Revista Electricidad 252 by B2B MEDIA GROUP

MARZO

252 2021 | Año 30

www.revistaelectricidad.cl

Proyectos 2021:

La consolidación renovable

Entrevista a Francesca Milani, presidenta de Acenor

Informe técnico: La biomasa pone los ojos en el hidrógeno verde

Potencia regional: La Araucanía: avanzando hacia un polo eólico

¡NUEVA BASE DE DATOS!

CATASTRO PROYECTOS MINEROS EN CHILE 2020-2029 TIPOS DE PROYECTOS

EXPLORACIÓN GREENFIELD BROWNFIELD REPOSICIÓN MODIFICACIONES ESTRUCTURALES PROYECTOS DE GRAN-MEDIANA & PEQUEÑA MINERÍA mayor información en www.imercados.cl o contáctenos a imercados@b2bmg.cl

Reportaje Central

12 Francesca Milani, presidenta de Acenor A.G.

Proyectos 2021: La consolidación renovable

Entrevista Central

Editorial

Foto: Gentileza Acenor A.G.

Foto: Archivo ELECTRICIDAD.

Sumario

Potencia Regional La Araucanía: avanzando hacia un polo eólico

Informe Técnico Transformadores: los retos que plantea el crecimiento PMGD

28 Energía

Generación distribuida: Comercializadores de energía aún advierten falta de incentivos

Informe Técnico Kimal-Lo Aguirre: las principales consideraciones de la ingeniería de detalle

Columna de Opinión Darío Morales, director de Estudios de Acera A.G.

Mercado Eléctrico

18 Energía

La biomasa pone los ojos en el hidrógeno verde

Columna de Opinión Ana Lía Rojas, socia fundadora de EnerConnex

Visión Experta Carola Venegas, gerenta de Sostenibilidad y Asuntos Corporativos de Statkraft Chile

MARZO

252

Nº 252 | MARZO 2021 | Revista Electricidad | ISSN 0717-1641

2021 | Año 30

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Consejo Editorial: Verónica Cortez, Carlos Barría Paola Hartung, Vinka Hildebrandt, María Consuelo Mengual, Mauricio Osses, Andrés Salgado, Francisco Sánchez, Rodrigo La Fuente. Director Revista Electricidad: Roly Solís

Proyectos 2021:

La consolidación renovable

Entrevista a Francesca Milani, presidenta de Acenor

Informe técnico: La biomasa pone los ojos en el hidrógeno verde

B2B MEDIA GROUP Gerente General: Cristián Solís Editor General: Roberto Valencia Periodistas: Daniel Rojas, Aracelly Pérez-Kallens, Mylena Jeldres

Jefe TI: Oscar Sánchez Jefe Inteligencia Mercados: Luis Ramírez Jefe Finanzas: Alex Céspedes Encargado Suscripciones: Rubén Villarroel Coordinadora de Marketing y Comunicaciones: Cristina Cid Diseño Web: Leonardo Olivares Fotografía: Archivo B2B Media Group Diseño Gráfico y Producción: Alejandra Barraza Impresión: A Impresores

Potencia regional: La Araucanía: avanzando hacia un polo eólico

Construcción de parque eólico de Mainstream Renewable Power en el sur de Chile. Foto: Gentileza Mainstream.

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Editorial

Auge del cobre:

cómo contribuye a las metas de carbono neutralidad VIENTOS DE OPTIMISMO SOPLAN en la industria minera

por el país. Lo anterior también conlleva el reemplazo en el

nacional con el aumento que experimenta el precio del cobre

consumo de combustibles fósiles, mediante el uso de la

en los mercados internacionales con cotizaciones que han

electromovilidad, la energía solar térmica para ciertos procesos

superado los US$4/lb, junto a las estimaciones de inversiones

(electro metalúrgico) y los primeros pasos para incorporar el

en proyectos dentro del sector en esta década: US$74.000

hidrógeno verde, entre otros aspectos.

millones, de acuerdo con la Comisión Chilena del Cobre. Qué duda cabe, el factor energético jugará un rol fundamental.

La creciente electrificación de los consumos, que es uno de los pilares de la actual transición energética, puede dejar a

En los últimos 15 años la minería del cobre ha incrementado la demanda eléctrica, llegando actualmente a 25 TWh. Las operaciones de chancado y molienda, junto a la desalinización de agua de mar, marcarán la

La creciente electrificación de los consumos, que es uno de los pilares de la actual transición energética, puede dejar a la minería como un sector pionero para avanzar hacia una matriz energética más limpia.

pionero en este tema, lo que también va asociado al desarrollo del capital humano en energías renovables y en materia de eficiencia energética, especialmente con la

pauta en este ítem, dejando a esta industria con una participación entre 34% y 37% en el

la minería como un sector

implementación de los Sistema de Gestión de Energía.

consumo eléctrico anual entre 2020 y 2031, según indican los estudios de Cochilco.

Un hito que evidencia este proceso es el aumento de contratos de suministro de energías a partir de tecnologías limpias

Este mismo organismo también destaca el papel de las

que están emprendiendo las empresas mineras con las

energías renovables en los procesos productivos de la minería,

generadoras en el mercado nacional, lo que se realiza con

estimando que a 2024 el 65% de la demanda eléctrica sea

certificaciones avaladas con estándares internacionales.

provista por estas tecnologías, especialmente de origen solar (térmico y fotovoltaico) y eólico, profundizando el proceso de

Es de esperar que la positiva tendencia en los precios del

descarbonización en el sector.

metal rojo, y el consiguiente aumento de expectativas en torno a inversiones en nuevos proyectos mineros, consolide

Es así como los fundamentos del mercado del cobre cada

las proyecciones de demanda eléctrica en el corto y mediano

vez más se relacionan con una matriz energética limpia, que

plazo, para que el país pueda ser un ejemplo en el desarrollo

avanza hacia las metas de carbono neutralidad comprometidas

de la minería verde.

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Reportaje Central

SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL

Proyectos 2021:

La consolidación renovable Vista del campo de heliostatos de Cerro Dominador.

Nº252 | Marzo 2021 | www.revistaelectricidad.cl

Foto: Gentileza Cerro Dominador.

Reportaje Central

VARIAS SERÁN LAS MARCAS RÉCORDS que se establecerán durante este año en el sector energético, especialmente en el Sistema Eléctrico Nacional, con la consolidación de las energías renovables como la tecnología predominante, en un proceso donde la descarbonización también dará importantes pasos con la entrada de nuevos proyectos de generación. Y es que para este año se estima el inicio de operaciones de 94 proyectos de generación eléctrica, que

Más de 6.000 MW de potencia instalada entrarían en operación durante este año, principalmente con tecnología solar fotovoltaica y eólica, las cuales seguirán marcando récords en cuanto a la capacidad que van totalizando en la matriz energética.

totalizan 6.016 MW, con lo cual el presente ejercicio pasará de los actuales 26.367 MW de capacidad instalada a más de 33.000 MW, de acuerdo con las estimaciones del Ministerio de Energía. En el sector privado valoran el actual panorama. Claudio Seebach, presidente ejecutivo de Generadoras de Chile, señala los positivos resultados alcanzados el año pasado: “En el Sistema Eléctrico Nacional el 46,5% de toda la generación eléctrica fue renovable, lo que marca un récord importante, ya que es un nivel de participación que no se había visto desde 2006, previo a la importante sequía que enfrenta el territorio nacional desde hace una década. Por otro lado, la generación fósil encadenó cinco años de disminución en su participación en la matriz eléctrica, impulsada principalmente por la disminución de la generación a carbón. A esto viene a sumarse el hecho de que a diciembre de 2020, el 95% de los proyectos en construcción corresponden a energías renovables”. En su opinión, “estos números son, sin duda, muy esperanzadores, y son producto de un gran esfuerzo conjunto de actores sociales, empresas privadas, instituciones públicas, y una visión de largo plazo que ha permitido que la transición energética avance con fuerza en nuestro país”. Para Danilo Zurita, director ejecutivo de GPMA.G., que agrupa a los pequeños y medianos generadores, la tendencia en el sistema eléctrico seguirá siendo renovable. “En cuanto al nivel de inversión, obviamente depende de muchos factores, como el crecimiento de la demanda (por crecimiento natural y por recambio tecnológico), reactivación económica, composición de la matriz, descarbonización, etc.”. www.revistaelectricidad.cl | Marzo 2021 | Nº252

Reportaje Central

que cuentan con aprobación ambiental o que están en etapa de calificación dentro del Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA). Es así como este año entrarían en operaciones los 531 MW de Alto Maipo, donde para octubre se espera el inicio de operaciones de la Central Las Lajas (267 MW), mientras que en diciembre lo haría Foto: Opdenergy.

la Central Alfalfal II (264 MW). En Generadoras de Chile y GPM-A.G. valoran el rol que tiene esta tecnología. De acuerdo con Claudio Obras del proyecto fotovoltaico Sol de Los Andes en la Región de Antofagasta.

Este año también marcaría una pausa en el ingreso de grandes proyectos hidroeléctricos, los cuales ya no se encuentran en carpeta dentro de las iniciativas 6

Nº252 | Marzo 2021 | www.revistaelectricidad.cl

en nuestro país, sino que es una de las principales Eléctrico Nacional, lo que a su vez permite incorporar de mejor manera las fuentes de energía renovable

Foto: Archi vo E LEC TR ICI DA

Otros proyectos que entrarán en operaciones en los próximos meses y que marcarán un hito en diversidad tecnológica son Cerro Dominador, la primera central termosolar de Chile y Latinoamérica, con 110 MW y 17,5 horas de almacenamiento térmico en un sistema de sales fundidas y estanques, además de la ampliación, de 33 MW, de la capacidad instalada de la planta geotérmica Cerro Pabellón, de Enel Green Power. Ambas se ubican en la Región de Antofagasta. Adicionalmente, se contempla el inicio de operaciones, previsto para octubre, del proyecto MAPA de celulosa Arauco, de 166 MW, el cual utilizaría biomasa y energía eólica.

siendo hoy la principal fuente de energía renovable fuentes de flexibilidad para la operación del Sistema

variable, como solar fotovoltaica y eólica”. Y añade: “Es de esperar que en el futuro, este rol sea compartido por otras fuentes y tecnologías,

Los proyectos Los datos del Ministerio de Energía muestran que para este año se considera la puesta en marcha de 94 proyectos de generación, con un monto de inversión global de US$10.451 millones. De los 6.016 MW de potencia instalada que ingresarían, la mitad corresponden a centrales solares fotovoltaicas (3.092MW), seguida de parques eólicos (1.813 MW), con lo cual más del 80% son Energías Renovables No Convencionales (ERNC).

Seebach, esta fuente energética “no sólo sigue

tales como el almacenamiento a gran escala, o la concentración solar de potencia, que permitirán servir de complemento en las horas de baja producción de fuentes variables”. Similar visión tiene Danilo Zurita: “Es evidente la Claudio Seebach, presidente ejecutivo de Generadoras de Chile.

dificultad actual para realizar proyectos hidráulicos de gran envergadura, tanto por los costos de desarrollo (en comparación con otros tecnologías) y también en el impacto ambiental y en las comunidades afectas al proyecto, pero la hidroelectricidad seguirá cumpliendo un rol importante en nuestra matriz, ya sea por la actual capacidad, pero también a través Obras del proyecto Mapa de Arauco.

Foto: Gentileza ABB en Chile.

“La adecuada conjunción de dichas variables nos dirá la velocidad del tren de inversión. Mi impresión es que seguirá siendo intensivo en el mediano plazo, tanto por la transformación de nuestra matriz como por las nuevas necesidades y formas de consumir de la demanda energética”, explica el representante gremial.

Reportaje Central

del desarrollo de proyectos pequeños, ayudando a la descentralización de recursos y a la sostenibilidad del parque generador”.

Foto: Archi vo E LEC TR ICI DA

ERV La tecnología solar será la principal estrella en el sistema eléctrico local, pues las proyecciones indican que llegaría a cerca de 7.000 MW instalados a fines de año en el Sistema Eléctrico Nacional, si es que se cumplen las estimaciones de entrada en operaciones de 3.027 MW, correspondientes a 59 proyectos, durante los próximos meses, de acuerdo con los datos de Generadoras de Chile.

