoltaica está compuesta por 88 unidades generadoras de rango de 300-1700 kWh.

Tecnología de seguimiento de los 350 mil paneles fotovoltaicos del parque.

Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

energética del país”, señaló Alfredo Solar, gerente general de Atlas en Chile.

“Nuestro plan es permanecer en Chile a largo plazo, operando activos contratados y buscando las mejores oportunidades en todo el espectro de clientes posibles, tanto regulados como clientes libres. Si bien la empresa está focalizada en energía solar fotovoltaica, estará abierta a evaluar otro tipo de energías renovables”, agregó el ejecutivo.

Por su parte, el ministro de Energía, Andrés Rebolledo detalló que ya existen 1.500 MW solares instalados en el país y que, con este proyecto, la Región Metropolitana cuenta con un 20% de la generación solar nacional.

“De todas maneras estamos en el inicio del camino, pues esta tecnología representa solo el 8% de la capacidad instalada del país”, enfatizó la autoridad.

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Energía

UBICADA EN PUDAHUEL

Nueva subestación

Lo Aguirre ampliará abastecimiento al centro de carga del SIC TRANSELEC INAUGURÓ la nueva subestación

Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

eléctrica Lo Aguirre, en la comuna de Pudahuel, la cual cumple un importante rol en el Sistema Interconectado Central (SIC), toda vez que permite disponer de un nuevo punto de abastecimiento para la zona centro-sur del país, alivianando los flujos de potencia que transitan por las líneas del sistema de 500 kV entre las subestaciones Polpaico (al norte de Santiago) y de Alto Jahuel (al sur de la capital).

Instalación de Transelec usa tecnología GIS que reduce el espacio de los equipos, disminuyendo costos de mantenimiento.

Ejecutivos de Transelec, autoridades de Gobierno, del Coordinador Eléctrico Nacional y académicas recorrieron las instalaciones de la subestación.

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Fotos: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

Energía

Infraestructura de la subestación usa la tecnología GIS que pemite optimizar el espacio disponible.

Parte de la instalaciones de la nueva subestación.

La instalación, que contempló una inversión de US$70 millones, es el punto de partida de la línea Lo Aguirre- Cerro Navia, de 16 kilómetros, de los cuales 1,5 kilómetros serán subterráneos, además de que se contempla el reemplazo de las estructuras reticuladas de las torres de transmisión por postes urbanos, a fin de no intervenir el paisaje urbano por donde pasa la línea de alta tensión.

ponente de energías renovables muy importante en el sistema, con una inyección del sur y del norte muy cambiante entre invierno y verano, por lo que este tipo de refuerzo es clave para que ese cambio de dirección de suministro sean seguros”.

El ejecutivo también señaló que la nueva subestación es la primera que utiliza la tecnología GIS en 500 kV, “lo que permite reducir considerablemente el espacio físico destinado a estas instalaciones, pues con esta técnica es posible construir patios de alta tensión en un ambiente cerrado y compacto, que contiene gas como aislante”.

Andrés Kuhlman, gerente general de Transelec, dijo que la subestación “asegura el suministro de electricidad en condiciones extremas en la ciudad de Santiago pues a futuro vamos a tener un com-

“Con esta tecnología evitamos intervenir en extremo el paisaje de nuestras comunidades vecinas, pensando en el avance y crecimiento de la ciudad, además de que este tipo de subestaciones reducen los costos de mantenimiento, al estar el equipo encapsulado, por lo que no hay deterioro de aislación ni requerimientos de lavado”, precisó el ejecutivo.

Kulhman dijo que las instalaciones de la subestación Lo Aguirre “son relativamente pequeñas comparadas con las convencionales, que ocupan el doble o triple de espacio respecto a esta subestación que es más o menos de la misma capacidad que tienen instalaciones como Alto Jahuel, Polpaico o Charrúa”.

Torre de transmisión perteneciente a las instalaciones.

Kulhman sostuvo que la tecnología GIS también será utilizada en el proyecto de la subestación Entre Ríos, en el sur. www.revistaelectricidad.cl | septiembre 2017 | Nº210

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Energía

Andrés Rebolledo, ministro de Energía, presentando los lineamientos de la estrategia de electromovilidad.

Foto: Roberto Valencia-Revista ELECTRICIDAD.

EN CONSULTA PÚBLICA

Estrategia de electromovilidad contempla cinco líneas de acción CINCO SON LAS LÍNEAS DE ACCIÓN que contempla la “Estrategia de Electromovilidad en Chile”, iniciativa que fue presentada por el ministro de Energía, Andrés Rebolledo, y la ministra de Transportes y Telecomunicaciones, Paola Tapia, quienes inauguraron el primer taller público-privado para avanzar en este tema, donde también se considera un periodo de consulta pública, en que los interesados pueden entregar sus propuestas hasta el 23 de septiembre.

Los ejes de la estrategia son: • Desarrollo de información al mercado.

• Regulación y estandarización.

• Formación de capital humano.

• Difusión de tecnologías vehiculares eficientes.

• Incentivos transitorios para el despliegue de la electromovilidad.

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Entre algunas medidas que se analizan está la creación de estándares de eficiencia energética vehicular, además de adoptar normas internacionales e implementar un sistema de identificación de autos eléctricos.

Rebolledo señaló que uno de los objetivos de la estrategia es desarrollar “un primer paso en materia de electromovilidad, por lo que se pondrá a consulta pública un documento que contiene elementos básicos, pues estamos en una etapa muy temprana respecto a lo que está pasando en el mundo en este tema”.

“Hay estudios internacionales que indican que al 2030 el estándar de movilidad serán los vehículos eléctricos y el gran desafío es bajar el costo de es-

Energía

tos vehículos como inversión inicial, pero también hay estudios que indican que al 2030 habrá una paridad de precios entre el vehículo convencional y los vehículos eléctricos, por lo que este proceso se viene muy rápido”, precisó el ministro.

En el eje de formación de capital humano se prevé trabajar con Centros de Formación Técnica para contar con docentes preparados y así poder calificar a conductores, mecánicos y técnicos de la infraestructura que incorpora la electromovilidad.

A su juicio, la estrategia de electromovilidad plantea desafíos como “tener más información, capacitar a los técnicos que trabajan en movilidad eléctrica y en temas de seguridad, generando incentivos como infraestructura”.

Para la difusión de tecnologías vehiculares eficientes la estrategia considera el desarrollo de proyectos pilotos para disminuir las brechas informativas en esta materia, junto al fomento de la electromovilidad en las campañas que realizan el Ministerio de Energía y la Agencia Chilena de Eficiencia Energética.

Ejes Respecto al desarrollo de información al mercado se contempla crear un plataforma de información de alternativas tecnológicas vehiculares, así como realizar un análisis de impactos globales de masificación.

En materia de regulación y estandarización se plantea otorgar facultades a los Ministerios de Energía y de Transportes y Telecomunicaciones paras crear estándares de eficiencia energética vehicular, además de adoptar normas internacionales e implementar un sistema de identificación de vehículos eléctricos.

Finalmente en los incentivos transitorios para el despliegue de la electromovilidad se analizará la posibilidad de desarrollar instrumentos económicos para su fomento, así como trabajar con las empresas generadoras y distribuidoras para que “ofrezcan tarifas especiales para la carga de vehículos eléctricos a sus clientes”.

También se establecerá la coordinación con otros actores públicos y privados con el propósito de promover estacionamientos e infraestructura de carga para vehículos eléctricos en aeropuertos, centros comerciales, además de mantener incentivos para que taxis colectivos y buses utilicen tecnologías eléctricas.