336 MW de iniciativas que están en la etapa de pruebas para interconectarse al sistema, con lo cual se llegaría a fines de este año a 6.938 MW de potencia instalada. Por su lado, la energía eólica llegaría a un total de 4.447 MW de capacidad instalada a fines de este año, si es que se materializan las estimaciones de puesta en marcha para 19 proyectos con esta tecnología, que deberían finalizar su construcción de aquí a diciembre. Y es que actualmente los parques eólicos en operaciones totalizan 2.527

Danilo Zurita, director ejecutivo de GPM-A.G

MW, lo que equivale al 9,6% de participación dentro de la matriz local. A esta cifra se le agregan los 209 MW de centrales que se encuentran en periodo de pruebas, además de los 1.711 MW

A esta cifra se suman los 3.575 MW de centrales solares fotovoltaicas que se encuentran actualmente en operaciones, además de otros

de proyectos en construcción que entrarían en marcha durante este ejercicio.

Cómo se viene el año en obras de transmisión

Las iniciativas que se culminarían en 2021 buscan reforzar la zona norte y sur del sistema eléctrico, perteneciendo principalmente a empresas como Transelec, Engie, Saesa e ISA Interchile, de acuerdo al cronograma elaborado por la Comisión Nacional de Energía (CNE).

la subestación Nueva Cardones, subestación Nueva Maintencillo y subestación Nueva Pan de Azúcar, que ejecuta ISA. • Subestación seccionadora Nueva Chuquicamata 220 kV, de Engie. • Ampliación subestación Nueva Pan de Azúcar 220 kV, de Interchile. • Extensión de las líneas 2×220 kV Crucero-Lagunas para reubicación de conexiones desde la subestación Crucero a la subestación Nuevo Crucero Encuentro, a cargo de Transelec.

Las iniciativas

• Nueva subestación seccionadora Frutillar Norte, de 220 kV, de Transelec.

Estos son los principales proyectos que deberían entrar en servicio:

• Subestación Nueva Ancud, de 220 kV, a cargo de Transelec.

• Subestación seccionadora Centinela 220 kV y extensión de la línea 1×220 kV y la extensión de la línea 1×220 kV EncuentroEl Tesoro para reubicar la conexión desde la subestación El Tesoro a la subestación Centinela de 220 kV, cargo de Centinela Transmisión.

• Línea 2×500 kV Pichirropulli- Nueva Puerto Montt, energizada en 200 kV.

• Ampliación de la subestación Nueva Crucero Encuentro, de Saesa.

Foto: Gentileza Transelec.

Un total de 13 obras de transmisión se interconectarían al Sistema Eléctrico Nacional durante el año, las cuales forman parte de los planes de expansión de este segmento, con el fin de responder al creciente número de proyectos de generación, especialmente de energías renovables.

• Nueva subestación seccionadora Algarrobal 220 kV, que ejecuta Engie. • Subestación seccionadora El Rosal 220 kV, que desarrolla Engie. • Subestación seccionadora Río Toltén 220 kV, a cargo de Saesa. • Ampliación de conexiones al interior de la subestación Crucero para la reubicación a subestación Nueva Crucero Encuentro, que realiza Engie. • Nuevo banco de autotransformadores 1×750 MVA 500/220 kV en

Obras de Transelec en la subestación Cóndores en el norte grande.

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Foto: Gentileza Enel Chile.

Reportaje Central

Lo que viene La masiva incorporación de centrales solares y eólicas, según indica Claudio Seebach, trae consigo importantes desafíos de desarrollo y operacionales de los proyectos, como el fortalecimiento de la calidad y capacidad de respuesta de los organismos públicos que otorgan permisos, la adecuada y oprortuna expansión de las redes de transmisión, además de potenciar la flexibilidad del sistema eléctrico, “incorporando tecnologías como el almacenamiento o la Concentración Solar de Potencia que se suman a la capacidad hidráulica y demás tecnologías existentes que proveen flexibilidad”.

Foto: Gentileza MRP Chile.

Por ello, el ejecutivo plantea la necesidad de, primero, revisar y perfeccionar “las señales, tanto de corto como de largo plazo, que rigen a los mercados existentes actualmente en el sistema

Construcción del Parque Sol de Lila en la Región de Antofagasta.

Hormigonado en el parque eólico Tchamma.

eléctrico chileno, y, segundo, evaluar, en caso de ser necesario, la creación de un mercado específico de flexibilidad. Junto a la anterior, es necesario mejorar los criterios de análisis regulatorio y de gestión de los organismos del Estado. Todo esto permite dar seguridad y confiabilidad al suministro eléctrico, lo cual es una condición necesaria para la descarbonización de la economía del país”. En esto coincide Danilo Zurita: “La necesidad de herramientas de flexibilidad que permitan el mayor aprovechamiento de los recursos renovables es un gran desafío, tanto técnico como regulatorio. Es importante dar las señales adecuadas para que, tanto sistemas de almacenamiento como centrales generadoras flexibles, puedan proveer dichos servicios. Hoy, con la discusión de modificación del Reglamento de Suficiencia nos estamos jugando gran parte de esa señal, y es por ello que cualquier propuesta debe asegurar su efectividad, promoviendo las necesidades de infraestructura flexible”. El incremento de proyectos de Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) en el sistema se ha convertido en otro importante actor. A juicio de Claudio Seebach, este sector “forma parte de los elementos de un importante cambio de paradigma que está experimentando el sistema eléctrico, donde estamos transitando hacia una matriz más renovable, más descentralizada, más digitalizada e, idealmente, más eficiente, confiable y sustentable”. Por ello, señala la relevancia de que los marcos y procesos para el desarrollo de proyectos “estén en condiciones de hacer frente al aumento en el número de iniciativas que buscan ingresar al sistema, y que estos sean consistentes con las

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Reportaje Central

mejores prácticas presentes en la industria a nivel nacional e internacional”.

Conclusiones • Este año se proyecta el ingreso de más de 6.000 MW en proyectos de generación, principalmente de energías renovables, con lo cual el sistema eléctrico local llegará a una potencia instalada superior a 33.000 MW.

Para Danilo Zurita también es necesario establecer una estructura regulatoria y operativa que permita el desarrollo de la generación a pequeña escala. “Hoy la regulación del segmento de distribución no tiene por aliado a la generación distribuida, desconociendo los importantes aportes que pueden darse a la seguridad y calidad de servicio. También hay ahí un desafío importante, en el sentido de cómo se darán los incentivos adecuados (a pequeños generadores y a las distribuidoras) en el marco de la modificación del sector de distribución”.

• La energía solar y eólica se consolidan como las principales nuevas tecnologías en la generación eléctrica, los cuales llegarán a cerca de 7.000 y 4.500 MW de potencia instalada a fines de año. • Representantes gremiales destacan que este avance plantea la necesidad de perfeccionar la regulación y los aspectos operacionales del sistema eléctrico para enfrentar las necesidades de flexibilidad que plantea el mayor ingreso de energías renovables variables.

PRINCIPALES PROYECTOS DE GENERACIÓN QUE INICIARÁN OPERACIONES EN 2021 1

CAMPOS DEL SOL

Propietario Región Tecnología Capacidad Inversión

MALGARIDA 1 Y 2

Propietario Región Tecnología Capacidad Inversión

: Acciona : Atacama : Solar FV : 132 MW : US$190 millones

: WPD : La Araucanía : Eólica : 273 MW : US$410 millones

Propietario Región Tecnología Capacidad Inversión

: Engie : Antofagasta : Eólica : 153 MW : US$151 millones

: Total EREN : Antofagasta : Solar FV : 200 MW : US$158 millones

VALLE ESCONDIDO

Propietario Región Tecnología Capacidad Inversión

: Mainstream Renewable Power Chile : Atacama : Solar FV : 138 MW : US$105 millones

TCHAMMA

Propietario Región Tecnología Capacidad Inversión

CALAMA

SANTA ISABEL-ETAPA I

Propietario Región Tecnología Capacidad Inversión

MALLECO

Propietario Región Tecnología Capacidad Inversión

: Enel Green Power Chile : Atacama : Solar FV : 321 MW : US$382 millones

: Mainstream Renewable Power Chile : Antofagasta : Eólica : 239 MW : US$155 millones

LLANOS DEL VIENTO

Propietario Región Tecnología Capacidad Inversión

: Mainstream Renewable Power Chile : Antofagasta : Eólica : 245 MW : US$156 millones

Fuente: Generadoras de Chile/Ministerio de Energía www.revistaelectricidad.cl | Marzo 2021 | Nº252

PUBLIRREPORTAJE

CONSULTORÍA Y ENERGÍAS RENOVABLES

En sus más de 30 años de trayectoria, Reich Ingeniería ha desarrollado más de 600 proyectos.

Entre sus clientes ﬁguran las principales eléctricas chilenas, empresas mineras e industriales, entidades reguladoras y operadores del mercado de generación, transmisión y distribución local.

on más de 30 años de trayectoria

La asesoría integral que presta la firma

“También a las transmisoras que tie-

en el desarrollo de proyectos, es-

va desde desarrollo de estudios de

nen proyectos de expansión, o que

tudios eléctricos y de regulación,

factibilidad de conexión, donde evalúa

necesitan ingeniería de contraparte

tanto a nivel nacional como internacio-

las alternativas técnico-económicas

para que revisen los proyectos que

nal, cuenta la empresa Reich Ingeniería.

para determinar el mejor punto de

se están conectando a sus instalacio-

inyección, hasta las distintas etapas

nes. Y a faenas mineras que tienen

que tiene un proyecto de transmisión.

sus propios sistemas de transmisión,

“Nuestra compañía entrega asesoría integral a los clientes en materia de co-

o de impulsión de agua que requieren

nexión al sistema integrado, ya sea en

También ofrece soporte a la ingeniería

media o alta tensión, con especial énfasis

que requieren las empresas para cum-

en los últimos años en las energías reno-

plir con las tramitaciones ambientales,

vables no convencionales”, afirma Marta

solicitar las conexiones y las concesio-

Energías renovables

Baraona, Directora y quien fundó la fir-

nes eléctricas.

Reich Ingeniería participa activamente

ma, junto a su esposo Federico Reich.

“Cuando el proyecto ya tiene esas

“La ventaja comparativa de nuestra

autorizaciones empieza la etapa de

empresa y que ha permitido que a la

construcción, y ahí los apoyamos en el

fecha haya realizado exitosamente

desarrollo de la ingeniería de detalle y

más de 600 proyectos, es su velocidad

los estudios de interconexión”, precisa

de respuesta ante los requerimientos

Serrano.

de los clientes”, asevera la ejecutiva.

suministro eléctrico”, añade.

en proyectos de generación solar y eólica, especialmente en lo que dice relación con su conexión al sistema eléctrico. “Todos los proyectos de generación que nosotros hemos estado apoyando en los dos últimos años son de energías renovables”, asevera José Ignacio Serrano, Gerente General de la firma.

A esto se suma la experiencia y dedica-

Consultoría

ción de un calificado equipo compuesto

Reich Ingeniería ofrece asimismo servi-

por más de 50 ingenieros civiles eléc-

cios de consultoría en estudios de tarifi-

tricos y estructurales, proyectistas y

cación del sistema troncal, elaboración

dibujantes, entre otros profesionales

de especificaciones técnicas, bibliotecas

del área.

de datos y revisión de ofertas técnicas

industriales que requieren consumir

para el Coordinador Eléctrico Nacional,

energía desde el sistema”, resalta.

aprovechando el know how adquirido.

La firma estuvo presente, por ejemplo,

José Ignacio Serrano, Gerente General de Reich Ingeniería, indica que “apoya-

“Le hemos prestado servicios a prácticamente todo el mercado eléctrico. Tanto a empresas de generación que necesitan conectar el proyecto como a compañías

CONTACTO:

mos a nuestros clientes desde el ini-

Serrano afirma que han apoyado a la

en el aumento de capacidad de Alto

REICH INGENIERÍA

cio, buscando alternativas de conexión

Comisión Nacional de Energía en la

Jahuel-Lo Aguirre, efectuado en con-

para sus proyectos, y les preparamos

generación de anexos técnicos, y al

junto con Power China, línea de 500 Kv

la información que requieren para pre-

Ministerio de Energía en la determi-

que atraviesa la Región Metropolitana

sentar ante organismos como el Coor-

nación de los requerimientos y nece-

y que interconecta dos de las subesta-

dinador Eléctrico Nacional, la Comisión

sidades para definir las nuevas franjas

ciones más importantes del Sistema

Nacional de Energía o algún tercero”.

de servidumbre.

Eléctrico Nacional.

Dirección: Fidel Oteíza N° 1953, Of. 102, Providencia, Santiago. Teléfono: +56 222 235 322 Email: Ingenieria@reichingenieria.cl www.reichingenieria.cl

Foto: Gentileza EnerConnex.

Columna de Opinión

Por Ana Lía Rojas, socia fundadora de EnerConnex

Obras de transmisión:

de una verdad incómoda a una oportunidad ES PREOCUPANTE EL NIVEL DE ATRASO de la construcción de líneas de transmisión que se exhibe actualmente: seis obras nuevas y nueve de ampliación en transmisión nacional no cumplieron con sus calendarios de ejecución. Algunas de estas ya tienen atrasos de más de dos años, en un contexto donde las obras de transmisión son clave para materializar la entrada efectiva de la generación renovable anunciada en casi 7 GW en 2025, por lo que estos atrasos se convierten en un obstáculo a la descarbonización.

aumento de capacidad instalada y generación renovable hacia el 2025 en adelante no se traduzca en más vertimiento?

En mercados orientados hacia la adaptación temprana de tecnologías se instala el concepto de SATA: Storage As Transmission Asset. Con nombres como "transmisión virtual" en Australia y “GridBooster” en Alemania, se planifican ya proyectos para aumentar la eficiencia del sistema de transmisión, en vez de más extensión de redes, y sin sacrificio de su confiabilidad. Estos proEstos atrasos son los que ya están informados en relación con yectos son liderados por los operadores, son de implementación su calendario, pero pueden afectar las otras ampliaciones de más rápida que la construcción convencional de líneas, y con costos y beneficios competitivos en comsubestaciones claves en el norte, La oportunidad se abre para paración con infraestructura tradicional. como Nueva Maitencillo, Punta que el Coordinador Eléctrico Colorada y Nueva Pan de Azúcar impulse un plan de sistemas de La oportunidad se abre entonces para 220kV anunciadas para el 2022, a que el Coordinador Eléctrico impulse un almacenamiento para usarlas lo que se agrega que en transmisión plan de sistemas de almacenamiento como líneas de transmisión zonal de ejecución obligatoria hay 22 para usarlas como líneas de transmisión virtual. obras de transmisión con retardos. virtual con el objetivo de minimizar la neLa situación responde a la dificultad creciente de desarrollar cesidad de más extensiones de red y reducir costos de redespacho. transmisión convencional en el territorio. Las empresas transmisoras indican que la problemática subyace en que los servicios En este sentido, una propuesta que gana consenso entre los del Estado evalúan en forma inarmónica los requerimientos que actores renovables es que sea el propio Coordinador, junto con se les exige para cumplir con la ley de Bases del Medio Ambiente. el Regulador y la Asociación de Transmisoras, quienes asuman la tarea de la regulación, planificación e implementación de un La crítica más recurrente es que exigencias para la construcción, plan de desarrollo de almacenamiento como el desarrollado por y medidas de compensación o de mitigación, que ya han sido Alemania o Australia. aprobadas por un servicio y solicitadas al titular de un proyecto, entran luego en conflicto con los criterios de otros servicios, y Así se transformaría una verdad incómoda - el atraso en la transmisión - en una oportunidad, satisfaciendo el déficit de esto detiene, retrasa y encarece las obras de transmisión. transmisión mientras se completan los proyectos atrasados y Entonces, si el panorama presenta estos atrasos ¿qué alterna- llega la promesa al 2028 de una línea HVDC, que puede sufrir tivas y soluciones se plantean hoy – marzo 2021– para que el de los mismos males de retardo que hoy se viven. www.revistaelectricidad.cl | Marzo 2021 | Nº252

Entrevista Central

ACENOR

Clientes industriales

calculan alza de costos de 360% desde 2016 Francesca Milani, presidenta del directorio de la Asociación de Clientes de Energía No Regulados, aborda los cambios que impulsa el gremio para tener un papel más activo en las discusiones del sector eléctrico.

DESDE JULIO DEL AÑO PASADO Francesca Milani está a la cabeza del directorio de la Asociación de Clientes de Energía No Regulados (Acenor A.G.), iniciando un proceso de modificaciones para que el gremio tenga una presencia más activa en las discusiones del sector eléctrico, donde varias regulaciones han producido más de un impacto en los clientes libres industriales. La ejecutiva, que también es Regional Supply specialist Energy & Utilities de Anglo American, detalla a ELECTRICIDAD las expectativas que tienen para este año, donde esperan ver cambios para poder enfrentar el aumento de costos que no se pueden gestionar, los cuales han subido en más de un ítem.

Cambios

Desde la perspectiva de los clientes libres industriales, ¿cómo se ve este año en cuanto a demanda y crecimiento? Estamos optimistas. Después de un complejo cierre de 2019 y un 2020 fuera de todo pronóstico, las señales dadas en nuestro país y en el mundo respecto a la recuperación de la economía y la superación del Covid-19 son positivas. Esperamos un crecimiento de las actividades industriales y, por ende, una mayor demanda de energía. A esto debemos sumar dos factores que permitirán que, pese a ese aumento de demanda, seamos como sector más sostenibles y armónicos con la sociedad: la recientemente aprobada Ley de Eficiencia Energética y la inclusión del hidrógeno verde y la electromovilidad en nuestras actividades.

¿Cuáles son las principales medidas que

¿Cuáles son los temas prioritarios que

están impulsando para modernizar al gre-

tiene el gremio para este año? Son dos ámbitos de acción igualmente prioritarios. Lo primero es posicionar la relevancia de la participación de los clientes en la construcción de políticas públicas, regulaciones, discusión normativa y análisis de sus efectos. Por muchos años, el sector ha sido construido desde las generadoras y transmisoras, pero a veces olvidando que el fin último del sector eléctrico es justamente suministrar a los clientes de forma segura, eficiente y sostenible. El segundo ámbito son los temas es-

mio? Nos hemos propuesto ser parte activa de las discusiones que se llevan a cabo en el sector eléctrico. Con la Ley de Transmisión de 2016, la regulación ha aumentado drásticamente los costos traspasables a los clientes finales, sin disponer de herramientas regulatorias que nos permitan gestionarlos. Creemos que es importante, entonces, que los clientes tengamos una participación activa, exponiendo nuestros puntos de vista, y así 12

lograr un sistema eléctrico con mejores señales y a menor costo. Para ello, hemos cambiado nuestros estatutos, modernizado nuestros canales de comunicación y presentación (página web, por ejemplo), contratado asesorías para los procesos tarifarios y regulatorios, además de generar un plan de trabajo claro, con nueva dirección y más recursos.

Nº252 | Marzo 2021 | www.revistaelectricidad.cl

Entrevista Entrevista Central

pecíficos que nos afectan: el costo y sostenibilidad del suministro energético, cómo avanzamos en la transición hacia fuentes menos contaminantes en forma segura y sostenible, la discusión del nuevo reglamento de potencia, expansión eficiente de la transmisión y el funcionamiento de Servicios Complementarios, cuyos costos se han elevado considerablemente estos últimos años sin que se haya evidenciado por nuestra parte una mejora en la seguridad y en la calidad de servicio. Es prioritario que estos últimos sean entregados en forma eficiente y al menor costo posible para el sistema. ¿Tienen una estimación de cuánto su-

Foto: Gentileza Acenor.

bieron los costos para el sector en los últimos años? De acuerdo a nuestras estimaciones, los pagos que son traspasados directamente a los clientes sin que podamos gestionarlos u optimizarlos, han aumentado en aproximadamente un 360% entre 2016 y 2020, pasando de US$3 a US$13 por MWh. La mayoría de los clientes no han podido capturar aún la baja en precios de energía, ya que mantienen contratos firmados en años en que el precio de energía era mucho mayor, con duraciones de hasta 30 años, solo teniendo la opción de renegociar, lo que no permite acceder a los precios vistos en las licitaciones de suministro regulado el día de hoy. Sin ir más lejos, el precio medio de mercado de los clientes libres ha permanecido prácticamente igual en dólares: el promedio en

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Entrevista Central

2015 fue de US$91 por MWh y en febrero de 2021 fue de UUS$93 por MWh, lo cual refleja que los precios de suministro eléctrico se mantienen altos. ¿Qué tema regulatorio es el que más preocupa al sector? En particular, son los costos que no podemos gestionar. Por ejemplo, el año pasado nos ocupó la entrada en vigencia del nuevo régimen de Servicios Complementarios y su aumento de precios, los cuales subieron en 150% (incluyendo sobrecostos) desde 2016 a la fecha, pagando los clientes alrededor de US$200 millones por este concepto, según nuestras estimaciones. Esto originó diversas discusiones en las que ha partici-

El año pasado nos ocupó la entrada en vigencia del nuevo régimen de Servicios Complementarios y su aumento de precios, los cuales subieron en 150% (incluyendo sobrecostos) desde 2016 a la fecha, pagando los clientes alrededor de US$200 millones por este concepto, según nuestras estimaciones. Esto originó diversas discusiones en las que ha participado Acenor, las que derivaron en modificaciones efectuadas por la CNE en los últimos meses del año pasado”.

pado Acenor, las que derivaron en modificaciones efectuadas por la CNE en los últimos meses del año pasado. Falta por ver sus resultados, en que esperamos que se disminuyan parte de los costos extras que pagamos en 2020. Pagamos montos muy altos solo por definiciones normativas o de aplicación que no reflejan mejoras en el servicio. Respecto a la potencia, se encuentra en discusión cómo incorporar señales eficientes a la oferta y la demanda, esencial para la transición energética que comenzamos. También son de nuestro interés los planes de expansión de transmisión, que deben ser costo eficiente. Entre 2016 y 2020 los costos que pagamos los clientes en transmisión nacional subieron en más de 500%, y el precio medio de mercado se mantiene prácticamente igual. 14

Nº252 | Marzo 2021 | www.revistaelectricidad.cl

¿Puede profundizar la propuesta de Acenor sobre remuneración granular y despacho multiliquidación? Los mercados de liquidación múltiple son muy comunes en Estados Unidos y en Australia. Consisten en un mercado de tipo Day Ahead ejecutado antes de la operación en tiempo real. Se establecen compromisos financieros (no físicos) vinculantes para generadoras y los consumos durante las 24 horas del día siguiente. Los generadores que usan recursos primarios no gestionables (eólicos, hidráulicos de pasada y solares) definen las cantidades a producir para cada hora del día siguiente y los clientes definen su consumo para cada hora del día siguiente, minimizando el costo total de operación.

Una operación más frecuente del mercado en tiempo real establece señales de precios más precisas y niveles de despacho con costos más bajos, lo que es importante con el incremento de variabilidad e incertidumbre. Esto significa que más desviaciones entre los despachos de generación Day Ahead y tiempo real pueden ser llevadas a precio. Durante una hora, puede ser necesario que una central aumente y reduzca su generación para mantener el equilibrio del sistema. Si el despeje del mercado en tiempo real se hace varias veces dentro de dicha hora, el proveedor enfrentará altos precios durante los períodos en que tiene que aumentar su producción y un precio menor durante los periodos en que deba reducir su generación, en lugar de un precio único promedio durante toda la hora. Cuando se tiene una gran cantidad de generación variable e intermitente, el precio eficiente de la energía cambia con mayor frecuencia respondiendo a los cambios de generación. Así, a medida que los intervalos de despeje de los precios sean más y más cortos (granularidad temporal), mejor se recompensarán las inversiones y la operación de recursos flexibles, disminuyendo el costo de la energía que pagan los clientes. ¿Qué impacto tendrían estas propuestas? Los mercados mayoristas de Estados Unidos fijan precios en el mercado en tiempo real cada cinco minutos, recompensando así a los recursos que otorgan rampas rápidas, tanto en la oferta como

Foto: Gentileza Acenor.