Estudio destaca rápida recuperación de la inversión para taxis eléctricos Generadoras de Chile presentó el estudio “Escenarios de usos futuros de la energía eléctrica en Chile”, encargado a la empresa E2Biz, donde se destacó el impacto en eficiencia energética que implica la electrificación de la matriz.

es de $8.500. El estudio proyecta que en un escenario optimista donde existen incentivos para la adopción de esta tecnología, ya en el año 2033 toda la flota de taxis básicos y colectivos (hoy de 95 mil vehículos) podría ser eléctrica”, agregó Seebach.

Según el ejecutivo, “un taxista podría recuperar la inversión adicional al comprar un auto eléctrico ($10 millones, promedio, costo de un auto a combustible versus los $24 millones de un auto eléctrico) en un período de entre tres y cuatro años, debido a que el rendimiento es de $17 por kilómetro, mientras que en uno a bencina es de $63/km”.

“De esta manera, un estanque en un vehículo a combustible que hoy se llena con $31.500, en uno eléctrico su costo

Foto: Gentileza Generadoras de Chile.

En el documento se resalta el positivo efecto para el transporte, especialmente para taxis. “Si tomamos en cuenta que en promedio un taxi recorre 90 mil kilómetros al año, con este nivel de rendimiento, el ahorro es de $5 millones anuales por la diferencia de cargar un auto con electricidad en vez de combustible sumando además los menores costos de mantención de un vehículo eléctrico”, aseguró Claudio Seebach, vicepresidente ejecutivo de Generadoras de Chile.

Claudio Seebach, vicepresidente ejecutivo de Generadoras de Chile presentando el estudio.

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Informe Técnico Energía

ENTRE 2005 Y 2017

Niveles de cortocircuitos

en subestaciones suben más de 300% ENTRE 2005 Y 2017 LOS NIVELES de cortocircuitos en las subestaciones críticas en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) y en el Sistema Interconectado Central (SIC) registran aumentos superiores a 300%, debido a los cambios topológicos ocurridos en ambos sistemas eléctricos en los últimos años, según indicó Erick Zbinden, jefe del Departamento de Integridad del Sistema del Coordinador Eléctrico Nacional.

Este fue uno de los puntos mencionados en la jornada técnica “Aumento de niveles de cortocircuito en subestaciones críticas del Sistema Eléctrico Nacional”, organizado por el comité chileno del Cigré.

Foto: Gentileza Cigré Chile.

El ejecutivo expuso en la Jornada Técnica “Aumento de niveles de cortocircuito en subestaciones críticas del Sistema Eléctrico Nacional”, organizado por el comité chileno del Cigré en el Hotel Intercontinental de Santiago, donde abordó este tema ante un centenar de asistentes.

Evolución Según los datos del organismo coordinador, desde 2005 a la fecha los niveles de cortocircuito en subestaciones como O’Higgins, ubicada en la Región de Antofagasta, aumentó en 311%, mientras que en las subestaciones Cardones (SING) y Quillota (SIC) lo han hecho en 297% y 303%.

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Panel de la Jornada Técnica de Cigré Chile sobre niveles de cortocircuito.

acompañar esos diseños a la hora de ir definiendo cómo planificar el sistema eléctrico y cuáles son los niveles de cortocircuito que podemos ir esperando”, precisó.

Erick Zbinden dijo que esto responde al crecimiento del sistema eléctrico en los últimos años mediante la incorporación de “nuevas fuentes de generación y un aumento de la generación eólica que sí tiene aportes a los cortocircuitos por los aerogeneradores”, afirmando que esto ha provocado cambios topológicos al sistema.

En el evento también participó Alex Santander, ingeniero del Departamento de Planificación Eléctrica del Coordinador Eléctrico Nacional, quien precisó que los valores proyectados para niveles de cortocircuitos indican que la generación solar “no aporta con niveles fuertes de cortocircuitos en el sistema, así que podemos predecir que si se sigue ampliando la matriz de esa manera las subestaciones del norte quizás no tengan aumentos significativos en los niveles de cortocircuitos”.