Entrevista Central

en la demanda, sin necesidad de agregar nuevos cargos a los clientes, lo que en sí ya es un gran beneficio. Un mercado de liquidación múltiple presenta beneficios como: valorar la capacidad de despacho de las unidades de generación, permitir una programación más eficiente de los recursos hidroeléctricos y térmicos; gestionar mejor los costos de arranque y parada y mínimos de generación en la operación de unidades; facilitar la entrada de nueva capacidad de generación en especial intermitente; viabilizar las inversiones en almacenamiento y la participación activa de la demanda; reducir la necesidad de SSCC de reserva, entre otros. Cuantitativamente, y dado que Chile no cuenta ni con granularidad ni multi liquidación, no se puede cuantificar lo anterior sin hacer simulaciones detalladas. Sí es posible estimar su impacto a partir de mercados que ya introdujeron estos conceptos, en los que se han reducido los precios totales de suministro en alrededor de 10 %.

Esperamos un crecimiento de las actividades industriales y, por ende, una mayor demanda de energía. A esto debemos sumar dos factores que permitirán que, pese a ese aumento de demanda, seamos como sector más sostenibles y armónicos con la sociedad: la recientemente aprobada Ley de Eficiencia Energética y la inclusión del hidrógeno verde y la electromovilidad en nuestras actividades, lo que nos podría permitir incluso sustituir fuentes contaminantes por energía limpia y propia”.

La presidenta del directorio de Acenor durante el lanzamiento de la plataforma de trazabilidad de energías renovables.

¿Tienen otras propuestas para las discusiones regulatorias en la industria? Trabajamos en distintos ámbitos y la idea justamente es generar propuestas que aporten valor. Por ejemplo, avanzar en el principio de causalidad en la asignación de costos del sistema, o apoyar la portabilidad en distribución, pues debiera beneficiar a todos los clientes finales, en particular a los industriales más pequeños. Otro punto relevante es poder ajustar el precio de potencia al costo real de una unidad de punta, que las horas de punta sean eficientes para los clientes, y una asignación de potencia de suficiencia eficiente a la oferta a través de metodologías probabilísticas que evalúen el real aporte a la suficiencia de cada tecnología, eliminando el prorrateo simple. Para cada discusión regulatoria, el sector podrá escuchar nuestra voz, y esperamos de esa forma contribuir a construir un mejor sistema eléctrico para todos. www.revistaelectricidad.cl | Marzo 2021 | Nº252

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

Siemens Energy promueve sus transformadores “eco-friendly” LA MULTINACIONAL, ENFOCADA EN CHILE EN APOYAR LAS INVERSIONES EN ENERGÍAS RENOVABLES, OFRECE EQUIPOS DE TRANSFORMACIÓN QUE FUNCIONAN CON ACEITES VEGETALES Y QUE CUENTAN CON MONITOREO REMOTO EN TIEMPO REAL.

n amplio portafolio en su línea de transformadores, los que incorporan tecnología de vanguardia en materia de monitoreo a distancia y que resultan amigables con el medio ambiente, promueve Siemens Energy. El brazo energético de la multinacional alemana, ha desarrollado innovaciones en este tipo de equipos, las que apuntan a hacerlos más confiables y sustentables. “Como Siemens Energy, tenemos la unidad de transformación con el nivel de tensión más alto en corriente directa a nivel global, por lo que estamos a la vanguardia”, destaca Luis Felipe Cantor, Desarrollador Regional para Sudamérica del Área de Transformadores de Siemens Energy. El ejecutivo resalta que la firma ofrece todo el portafolio de transformadores, con fábricas ubicadas estratégicamente a nivel global para atender las necesidades de todos los clientes, iniciando con los equipos más sencillos como lo transformadores tipo poste y llegando a los más grandes, con potencias superiores a los 600 MVA y pesos mayores a 400 toneladas. Estos equipos son manufacturados en alguna de las 19 fábricas ubicadas de manera estratégica. “En América contamos con cinco de ellas, además de otras 14 localizadas en Europa y Asia. Algunas están enfocadas en mercados especiales como Chile, por ser un país con requisitos técnicos específicos, principalmente en relación con lo sísmico”, indica Cantor. Siemens Energy Chile se encarga de la entrega del equipo en terreno, lo que incluye el embarque, nacionalización, transporte interno, montaje, conexión y los servicios de mantenimiento programado.

SOLUCIONES A LA VANGUARDIA

La multinacional está a la vanguardia tecnológica en materia de sustentabilidad y de cuidado del medio ambiente, y comprometida con las cero emisiones de carbono. Sus transformadores utilizan aceites vegetales que son biodegradables y que no dañan al ecosistema. “En Chile estamos totalmente enfocados en apoyar las inversiones en energías renovables, con todas las soluciones que tenemos, en el marco del concepto de energía verde”, señala, por su parte, Juliano Simioni, Gerente General de Productos y Sistemas de Transmisión de Siemens Energy. Recalca que como las plantas de generación de energía a partir de fuentes renovables generalmente se encuentran en lugares remotos, como el desierto nortino o el Estrecho de Magallanes, los equipos cuentan desde fabrica con un sistema de digitalización que permite el monitoreo a distancia, incrementando así la conﬁabilidad.

Juliano Simioni, Gerente General de Productos y Sistemas de Transmisión de Siemens Energy

carbono quien cuente con estas soluciones de cero emisiones no solo va a contribuir a cuidar el medio ambiente y la sociedad, sino que tendrá un retorno económico por eso. “Muchas compañías solo se enfocan en el Capex, lo que es un error porque el equipo debe ser acompañado en su funcionamiento para que alcance la vida útil por al menos 25 años, y ese Opex puede ser muy alto. Por eso la asesoría que presta Siemens Energy desde el comienzo apunta a bajar ese Opex, sumado a la calidad y conﬁabilidad de sus equipos”, sostiene. En ese sentido, Cantor explica que el modelo de negocios de la ﬁrma busca estar cerca del cliente en el momento que detecta la necesidad de su empresa, para apoyarlo en el dimensionamiento y con las recomendaciones técnicas que debe tener en cuenta con el propósito de garantizar que el equipo cumplirá con las expectativas que espera. Y luego, con la posventa, acompañarlo y hacer un seguimiento de los nuevos requerimientos que puedan surgir.

Esta conﬁabilidad se logra a través de la inclusión del Sensformer, concepto que la ﬁrma publico en el año 2018, con el propósito de digitalizar las señales del equipo y contar con toda la información en la nube y estar disponible en tiempo real. Así, las personas de mantenimiento y de operación pueden tomar las mejores decisiones sin la necesidad de estar físicamente en el sitio.

RENTABLES Y ECOLÓGICOS

Simioni aﬁrma que se trata de inversiones que generarán beneﬁcios económicos a las empresas, dado que frente al indicador global de huella de paulina.munoz@siemens-energy.com

www.siemens-energy.com

Foto: Gentileza Acera A.G.

Columna de Opinión

Por Darío Morales, director de Estudios de Acera A.G.

Una mirada en perspectiva para una matriz cero emisiones ES COMÚN COMENZAR MARZO CON BALANCES de lo ocurrido y proyec-

están declarados en construcción 5.800 MW de centrales

ciones de lo que se espera ocurra en el sector de las energías

ERNC, de los cuales un 62% son proyectos fotovoltaicos y un

renovables, lo que se ve potenciado porque 2020 cerró con

31% corresponden a centrales eólicas. Debido a los plazos

un porcentaje de participación de las Energías Renovables No

de construcción que normalmente toman estos proyectos,

Convencionales (ERNC) en la matriz energética de casi 22%,

es posible que una buena parte de ellos entre en operación

cumpliendo la meta cinco años antes de lo estipulado en la Ley.

comercial o en fase de pruebas durante este año.

Para llegar hasta el punto donde nos encontramos, las ERNC han debido superar un gran número de barreras, tecnológicas, económicas, regulatorias y culturales. Si lo vemos desde una perspectiva

Acera está comenzando la realización de un estudio que dará luces sobre qué cosas se requieren para avanzar hacia un sistema eléctrico 100% renovable.

general, la importante reducción de costos de inversión que han experimentado las tecnologías

Pero también es necesario contar con otras tecnologías ERNC, que no sean solar fotovoltaica y eólicas. Se requerirá la participación de otras tecnologías como la CSP, la geotermia, la biomasa y, en un futuro, la energía de los mares, además de herramientas para la

gestión de la energía para los sistemas eléctricos de potencia

fotovoltaicas y eólicas han servido como punta de lanza para

y del almacenamiento. Así, aún tenemos grandes desafíos

ir forzando una serie de cambios en la forma en la que nos

regulatorios y tecnológicos que es fundamental que nos

aproximamos al uso de todas las energías renovables en su

hagamos cargo lo antes posible.

conjunto.

La experiencia nos ha mostrado que las proyecciones en el

Mientras que en 2008 había 400 MW de capacidad ERNC

sector generalmente han ido por debajo de lo que se ha visto

instalada, en 2018 SE superaban los 5.000 MW, es decir,

en la realidad. Es por eso que, con el propósito de entender

4.600 MW en sólo 10 años. Sin duda un gran avance. Pero,

los desafíos que enfrentará el sector ERNC en los próximos

para poner esta cifra en perspectiva respecto a lo que estamos

años, Acera está comenzando la realización de un estudio

viviendo hoy, es necesario mencionar que sólo entre 2018 y

que dará luces sobre qué cosas se requieren para avanzar

2020, entraron en operación 2.300 MW ERNC adicionales

hacia un sistema eléctrico 100% renovable. La expectativa

y que en lo que va de este ya están operando –o están en

es que pueda servir de base para alimentar la reflexión en

pruebas- 8.200 MW en total, los que corresponden a 30%

los ámbitos tecnológicos, regulatorios y de mercado, conside-

de toda la potencia instalada en el Sistema Eléctrico Nacional.

rando que las tareas que nos esperan para lograr un sistema eléctrico verdaderamente sustentable, serán cada vez más

Según la información disponible a enero de 2021, este año

desafiantes y exigentes. www.revistaelectricidad.cl | Febrero 2021 | Nº250

CALENDARIO CONFERENCIAS ONLINE

2021

FOROSUR julio www.forosur.cl

2021

FOROLITIO Martes 10 de agosto www.forolitio.cl

AQUAFORUM PATAGONIA Martes 17 y Miércoles 18 de agosto wwwaquaforum.cl

AQUAFORUM PUERTO MONTT octubre www.aquaforum.cl

2021

FORONOR Miércoles 20 de octubre www.foronor.cl

ELECGAS noviembre www.elecgas.cl

conferenciasyferias@b2bmg.cl

Foto: Archivo ELECTRICIDAD.

Energía

El consumo de diésel en el sector forestal puede ser reemplazado por hidrógeno verde como combustible para transporte.

CONTRIBUCIÓN RENOVABLE

La biomasa también pone los ojos en el

hidrógeno verde NO SOLO LA ENERGÍA SOLAR Y EÓLICA son puntales para la producción del hidrógeno verde. También en esta carrera se ubica la biomasa, la cual cuenta con más de 500 MW de capacidad instalada en la zona centro sur del país, de la mano de las actividades de la industria forestal, donde miran con interés avanzar en Investigación y Desarrollo con el

Las oportunidades que presenta este recurso energético en la industria forestal han llamado la atención de actores gremiales, empresariales y académicos, donde ya se alista un proyecto piloto en la Región de Ñuble para avanzar en este ámbito. www.revistaelectricidad.cl | Marzo 2021 | Nº252

Energía

objetivo de incorporar este nuevo recurso energético como una alternativa para la descarbonización en el consumo de combustibles fósiles. Este tema fue abordado en profundidad durante la última jornada que cerró el ciclo de conferencia de Cavendish Tour, la iniciativa que organiza el Club de Innovación y la Asociación Chilena de Hidrógeno (H2 Chile), con el objetivo de promover el potencial y las oportunidades que tiene este elemento para insertarse en las cadenas de valor de las macrozonas del país. Es así como en la zona centro sur, la actividad forestal representa al principal consumidor de energía en el territorio, donde la biomasa proveniente de desechos forestales, tiene un alto potencial para producir hidrógeno.