“La tendencia entre 2005 y 2017 es que hay aumentos de hasta 300%, por lo que aquí solamente tenemos que pensar si topológicamente lo que estamos teniendo para el futuro es satisfactorio o no. Si se está estudiando la tecnología que pueda también

Sin embargo, el ejecutivo advirtió que desde la Región de Atacama hacia el sur es posible que aumenten estos niveles “porque están entrando generadoras eólicas que tienen tecnologías DFIG (generador de inducción doblemente alimentado) que aportan al cortocircuito”.

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Empresas

ANTE IMPULSO DE ENERGÍAS RENOVABLES DENTRO DE MATRIZ ENERGÉTICA NACIONAL

Proponen al gobierno

revisar exigencias medioambientales de proyectos hidroeléctricos EN ENTREVISTA CON REVISTA ELECTRICIDAD, Ginger Martínez, doctora en biología y gerente técnico de M&W Ambiental (consultora especializada en la formulación de líneas base para proyectos de pequeñas y medianas centrales eléctricas, que acompaña durante el proceso de certificación ambiental), considera fundamental que la Superintendencia del Medio Ambiente revise las exigencias a proyectos hidroeléctricos.

En la Expo Apemec 2017, el ministro de Energía, Andrés Rebolledo, destacó que en los últimos cuatro años se duplicó la capacidad instalada de centrales mini hidro en el país ¿Qué le parece este auge?

Si bien se promueve el crecimiento de una matriz con pequeñas centrales, el bajo precio de la energía es un impedimento: a los privados no les está conviniendo desarrollar proyectos. Se necesita mayor coherencia del Estado en términos de fijación del precio de la energía, que resulte en un real incentivo para invertir. ¿Qué ventajas tienen las centrales hidroeléctricas en Chile?

Existe una red fluvial con condiciones de alta pendiente, que permite optimizar la generación de energía. Lo lógico es aprovechar esa condición, pero de manera sustentable, sin sacrificar cuencas completas como ocurre hoy. ¿En ese sentido, cuáles son los desafíos en materia ambiental?

Los proyectos cumplen lo requerido

Los requerimientos actuales no estarían contribuyendo a disminuir efectivamente el impacto ambiental en las cuencas del país.

Ginger Martínez, gerente técnico de M&W Ambiental.

por la autoridad, pero eso no basta. El caudal ecológico exigido (el mínimo necesario para preservar el hábitat de las especies de un río), no está siendo eficaz, algunos peces se mantienen, pero el ecosistema puede estar siendo alterado. La Superintendencia del Medio Ambiente debe estudiar nuevas exigencias y protocolos ambientales. ¿El cambio climático debiera incluirse en esta revisión de protocolos?

Así es, ya se ven cauces con menor circulación de agua y, ante este escenario, las centrales tendrían que dejar un caudal ecológico mayor, pero eso atentaría contra la generación eléctrica. El tema debe debatirse, es parte de la problemática ambiental actual. ¿El cambio climático debe incluirse en esta revisión?

Se ven cauces con menor circulación de agua y las centrales deberían considerar esto para definir su caudal de generación. Ahora, si bien un proyecto cambia el ecosistema fluvial, esto podría significar que el río tenga un escurrimiento más permanente en el tiempo y propiciar una condición positiva para todos los usuarios de la cuenca.

El tema debe debatirse, es parte de la problemática ambiental actual.

Foto: Archivo Revista ELECTRICIDAD.