La Universidad del Bio-Bío preparó una propuesta de mitigación, que consiste en implementar una planta de hidrógeno en Chillán para dar cobertura a gran parte de las operaciones de transporte primario en el sector forestal, con un camión homologable a lo que hace actualmente un camión diésel en capacidad y potencia, lo que se traduciría en un consumo de combustible de 33,3 toneladas de hidrógeno al año y con cero emisiones de dióxido de carbono.

“El hidrogeno verde es una oportunidad para todas las renovables, dentro de ellas, la biomasa debiera jugar un rol, por ser parte de las renovables 24/7, es decir, es una renovable gestionable que permite la producción continua de energía. Esto es muy bien visibilizado, cuando vemos que hoy la biomasa sólo corresponde al 5% de la capacidad instalada de ERNC, pero produce el 33% de la generación ERNC del país”, señala a ELECTRICIDAD Rodrigo O’Ryan, presidente de la Asociación Chilena de la Biomasa (AchBIOM). A su juicio, el sector forestal tiene una oportunidad no menor para incorporar el hidrógeno verde en sus procesos productivos y de servicios asociados. “Las grandes compañías forestales, CMPC y Arauco, definitivamente por niveles de escalas tendrán ventajas comparativas”. 20

Nº252 | Marzo 2021 | www.revistaelectricidad.cl

“El hidrógeno verde será un muy buen reemplazo en la maquinaría productiva, específicamente en el sector forestal maderero y en el transporte de los recursos primarios hacia la industria, como los productos terminados hacia los puntos de venta o puertos”, agrega.

CMPC El principal actor de la industria, CMPC, mira con interés la investigación y alternativas de uso del hidrógeno verde en sus actividades, donde aprecian la posibilidad de producir este recurso energético en el futuro a través de las plantas de biomasa con desechos forestales que tiene en operación, según sostuvo Enrique Donoso, gerente de Bioenergías Forestales de la empresa. El ejecutivo planteó que a 2030 la compañía podría producir hidrógeno verde, “gasificando la biomasa de los desechos forestales y aserraderos, o con energía eólica”, además de que se puede contemplar otros usos a futuro, como incorporar celdas de combustibles, “que son recargados mediante estaciones de hidrógeno móviles en faena, abastecidas por camiones tanque que llevan hidrógeno gasificado”. Otra perspectiva que se proyecta es adoptar progresivamente grúas horquilla de hidrógeno en todas las plantas de la empresa, junto con el reemplazo de combustibles fósiles por hidrógeno “en procesos productivos de celulosa, madera, papeles y productos tissue (calderas, hornos)”. Donoso indicó que otra visión a futuro es poner en marcha un tren a hidrógeno “que transporta productos terminados de las plantas a los puertos de Talcahuano, Lirquén y Coronel”. Patricio Álvarez, académico del Departamento de Ingeniería Civil y Ambiental de la Universidad del Bio-Bío, concuerda en que el hidrógeno verde entrega oportunidades de agregación de valor al transporte forestal, precisando que actualmente el 99% del transporte primario del sector se realiza con camiones diésel. Con este diagnóstico, la casa de estudios preparó una propuesta de mitigación, que consiste en implementar una planta de hidrógeno en Chillán “que permitiría dar cobertura a gran parte de las operaciones de transporte primario, con un camión

Energía

Foto: Archivo ELECTRICIDAD.

homologable a lo que hace actualmente un camión diésel en capacidad y potencia, lo que se traduciría en un consumo de combustible de 33,3 toneladas de hidrógeno al año y con cero emisiones de dióxido de carbono”. Además del ahorro en el consumo de combustible fósil y en el abatimiento de emisiones, Álvarez planteó la existencia de otras ventajas de la electrificación como menores costos de mantenimiento para este tipo de vehículos, además de un menor gasto total de propiedad en el uso de energía renovable. “Hemos avanzando de forma importante en las fechas para poder materializar el proyecto, y ya tenemos acuerdos con productores y entendimientos con operadores de flota en transporte forestal, para un piloto de 2 a 14 camiones en base a hidrógeno, por lo que también estamos buscando stakeholders que nos permita formar un consorcio”, subrayó el académico.

Perspectivas En AchBIOM coinciden con estas perspectivas para el uso del recurso energético, según sostiene Rodrigo O’Ryan: “Hoy el desafío está en la maquinaria de faenas forestales y el transporte en general. Es ahí donde hoy se debe iniciar una “descarbonización” o mejor dicho “Desfosilización”,

Instalaciones de biomasa en la zona centro sur del país.

Rodrigo O’Ryan, presidente de Achbiom A.G., señala que el hidrógeno verde “será un muy buen reemplazo en la maquinaría productiva, específicamente en el sector forestal maderero y en el transporte de los recursos primarios hacia la industria”

retirando el diésel. Para los procesos térmicos industriales esperamos sea la misma biomasa como tal, la que siga dominando dicho sector. El agregar hidrógeno verde en los trabajos de campo y transporte, no sólo reducirán emisiones de dichos sectores, sino también la huella de carbono de los mismos productos, como celulosa, madera aserrada y papel, entre otros”. Para el presidente del gremio, si bien la energía so-

lar y eólica cuentan con las ventajas económicas, “la biomasa con su capacidad de cogeneración 24/7, como una fuente de energía gestionable, que puede entregar además dos requerimientos energéticos a la vez (Calor y electricidad), pudiera hacerla competitiva, pero no tenemos dicho análisis económico aún”. “La diferencia está en la posibilidad de producción continúa, si bien es cierto que tanto la solar y la eólica están solucionando sus problemas de intermitencia con baterías de acumulación, no sabemos cuánto ello influirá en sus precios. Pero, desde AChBIOM, no tenemos la visión de que la biomasa es superior o no a otras renovables, el futuro que se avecina, necesita de todas las fuentes, y el mix, será la mejor opción para un mercado dinámico y eficiente”. El representante gremial concluye que el desafío en esta materia apunta hacia el avance de “tecnologías más eficientes y económicas, en ello hoy las energías solar y eólica llevan ventaja, pero al mismo tiempo tenemos desafíos de desarrollo sostenible, inclusión de territorios y comunidades, en ese sentido, los bosques y la agricultura, principales fuentes de biomasa residual, levantan una gran oportunidad”. www.revistaelectricidad.cl | Marzo 2021 | Nº252

Visión Experta

SECTOR ENERGÉTICO

Relacionamiento comunitario:

Se ha pasado hacia el valor compartido Carola Venegas, gerenta de Sostenibilidad y Asuntos Corporativos de Statkraft Chile, destaca a este medio los cambios de paradigma que experimenta la industria en los últimos años, donde la relación entre las energías renovables y las comunidades ha pasado a otra etapa de desarrollo. CAROLA VENEGAS ES UNA EJECUTIVA histórica del sector energético. En sus más de 20 años de experiencia, fue Seremi de Energía del Biobío, además de haberse desempeñado en investigación, desarrollo e innovación en universidades, y en el sector privado, en empresas como Consorcio Eólico, donde lideró la gerencia de Asuntos Públicos y Relaciones Comunitarias. Este es el ámbito que la especialista realiza actualmente en Statkraft Chile, como gerenta de Sostenibilidad y Asuntos Corporativos, cuyas últimas tendencias son analizadas con ELECTRICIDAD, especialmente en lo que se refiere a los avances que se registran en el país, a partir de la relación entre las energías renovables y las comunidades.

Actualidad ¿Qué análisis hace de la sustentabilidad y el relacionamiento comunitario en el segmento de generación eléctrica? Hubo un aprendizaje importante, en que se pasó de ser uno de los sectores con mayor conflictividad en Chile a dar actualmente el ejemplo de cómo tratar los temas comunitarios, con la 22

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aplicación de guías y estándares. Las mismas asociaciones de la industria energética fueron compartiendo las mejores prácticas, visibilizándolas y mostrando el valor de llegar a una relación temprana, con una participación abierta. Y por otro lado también empezaron a utilizarse guías internacionales, como la de la OCDE para empresas multinacionales en sectores extractivos, la Declaración de las Naciones Unidas sobre los derechos de los pueblos indígenas, entre otras. ¿Cómo se insertan en este escenario los proyectos ERNC? La localización de los proyectos depende de la ubicación los recursos, donde lo más probable es que estén en zonas rurales, aisladas o en terrenos con cercanía a pueblos indígenas, por lo que hay una serie de acciones que es necesario llevar a cabo de manera oportuna, que tienen que ver con las asimetrías de información y la nivelación del conocimiento. Esto también está bien recogido en las pautas internacionales, y las acciones y sus resultados pueden ser medibles, comparables y auditables. Y en esto, el sector energético ha sido pionero. ¿Hay un paradigma en este tema que se haya logrado incorporar en Chile? Se ha pasado de la acción filantrópica hacia el valor compartido. Esa evolución es lejos lo más importante que ha ido ocurriendo, pues refleja un esfuerzo de las compañías que no estaban organizadas para esto, ya que la especialización del sector energético distaba mucho de las competencias más sociales. Actualmente hay un ecosistema en Chile, donde ya es posible identificar a equipos humanos especialistas en

Visión Experta

participación, y hemos sabido complementarnos y acompañarnos.

Modelo ¿Cómo adapta Statkraft Chile el modelo de sustentabilidad y relacionamiento comunitario a la realidad local? Nuestra política de sostenibilidad global señala siete documentos internacionales, del Banco Mundial, Naciones Unidas, la OCDE y otros, a los cuales adherimos, lo que nos obliga a un enfoque de trabajo muy profundo y a realizar una serie de acciones concretas en pos del relacionamiento comunitario.

En Statkraft tenemos el convencimiento de que la sostenibilidad es crítica para el éxito del negocio, siendo un elemento fundamental en la construcción y operación de proyectos. Por otro lado, elegimos siete de los 17 objetivos de Desarrollo Sostenible de Naciones Unidas para 2030: Acción por el clima, Energía renovable, asequible y no contaminante, Comunidades y ciudades sostenibles, Seguridad de nuestros trabajadores, ética en los negocios, e Igualdad de género, inclusión y diversidad. Es decir, tenemos un marco de política global que nos obliga a considerar los elementos propios. Nuestras estrategias se co-crean de forma local en función de cada territorio y proyecto. ¿De qué forma aterrizan

estas

Foto: Gentileza Statkraft Chile

medidas en los proyectos de generación que están construyendo? Nuestra política se transforma www.revistaelectricidad.cl | Marzo 2021 | Nº252

Visión Experta

Foto: Gentileza Statkraft Chile.

en forma conjunta, para asegurar que hay una trazabilidad. Luego se comparten con ellos los resultados, lo que tiene mucho impacto, al sentirse involucrada la comunidad. ¿Cuál es su análisis sobre el equilibrio entre las nuevas tecnologías en el sector

en acciones una vez que tenemos un completo análisis territorial, donde la más importante es la información previa, en la cual parte de nuestros equipos se va a instalar a los territorios, interactuando con las familias y organizaciones de la zona, para comprender sus estilos de vida y a la vez ir generando informes que se van dando cumplimiento y permiten reportar de acuerdo a las directrices internacionales a las que adherimos. En ese sentido, nuestro esfuerzo está en entregar y levantar información de manera profunda y relevante. Así, podemos pasar a la segunda etapa que es identificar las vocaciones productivas locales, junto con las necesidades sociales, y asociarlas a los objetivos de desarrollo sostenible a lo que adherimos, a través de una plataforma de diálogo donde identificamos proyectos concretos de valor compartido, donde podamos medir el impacto en el mediano y largo plazo. ¿Qué medida concreta realizarán este año en relacionamiento comunitario?

Tenemos diversas iniciativas que estamos implementando. Una de las más relevantes es el Monitoreo Ambiental Participativo, que lo tenemos en un proyecto en construcción, donde una consultora ambiental capacita a la comunidad en temas como calidad de agua, emisiones y vegetación, mostrando cómo se mide la calidad en cada uno de estos aspectos, con muestreos 24

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Carola Venegas en terreno durante labores de relacionamiento comunitario.

con las comunidades? Creo que a la industria le ha faltado informar más temas relevantes. Por ejemplo, últimamente los precios y los costos marginales se han disparado en la zona de Puerto Montt, rozando los US$200 por MWh, debido a una ola de calor que produjo restricciones en la transmisión, y un mayor despacho de generación térmica a diésel, que es la más cara y contaminante. En ese sentido, variable económica también a veces olvidamos que también es parte de la sostenibilidad, y en este caso puntual tenemos que está alineado con lo ambiental. Aquí hay un vínculo entre urgencia climática y la sostenibilidad: no es razonable tener estos precios en el sur del país, no podemos tener una condena de competitividad donde una zona de Chile es más caro producir que en el norte, por ejemplo. Por otra parte, no podemos permitir que el sur tenga la energía más contaminante. Esto lo tenemos que comunicar de forma didáctica y directa a las autoridades y las comunidades, y transmitir lo importante y lo urgente que es aumentar inversión en energías renovables, que son más baratas y limpias, es decir, más sostenibles. La certificación en los contratos de suministro con energías renovables es otra tendencia, ¿qué perspectivas ve para Chile en esta materia? Vemos perspectivas muy favorables. Vemos que las empresas consumidoras de energía están valorando esto, especialmente aquellas que van directo al consumidor, que también es cada vez es más exigente. El asegurar de dónde proviene la energía que se consume en los procesos productivos es algo pionero, con lo cual se está ubicando a las empresas generadoras como una parte importante de la sociedad, con un rol fundamental en la sostenibilidad global. Somos un eslabón relevantez en la cadena de suministro de la industria y de los consumidores en Chile.

Informe Técnico

SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL

Transformadores:

Foto: Archivo ELECTRICIDAD.

los retos que plantea el crecimiento PMGD

PMGD instalado en la Región Metropolitana.

Estudio del Coordinador señala la necesidad de aumentar la capacidad instalada de transformación ante el crecimiento de este tipo de proyectos y la cargabilidad que experimentan ciertas subestaciones zonales. CON EL ACTUAL RITMO DE DESARROLLO que tienen los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) en el Sistema Eléctrico Nacional, uno de los puntos relevantes de la planificación de la expansión de la transmisión es la capacidad instalada de los transformadores zonales en subestaciones eléctricas, siendo un objeto de estudio que el Coordinador Eléctrico Nacional incluyó este año en el estudio sobre el impacto de la generación distribuida en la transmisión zonal.

Según las estimaciones del organismo, la capacidad instalada de los PMGD pasará de 1.479 MW a 4.200 MW en el Sistema Eléctrico Nacional, entre 2020 y 2040, donde la zona centro será la que más reciba iniciativas de este tipo, creciendo de 849 MW a casi 2.600 MW en el mismo periodo, siendo la tecnología solar fotovoltaica la que dominará el desarrollo de este sector. Este incremento será significativo durante los primeros cincos años, para posteriormente seguir con un avance gradual, toda vez que en la proyección “se consideró un crecimiento de la capacidad instalada de proyectos PMGD en zonas de interés hasta alcanzar en algunos casos el límite de capacidad instalada de transformación de las subestaciones zonales”. www.revistaelectricidad.cl | Marzo 2021 | Nº252

Informe Técnico

Es así como el estudio del Coordinador evaluó el efecto de este crecimiento en las subestaciones zonales, presentando la relación porcentual entre la capacidad instalada de proyectos PMGD conectados a estas instalaciones y la capacidad de transformación de las mismas, tanto de aquellas que actualmente tienen PMGDs operativos, como las que a la fecha no poseen proyectos conectados.

en S/E Pozo Almonte se aumente el interés de los desarrolladores en materializar proyectos en esta subestación”. Por su lado, en la región de Antofagasta se estima un incremento de PMGD en las subestaciones Calama, Uribe y Armazones desde 2022 en adelante, mientras que en Atacama las subestaciones Hernán Fuente, Incahuasi y Los Loros se encuentran con una alta cargabilidad de PMGD, “la cual sobrepasa el 90% en todo el horizonte de evaluación”.

Foto: Archivo ELECTRICIDAD.

El trabajo también espera que este tema, en el corto y mediano plazo, “sean foco de interés de parte de los desarrolladores”, considerando las respectivas Solicitudes de Conexión a la Red (SCR) que hoy se encuentran vigentes y los proyectos que en tramitación en el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA).

Zona norte Las proyecciones, en un escenario optimista, para la zona norte pasarán de los actuales 277 MW a cerca de 800 MW de capacidad instalada en 2040, señalando que el crecimiento a futuro estará concentrado en las regiones de Atacama y de Coquimbo, “donde se observa una mayor concentración de proyectos PMGD al 2020 y en el horizonte de evaluación, lo cual es consistente con las cargabilidades detectadas en las subestaciones evaluadas”. Ante tal situación, se indica que la subestación Pozo Almonte, en la Región de Tarapacá, la S/E alcanzará el 100% de cargabilidad de PMGD este 2021, agregando que en 2022, “con la puesta en servicio del nuevo transformador de 30 MVA 26

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Proyecto PMGD operativo en zona sur.

Finalmente, en la Región de Coquimbo, las subestaciones Combarbalá e Illapel también se encuentran con una alta cargabilidad, por lo que se espera que con la puesta en servicio del nuevo transformador de 30 MVA en Illapel, durante 2023, “mantenga el interés de los desarrolladores en materializar proyectos en esta zona”.

Zona centro En la zona centro, bajo un escenario optimista, se pronostica crecer de los actuales 849 MW a cerca de 2.600 MW, de aquí a 20 años, siendo la Región del Maule la que concentrará el desarrollo de proyectos en el corto plazo. Específicamente, se señala que la subestación Cabildo, en la Región de Valparaíso, tiene actualmente una cargabilidad superior al 70%, mientras que para 2022 se espera alcanzar valores cercanos al límite de su capacidad. Por otra parte, este año se proyecta que las subestaciones Casablanca, Panquehue, Quinquimo y San Jerónimo tengan una cargabilidad entre 50% y 70%. Para la Región Metropolitana, en las subestaciones El Paico y Rungue este año se espera llegar a cargabilidades de 103% y 86% respectivamente, mientras que en las subestaciones Bollenar, El Peumo, La Arañas y Mandinga se proyecta un incremento significativo de cargabilidad. En la región de O’Higgins se detectan cargabilidades superiores al 100%, en la subestaciones El Manzano (144%); La Esperanza (125%) y Ranguili (105%), estimando las subestaciones Marchigue, Nancagua, Portezuelo y Quelentaro tengan una cargabilidad cercana a la capacidad nominal de transformación, con valores cercanos o superiores al 100% durante este año.

Foto: Archivo ELECTRICIDAD.

Informe Técnico

Finalmente, en la región del Maule, se detectó que las subestaciones La Palma, Panimávida y Villa Alegre tienen cargabilidades de 146%, 115% y 90% respectivamente. “Es posible identificar un número importante de subestaciones que se encuentran con cargabilidad de PMGD por sobre el 50%, por lo que dado el rápido de crecimiento de la capacidad instalada durante 2020, se espera que a 2025 la cargabilidad de PMGD de estas subestaciones alcancen valores cercanos o superiores a la capacidad nominal de transformación”, señala el estudio.

Zona sur En este territorio se pronostica aumentar la capacidad instalada de PMGD desde 352,5 MW a un poco más de 900 MW durante los próximos 20 años. En la Región de Ñuble, al año 2022 se estima que las subestaciones Cocharcas, Santa Elisa y Tres Esquinas tengan una cargabilidad de 70%, 73% y 100%, respectivamente, mientras que la Región del Bio-Bio, el año pasado tuvo cargabilidades de 82% y 143% en las subestaciones Pangue y Lebu, respectivamente. En la Región de la Araucanía, la subestación Licanco tiene una cargabilidad de 73%, pronosticando que desde 2024, la mayor presencia de PMGD solares tendrá una mayor presencia en la zona.

Obras de infraestructura eléctrica en la Región de O'Higgins.

El estudio sostuvo que para la Región de Los Ríos, se espera un incremento en la participación de proyectos hidroeléctricos y diésel, mientras que en Los Lagos, se proyecta que este año la subestación Aihuapi tenga una cargabilidad de 104%. “En el escenario optimista, se espera que esta subestación a 2025 alcance una cargabilidad de 145%, producto de la conexión de proyectos eólicos”.

Conclusiones Entre las principales conclusiones del estudio se señala que en las regiones de Coquimbo, O’Higgins y Maule, “existen transformadores que tienen proyectos PMGD conectados que superan ampliamente la capacidad instalada de transformación, por lo que es probable que en el horizonte de evaluación del estudio aumente la inversión de flujos en estas subestaciones, desde distribución a transmisión en las horas de máxima inyección fotovoltaica”. Además, se indica que para incrementar la capacidad instalada de PMGD en determinadas regiones y subestaciones, “resulta necesario incrementar la capacidad instalada de transformación, por lo que se sugiere que estas inversiones sean de cargo de el/los desarrollador(es) de proyectos de generación, para así evitar el traspaso de estos costos de inversión al cliente final”. www.revistaelectricidad.cl | Marzo 2021 | Nº252

Energía

ASOCIACIÓN GREMIAL DEL SECTOR

Generación distribuida:

Comercializadores de energía aún advierten falta de incentivos Eduardo Andrade, presidente de la organización, afirma a ELECTRICIDAD que otro reto para despejar el camino hacia un mayor desarrollo es la capacidad de las redes de distribución para manejar en forma adecuada los flujos bidireccionales de energía. EL DESARROLLO DE LA GENERACIÓN distribuida en Chile es seguido con atención por el emergente mundo de la comercialización de energía, desde donde plantean la importancia de profundizar este mercado para aprovechar los beneficios sistémicos que tienen los recursos distribuidos en el proceso de transición energética.

Foto: Gentileza ACEN.

Eduardo Andrade, presidente de la Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN) aborda este tema con ELECTRICIDAD, sosteniendo que la convergencia de sistemas de almacenamiento de bajo costo, junto al aumento en la eficiencia de las tecnologías solares fotovoltaicas, además de contar con una regulación que establezca incentivos, podrían dar el paso definitivo para pasar a otra fase de desarrollo en este ámbito.

Nº252 | Marzo 2021 | www.revistaelectricidad.cl

Entrevista Energía

generación distribuida, tanto en net billing

tienden a ser complicadas, y que aparentemente no perciben la generación distribuida como una fuente de utilidades interesante.

residencial y comercial, como en medios

¿Cree que el actual nivel de instalaciones

de generación de pequeña escala (PMG

es acorde con el tamaño del mercado chi-

y PMGD)? Estamos en la primera fase de la incorporación de generación distribuida a nivel residencial y comercial, dado el nivel de costo y complejidad que esta representa para ambos sectores. Las decisiones de inversión deben ser tomadas por personas que, en su mayor parte, no tienen mayores conocimientos de lo que están instalando ni de la rentabilidad que podrían obtener. Por su parte, los PMG y PMGD ya tienen cierto nivel de consolidación en determinados sectores, por cuanto existe cierta claridad en el mercado acerca de su potencialidad y de los mecanismos existentes para lograr rentabilizar las inversiones realizadas.

leno o hay espacio para seguir creciendo? La tendencia que se observa en los países con mayor desarrollo que el nuestro es hacia una mayor penetración de la generación distribuida, la que se verá aumentada gracias a la disminución de costos en la generación fotovoltaica y, en el futuro, a la incorporación de sistemas de almacenamiento a nivel residencial.