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MERCADO ELÉCTRICO

ABB en Chile expande base instalada de cargadores rápidos para autos eléctricos ABB en Chile destacó la instalación de nueve cargadores rápidos para automóviles eléctricos con los tres protocolos de carga existentes en el mercado, creando una red que permite la continuidad operativa de estos vehículos en la Región Metropolitana, con la posibilidad de llegar a Viña del Mar. Tres de estos cargadores fueron instalados en colaboración con Enel. Uno de ellos se encuentra en la estación de servicio Shell del Cruce Lo Blanco en la Autopista Central, a la altura de San Bernardo. Otro cargador se encuentra en la estación Petrobras de Avenida Vitacura con

Américo Vespucio. Y el tercero está ubicado en el edificio corporativo de Enel.

A estos se suman los tres localizados en las estaciones de servicio de Copec de Costanera Norte y en Viña del Mar, operativos desde 2015, con lo cual se totalizan seis cargadores de 50 kW que están diseñados para una carga rápida, de entre 15 y 20 minutos.

También existen tres cargadores de 20 kW instalados por ABB Chile: uno en la compañía de arriendo de vehículos Awto y dos en las oficinas de ABB Chile, en las comunas de Ñuñoa y Las Condes, que al ser de menor potencia son

Reliable Energy Ingeniería celebró seis años de operaciones en el mercado nacional

Reliable Energy Ingeniería Limitada (Rele) celebró su sexto aniversario en compañía de sus colaboradores en un almuerzo donde se destacó el posicionamiento de la empresa como un proveedor reconocido en el área de sistemas de control y protecciones para subestaciones eléctricas, además de otros servicios.

Roberto Suárez, gerente general y socio fundador de Rele señaló que “en estos seis años hemos conformado un gran equipo humano muy profesional y comprometido, amante de su profesión y lo que hacemos, lo que nos

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distingue en nuestro diario quehacer. Comenzamos siendo un puñado de profesionales experimentados y soñadores; hoy ya sumamos un equipo de 30 colaboradores, con una planta de ingenieros y técnicos experimentados en sistemas eléctricos de alta tensión”.

“Hemos logrado relaciones de largo plazo con nuestros clientes, a quienes agradecemos mucho su fidelidad y confianza en nosotros.

Nuestra mayor satisfacción profesional ha sido ver y ser parte del logro de sus objetivos estratégicos, y que esto ellos lo reconozcan con su fidelidad y gratitud hacia nuestros profesionales y técnicos”, agregó el ejecutivo.

Entre las obras que ha participado la empresa destacan el suministro de control y puesta en servicio del paño Atacama para el proyecto PSA8019 de Transelec en la subestación Atacama, además del suministro de control del banco de condensadores de 60 MVAR en la subestación Lagunas.

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utilizados como cargadores de estacionamiento.

“Esto está conectado con nuestra plataforma ABB Ability y el Internet de las cosas, ya que el cargador implica contar con una red de conexión eléctrica que une vehículo, cargador y computador”, explicó Marco Marini, Local Division Manager Electrification Products de ABB.

Ingeteam mantiene más de la mitad de la potencia fotovoltaica instalada en México La empresa española Ingeteam aumentó su participación en el mercado latinoamericano de operación y mantenimiento de energías renovables, con la firma de un contrato para operar y mantener una nueva planta fotovoltaica en México, que se encuentra en el estado de Chihuahua, al noroeste del país en la frontera con Nuevo México, en la ciudad de Camargo, y cuenta con una potencia de 35,5 MW. Con este nuevo proyecto, la cifra de potencia solar mantenida por la compañía en México asciende a 140 MW lo que supone mantener un 55% de la potencia instalada en el país pues en los últimos meses, Ingeteam ha sido adjudicataria del contrato de montaje de 20 turbinas situadas en los parques eólicos de La Bufa y Puerto Peñasco, en las regiones de Zacatecas y Sonora.

MERCADO ELÉCTRICO

Designaciones Enap

Trent presenta equipo Reconectador en Aislamiento Sólido para líneas aéreas y subestaciones eléctricas.