Actualidad ¿Cómo ve ACEN la situación actual de la

¿Qué perspectivas presenta la generación distribuida para la comercialización de energía? La comercialización de energía es una actividad que abarca mucho más que el suministro de energía a los usuarios finales puesto que comprende también la entrega de múltiples servicios conexos al uso de la electricidad, lo que se relaciona con impulsar el uso eficiente de la electricidad, mejoras en redes interiores, calefacción y enfriamiento de recintos, además de las distintas alternativas de generación distribuida. Con respecto a esta última, el segmento de comercialización no sólo está en condiciones de ofrecer asistencia y financiamiento para la instalación de este tipo de equipos, sino que además -cuando la legislación lo permita- comprar los excedentes de energía que puedan existir. ¿Qué impacto tendría el proyecto de recursos distribuidos dentro de la ley larga de distribución? En la actualidad, la incorporación de recursos distribuidos, incluyendo la generación, ha sido lenta derivada de la falta de incentivos y de lo complejo que resulta instalar esta infraestructura para quienes están interesados. Además, están las relaciones con las empresas distribuidoras, que

Las proyecciones de demanda eléctrica a futuro ya consideran la generación distribuida, ¿cómo analiza esta perspectiva? Las proyecciones se basan en el conocimiento actual de las tecnologías, así como en los precios de los commodities relacionados con la energía que se están observando. Pero la historia muchas veces ha demostrado que esas proyecciones yerran por acontecimientos difíciles de prever. La irrupción de sistemas de almacenamiento de bajo costo, mayores reducciones de costos o aumento de eficiencia en el área fotovoltaica, pueden producir disrupciones que no se pueden anticipar. En la medida que esos elementos confluyan podrían darse escenarios con un alto nivel de incorporación de recursos renovables, por sobre cualquier proyección que se pudiera formular hoy. ¿Qué desafíos técnico-operacionales ver para la generación distribuida? Las capacidades con que cuenta el país, a través de las múltiples empresas que prestan servicios en generación distribuida, están lo suficientemente desarrolladas para enfrentar con éxito la adición de una mayor cantidad de equipos. Los desafíos estarán centrados en la capacidad de las redes de distribución para manejar en forma adecuada los flujos bidireccionales de energía, y en la regulación que deberá resolver cómo será el mecanismo de retribución de los sistemas de transmisión y distribución, que hoy está diseñado bajo el supuesto que los flujos son unidireccionales, desde los grandes centros de generación hacia los consumidores finales.

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

Con equipamiento de Alta y Media Tensión:

RHONA SE CONSOLIDA COMO PRINCIPAL PROVEEDOR DE TRANSFORMADORES DE PODER Fundada en 1964, la empresa está presente en todas las compañías de energía del país, en la minería y en la industria. Cuenta con una importante base instalada en Chile, Perú y Colombia.

hona ha fabricado y suministrado más de 1.000 MVA de potencia para las subestaciones de transmisión desde el inicio -en 2018- de los procesos de licitación del Coordinador Eléctrico Nacional, transformándose en el principal proveedor nacional de transformadores de poder en el Sistema Eléctrico. Además, en los últimos años ha tenido una importante participación en el desarrollo de las centrales de generación solar, suministrando más de 800 MVA en transformadores tanto de poder como soluciones para PMGD.

56 AÑOS DE TRAYECTORIA

De esta manera, la empresa de origen chileno se ha convertido no solo en un proveedor clave de transformadores de poder, sino también de equipamiento de Alta y Media Tensión, con respaldo local en materia profesional y de infraestructura en todas las etapas de los proyectos. “Ponemos a disposición de nuestros clientes el conocimiento que nos han dado los más de 56 años dedicados a la ingeniería, fabricación, pruebas (normas ANSI o IEC), armado, comisionamiento, puesta en marcha y mantenimiento de transformadores de poder, a través de ingenieros altamente especializados”, destaca Miguel Lazcano, Subgerente de Ventas Industriales de Rhona. Desde 1964, Rhona fabrica transformadores de poder en su planta de Viña del Mar con capacidad de hasta 100MVA y 154kV. Esto se complementa con alianzas internacionales que les permiten ofrecer equipos de hasta 500 MVA y 550 kV. “Estamos presentes en todas las compañías de energía del país, en la minería y en la industria y contando además con una importante base instalada en Perú y Colombia. Prestamos asesorías a nuestros clientes en todas las líneas de transformadores, desde las etapas de evaluación, construcción, puesta en marcha y post venta”, resalta Lazcano.

ATENCIÓN CUSTOMIZADA

En sus líneas de transformadores de distribución y de equipos compactos de medida, Rhona dispone de stock para las diferentes normas de las compañías de distribución nacional. Los transformadores son diseñados a

pedido de acuerdo a las realidades de cada cliente y proyecto. “El sello de Rhona es promover la innovación y desarrollo, aplicando métodos de gestión, control y validación de los productos y soluciones, protegiendo el medio ambiente y previniendo lesiones y enfermedades laborales de nuestros colaboradores, implementando procesos de mejora continua, con el fin de transformarnos en un socio estratégico para nuestros clientes”, sostiene el ejecutivo.

PRESENTE Y FUTURO

Lazcano revela que en el marco del DS293, la firma está construyendo tres subestaciones móviles de 30MVA-110kV para las principales compañías de transmisión y distribución de energía, compuesta cada una por Carro Móvil de Alta Tensión con equipo de Maniobra y Protección, Carro Móvil de Transformador de Poder, Carro Móvil de Media Tensión con equipo de Maniobra y Protección. En cuanto a las perspectivas para el mercado de transformadores, indica que este año hay grandes desafíos en la construcción de las obras adjudicadas por el Coordinador Eléctrico Nacional.“Proyectamos seguir siendo el principal proveedor nacional de transformadores de poder así como de equipamiento de Alta y Media Tensión, aportando a las obras de transmisión y de generación solar, sector en el que Chile se está transformando en líder regional”, agrega.

¿Qué ofrece la línea de negocios de Transformadores Rhona? 1. Equipos Compactos de Medida: hasta 33 kV, 800Amp 2. Transformadores de Distribución: hasta 500 kVA, 33 kV 3. Transformadores Pad Mounted: hasta 2000 kVA, 33 kV 4. Subestaciones Unitarias: hasta 25 MVA, 33 kV 5. Transformadores de Poder: hasta 100 MVA, 154 kV 6. Transformadores Transmisión: hasta 500 MVA, 550 kV RHONA S.A. Dirección: Variante Agua Santa N° 4211, Viña del Mar. Tel: +56 32 232 06 00 - Email: info@rhona.cl www.rhona.cl

Informe Técnico

Foto: Gentileza Siemens.

Instalaciones de transmisión HVDC en Canadá.

PARA LA LÍNEA HVDC

Kimal-Lo Aguirre:

las principales consideraciones de la ingeniería de detalle En las bases de licitación del proyecto en corriente continua, esta fase de la ingeniería contempla varios requisitos que deberán cumplir los proponentes dentro del proceso que lleva a cabo el Coordinador Eléctrico Nacional. UN PAPEL ESTRATÉGICO TIENE LA INGENIERÍA en el desarrollo del proyecto HVDC Kimal-Lo Aguirre, que busca construir una línea de transmisión de 3.000 MW de capacidad nominal, en corriente continua bipolar de 1.500 kilómetros de extensión, con

retorno metálico dedicado y dos estaciones convertidoras AC/DC, ubicadas en el entorno de las subestaciones existentes Kimal y Lo Aguirre, en las regiones de Antofagasta y Metropolitana, con una inversión estimada de US$1.480 millones. De acuerdo con el cronograma establecido, el próximo paso de este proceso es para el 22 de abril, cuando vence el plazo para las consultas de los participantes, cuya respuesta está contemplada hasta el 5 de mayo. Posteriormente, el 12 de mayo es el plazo máximo para modificar las bases de la licitación. www.revistaelectricidad.cl | Marzo 2021 | Nº252

Informe Técnico

El plazo para la adquisición de las bases es hasta el 18 de junio, mientras que la recepción de las propuestas será entre el 2 y 4 de agosto, hasta las 17 horas. La apertura de las ofertas administrativas y técnicas será el 5 de agosto, para llegar a octubre, cuando deben efectuarse la apertura de las ofertas económicas (25) y la adjudicación del proyecto (29).

que el Adjudicatario deberá ejecutar el proyecto HVDC “completamente integrado y operativo, incluidas las estaciones convertidoras, la línea de transmisión en CC y la interconexión a las instalaciones de CA existentes en las subestaciones Lo Aguirre y Kimal, respectivamente”, por lo que será “totalmente responsable de la ingeniería de detalle”.

En las bases de licitación se señalan una serie de requisitos para los proponentes que participen en este proceso, los cuales están previstos para la fase de la ingeniería de detalle, los cuales dicen relación con las instalaciones que se contemplan para la tecnología HVDC, que debutará en el Sistema Eléctrico Nacional.

Durante esta fase también deberá entregar al Coordinador Eléctrico Nacional los planos de las estaciones convertidoras y de la línea en CC para su revisión y aprobación de estos documentos.

En las bases de licitación se señala que los proponentes que presenten su oferta técnica deberán incluir un cronograma del proyecto, cuyos hitos relevantes deben presentarse en la fase de ingeniería”.

Ingeniería En las bases de licitación se señala que los proponentes que presenten su oferta técnica deberán incluir un cronograma del proyecto, cuyos hitos relevantes deben presentarse en la fase de ingeniería, los cuales dicen relación con los estudios y documentos técnicos de diseño y especificaciones para instalaciones en CA (corriente alterna) y estaciones convertidoras; los estudios y documentos técnicos de diseño y especificaciones para la línea de transmisión en CC (corriente continua); las órdenes de compra para equipos en las instalaciones CA y estaciones convertidoras y para la línea de transmisión CC, y la verificación de equipos en fábrica y de calificación sísmica. Para la gestión y supervisión técnica del proyecto se considera que el adjudicatario constituya un equipo profesional, donde se incluya a un Responsable de Ingeniería, quien deberá “velar en forma permanente el cumplimiento de los estándares de ingeniería que posea el Adjudicatario”. En el anexo 5 de las bases de licitación se indica 32

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En caso de fallas en el sistema CA, se señala que el proponente deberá demostrar la respuesta del sistema HVDC a los cambios de tensión de CA o fallas en el sistema CA en ambas estaciones convertidoras. Y, en este punto se plantea: “La recuperación del sistema debe ser controlada y estable sin fallas de conmutación durante la operación del inversor luego de fallas del sistema CA. La consigna de potencia posterior a la falla deberá ser igual a la consigna de potencia previa a la falla, a menos que los sistemas de CA y/o CC requieran lo contrario. Dichas condiciones se discutirán y acordarán mutuamente con el Coordinador durante la ingeniería de detalle”. “Los equipos de las estaciones convertidoras se diseñarán de manera que no se requiera ningún retardo entre el despeje de la falla y el inicio de la transmisión de potencia. No obstante, el sistema de control deberá estar provisto con la posibilidad de ajustar tanto el retardo entre el despeje de fallas y el inicio de la recuperación como la tasa de recuperación. El rango ajustable de configuraciones se discutirá y acordará con el Coordinador durante los estudios de ingeniería de detalle”, se añade. En lo que se refiere a las instalaciones de supervisión y control de la operación, de forma remota, el anexo 5 de las bases de licitación indica que se deberán realizar desde los Centros de Control, principal y de respaldo, propios que defina el Adjudicatario. “Adicionalmente, deberá ser posible supervisar y realizar la coordinación de la operación del

Informe Técnico

que se deberá registrar en la etapa de diseño e ingeniería de detalle”.

sistema HVDC desde el Centro de Despacho y Control, principal y de respaldo, del Coordinador. El Adjudicatario será responsable de integrar las señales de supervisión necesarias del sistema HVDC en los sistemas SCADA, principal y de respaldo, del Coordinador. El nivel detallado de señales y alarmas será aprobado por el Coordinador en la fase de diseño e ingeniería de detalle”, se explica.