Trent, empresa especializada en la comercialización de materiales y equipos para el mercado eléctrico, presentó el reconectador en aislamiento sólido para uso en líneas aéreas y subestaciones eléctricas en voltajes de 15,5 kV, 27 kV y 38 kV. Según informó la empresa, mediante un comunicado, el reconectador en aislamiento sólido pertenece a la marca coreana Entec, representada en Chile por Trent, destacándose “por su avanzada tecnología y confiabilidad, siendo una excelente solución para las empresas eléctricas en el cumplimiento de exigencias de seguridad y calidad de servicio del sistema. Ofrece un bajo costo en operación, ya que no requiere mantenimiento y puede ser instalado tanto en postes de distribución como en subestaciones eléctricas”.

Entre sus características también destaca su tanque de acero inoxidable, “el cual le confiere resistencia a condiciones de temperaturas extremas, resistencia al impacto y sustancias químicas corrosivas”.

Trent infirmó que los bushings del reconectador, por su diseño y fabricación, “aseguran 10.000 operaciones, entre apertura y cierre. La cubierta fabricada en base a resinas epóxicas, proporciona propiedades dieléctricas sólidas, ofreciendo una alta resistencia a arcos eléctricos, buen comportamiento en áreas de alta contaminación y alta resistencia a los rayos UV, cumpliendo con la norma IEC 60815-3”.

Además, posee un controlador junto con una unidad de transmisión remota, el cual vía comunicación Scada permite medir voltaje, corriente y potencia, así como realizar registros de perfiles de carga, fallas, armónicos y monitoreo de la calidad de la energía. También permite bloquear el equipo para realizar trabajos de mantención, mejorando de esta forma la calidad y seguridad del servicio.

ALFREDO DEL CARRIL asumió la gerencia de Energía y Gas de Enap. El ejecutivo estudió en la Facultad de Derecho de la Universidad Austral de Argentina y en la Universidad de Roma Tor Vergata de Italia. Tiene también un postgrado en la Escuela de Leyes de la Universidad de Virginia de Estados Unidos.

Reliable Energy Ingeniería Ltda.

JOSEPH LAZARUS asumió como gerente Comercial y Desarrollo de Rele, empresa de servicios de ingeniería, integración, montaje y servicios especializados de terreno para sistemas de control y protecciones de subestaciones eléctricas. El ejecutivo es ingeniero civil eléctrico de la Universidad Católica de Valparaíso, quien posee una amplia experiencia en el sector eléctrico e ingeniería.

Finning GRACIELLE HUMMEL es la nueva vicepresidenta de Finanzas para Sudamérica de Finning. La ejecutiva es ingeniera en administración de empresas y comercio exterior de la Universidad Metodista de Sao Paulo, Brasil, y cuenta con más de 20 años ligada a las finanzas y dirección de empresas.

Grúa Torre 53K de Liebherr participa en proyectos hidroeléctricos en Chile La división de Grúas Torres de Liebherr Chile SpA introdujo al mercado chileno la primera grúa automontable 53K, a través de la empresa Strabag, quién como operador de proyectos de construcción austríaco, en Chile participa de diferentes proyectos.

La grúa 53K actualmente opera en el proyecto Alto Maipo donde se construirán dos plantas hidroeléctricas, “La Central Alfalfal II” y “Las Lajas” que generarán 531 MW. La grúa automontable 53K construye el desvío del río (obra previa de los muros de hormigón).

“La grúa fue elegida para este tipo de proyectos, porque puede moverse y erguirse fácilmente durante un día en el sitio de la construcción, agilizando el proceso”, sostuvo Sergio Navarrete, gerente comercial Grúas Torres de Liebherr Chile SpA a través de un comunicado.

“El ingreso de la grúa al mercado chileno a través de nuestro cliente Strabag marca un hito relevante en el desarrollo del mercado para las grúas automontables, si bien la 53K es la primera en su tipo, hay un total de 37 grúas K de Liebherr en el mercado mundial” agregó la empresa.

www.revistaelectricidad.cl | septiembre 2017 | Nº210

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