En materia de confiabilidad y disponibilidad de las estaciones convertidoras, se establece que el proponente entregará las piezas de repuesto necesarias para estas instalaciones, las cuales deben estar en listas detalladas “para cumplir con los requisitos de confiabilidad y disponibilidad garantizados que deben formar parte de los documentos de la oferta”.

Asimismo, algunas de las funciones y señales enumeradas pueden estar restringidas a las localizaciones del Control Local únicamente, lo que

Foto: Gentileza ABB.

En este ámbito, se indica: “Si durante la ingeniería de detalle y/o del cálculo de predicción de

también deberá ser acordado entre el Coordinador y el Adjudicatario durante la fase de ingeniería y diseño. En la etapa de diseño e ingeniería de detalle también se contempla que el proponente del proyecto Kimal-Lo Aguirre deba entregar “el equipo necesario para interactuar con el Centro de Control del Coordinador para proporcionar registros de datos históricos (historian loggins) de la información del sistema. El Coordinador proporcionará una lista detallada de la información

Vista de estación convertidora en instalaciones HVDC.

confiabilidad y disponibilidad se descubre que se requieren repuestos adicionales para cumplir con los valores objetivo, el Proponente deberá ponerlos a disposición”. Finalmente, en el anexo de las bases se señala que, como parte de la oferta, el proponente “deberá incluir a 10 miembros del personal del Coordinador en el programa de capacitación, el cual deberá ser impartida previo a la entrada en operación del proyecto”, entre los cuales se encuentra la ingeniería del sistema. www.revistaelectricidad.cl | Marzo 2021 | Nº252

Región de la Araucanía

Foto: Gentileza Acciona.

Potencia Regional

Vista del parque eólico Tolpán Sur, de Acciona en la provincia de Renaico.

FUTURO RENOVABLE

La Araucanía:

avanzando hacia un polo eólico En el corazón de la zona centro sur, esta región acogerá este año a nuevas iniciativas con esta tecnología que suman 417 MW, a lo que se sumarán seis obras de transmisión paras fortalecer el sistema en el territorio. ESTE AÑO LA REGIÓN DE LA ARAUCANÍA dará un paso

relevante en la integración al Sistema Eléctrico Nacional mediante la interconexión mediante energía eólica, con la entrada en operaciones de tres proyectos con esta tecnología que suman una total de 417 MW de capacidad instalada, los cuales se agregarán a los 386 MW actual34

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mente existentes con esta tecnología en la zona, llegando a un total de 803 MW con esta fuente energética. La región actualmente cuenta con 27 centrales generadoras, por un total de 563 MW de potencia instalada, la cual se divide en cuatro parques eólicos que suman 386 MW, además de 15 centrales hidroeléctricas (80,3%), y 8 plantas termoeléctricas (96 MW), según muestran los datos de la plataforma Infotécnica, del Coordinador Eléctrico Nacional. También se registran nueve líneas de transmisión, compuestas por 143 kilómetros de extensión de 66 kV, y de 71 kilómetros en 220 kV, junto a 44

Potencia Regional

subestaciones eléctricas, cuya capacidad instalada es de 1.841 MVA. En materia de distribución, el territorio cuenta con 404.822 clientes regulados, de los cuales cerca de 190.000 corresponden a CGE, mientras que 181.520 están con Frontel, y otros 18.108 reciben el servicio de Saesa y 15.616 lo hacen de Codiner, según los datos de la Comisión Nacional de Energía (CNE). La generación distribuida, en proyectos net-billing, anota 239 instalaciones, con una capacidad instalada en torno a 1.379 kW, de acuerdo con lo que señalan los datos del Centro de Informaciones de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera A.G.). Por otro lado, según las estimaciones del Coordinador Eléctrico Nacional, en la región actualmente existen 50 MW de capacidad instalada en Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD), los cuales en su mayoría usan tecnología hidráulica y diésel. Las estimaciones de este organismo indican que se espera un incremento de la participación de proyectos fotovoltaicos desde 2024 en adelante, “producto de la disminución del costo de la tecnología y un aumento en la eficiencia de los panes solares, lo cual hará más competitivo su desarrollo en relación con el resto de las tecnologías disponibles en el mercado”.

Los proyectos Para este año se estima la entrada en operaciones de tres parques eólicos, lo que consolidará a esta tecnología como la dominante en la zona. El primer proyecto en esta lista es el Parque Eólico Malleco, de la empresa alemana WPD, el cual tendrá una potencia instalada de 273 MW, entrando en marcha en mayo próximo, según el boletín del mercado eléctrico que elabora Generadoras de Chile. Posteriormente, para junio, se pronostica la entrada en operaciones el Proyecto Renaico II, compuesto por dos parques eólicos de 58,5 MW y 85,5 MW, pertenecientes a Enel Green Power Chile. Las proyecciones a futuro para el crecimiento de la generación y transmisión en la zona son

Región de la Araucanía

positivas. De acuerdo con los datos del Servicio de Evaluación Ambiental (SEA), los proyectos de energía que se encuentran en calificación dentro de La Araucanía totalizan una inversión estimada de US$199 millones. Los datos del organismo público indican que el año pasado entraron a calificación ambiental tres PMGD solares fotovoltaicos de 9 MW cada uno: Violeta Solar; La Tereña, y Parronal. Por su lado, también hay dos iniciativas eólicas, que suman 173 MW: el Parque Eólico San Andrés, de 130 MW, perteneciente a la misma empresa, el cual busca instalarse en la comuna de Collipulli, con 21 aerogeneradores de 6,2 MW cada uno. La otra iniciativa es el Parque Eólico El Alba, de 43,2 MW, perteneciente a Acciona Chile, con el objetivo de emplazarse en la comuna de Renaico, con 9 aerogeneradores de 4,8 MW de potencia cada uno.

La región actualmente cuenta con 27 centrales generadoras, por un total de 563 MW de potencia instalada, la cual se divide en cuatro parques eólicos que suman 386 MW, además de 15 centrales hidroeléctricas (80,3%), y 8 plantas termoeléctricas (96 MW), según muestran los datos del Coordinador Eléctrico Nacional. Transmisión También será un año intenso en las obras de transmisión dentro de la región, puesto que se prevé la entrada en servicio de seis proyectos en los próximos meses. El primero es la subestación seccionadora Río Toltén, de 220 kV, en la comuna de Freire, seguido de la línea de 1x220 kV que conecta la subestación Agua Buena con la subestación El Salto, en la comuna de Collipulli. Finalmente se encuentran cuatro obras proyectadas para operar a fines de año: la subestación Llaima de Frontel, en la comuna de Lautaro; la subestación seccionadora Lastarria 220/66 kV, propiedad de Transelec en Loncoche, además de las iniciativas de Besalco en Padre Las Casas, con la nueva subestación Metrenco y la nueva subestación Enlace Imperial en la comuna de Nueva Imperial. www.revistaelectricidad.cl | Marzo 2021 | Nº252

Foto: Gentileza ABB.

MERCADO ELÉCTRICO

HITACHI ABB POWER GRIDS ENTREGA SISTEMA DE CONTROL Y PROTECCIONES A PARQUE EÓLICO TOLPÁN SUR

Hitachi ABB Power Grids se enfrentó a un nuevo reto en tiempos de pandemia: suministrar el sistema de control y protección para la puesta en marcha del parque eólico Tolpán Sur, ubicado en la Región de Araucanía, y que proporcionará energía limpia a casi 137.000 hogares.

Acciona contrató a Hitachi ABB Power Grids para suministrar gabinetes de control, protección, medición y Scada para las subestaciones de ambos proyectos eólicos, además de integrar la conexión al sistema eléctrico nacional con los emplazamientos existentes en la subestación Mulchén y su puesta en marcha.

Este es uno de los dos proyectos que desarrolla la empresa española Acciona en la zona: A finales de 2019, se puso en funcionamiento el parque eólico San Gabriel y recientemente se completó la puesta en marcha de Tolpán Sur, una instalación de 84 MW, compuesta por 28 turbinas.

La energización de la línea Tolchén y la subestación Tolpán marca la puesta en marcha del parque Tolpán Sur, que se encuentra en su etapa inicial y tendrá una capacidad de generación de electricidad de alrededor de 45 MW. La línea Tolpán-Mulchén es la que transporta la energía generada en el parque eólico y la entrega al sistema en la subestación Mulchén.

“Los proyectos de energía renovable que estamos desarrollando en Chile están contribuyendo fuertemente al proceso de descarbonización de nuestra matriz energética. Ambos parques eólicos producirán energía libre de emisiones equivalente al consumo de casi 400.000 hogares chilenos”, dijo Hernán Salazar, director de Proyectos de los parques eólicos San Gabriel y Tolpán de Acciona. “Estamos orgullosos de colaborar con las soluciones de tecnologías digitales de Hitachi ABB Power Grids que nos ayudan a apoyar activamente la transformación global y la descarbonización del sistema energético”, agregó el ejecutivo. 36

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A nivel de comunicaciones, permite el funcionamiento remoto del equipo y la notificación de su estado y mediciones, como corriente, voltaje o potencia, al centro de control del cliente, Scada local y al coordinador eléctrico. Marcio Ferraz, Latin America HUB Manager de la unidad de negocios Grid Automation (GA) de Hitachi ABB Power Grids, afirmó que “estamos orgullosos de impulsar un futuro energético sostenible, con tecnologías digitales y ser el socio de elección para permitir una red más fuerte, más inteligente y verde”.

REICH DESARROLLARÁ INGENIERÍA DE DETALLES PARA PARQUE FOTOVOLTAICO WILLKA, DE METKA-EGN La empresa experta en desarrollo, construcción, e inversión en proyectos de energía solar Metka-EGN, encargó a Reich Ingeniería la realización de la ingeniería y estudios eléctricos para el diseño de las instalaciones del sistema de transmisión de la central fotovoltaica Willka, ubicada a 17 kilómetros de la ciudad limítrofe de Arica, con una capacidad instalada de 109 MW.

Foto: Gentileza Reich Ingeniería

El trabajo contempla el desarrollo de la ingeniería de detalles, incluyendo las memorias de cálculo y planos para la construcción para la subestación elevadora y su respectivo paño de interconexión, junto con el diseño de una línea de transmisión 1 x 220 kV de simple circuito trifásico con un largo de 18 km aproximadamente entre la futura S/E Elevadora Wilka y la S/E Existente Parinacota de propiedad de Transemel. Además de los estudios sistémicos requeridos para que el CEN apruebe su puesta en servicio.

MERCADO ELÉCTRICO

DESIGNACIONES AES Gener Emiliano Chaparro asumió la vicepresidencia comercial de AES Gener. Es ingeniero industrial del Instituto Tecnológico de Buenos Aires (ITBA) y cuenta con un posgrado intensivo en herramientas gerenciales (Emergin Leaders Program) de la Universidad de Virgina (Estados Unidos), Darden University.

Coordinador Eléctrico Nacional Luis Hormazábal fue designado como el nuevo gerente de Planificación y Desarrollo de la Red en el Coordinador Eléctrico Nacional. El ejecutivo es ingeniero civil mecánico de la Universidad de Concepción y anteriormente se desempeñaba como consultor en Energy Markets Consulting.

CWEEL Ana Lía Rojas fue elegida presidenta del directorio para el Council on Women in Energy & Environmental Leadership (CWEEL). Es economista de la Pontifica Universidad Católica de Chile y actualmente es socia Fundadora de la consultora EnerConnex. Se ha desempeñado en la CNE, Gamesa Chile, Saesa e Imelsa.

Mainstream Renewable Power

“Como equipo, nos sentimos muy preparados para enfrentar cada uno de los desafíos que presente el proyecto, con respecto al desarrollo de la ingeniería de detalles y sus respectivos estudios eléctricos. Cumpliendo con cada una de las normativas vigentes para cada una de las disciplinas involucradas”, aseguró Manuel Carrasco, jefe encargado de este trabajo en particular. Por su parte, el Director de Desarrollo para la región LATAM en Metka-EGN, Luis Laguna, agregó que “el soporte técnico robusto, ágil, y de alta calidad que nos ha provisto Reich en el proyecto Willka nos tiene muy satisfechos; esperamos seguir contribuyendo con Reich en la finalización exitosa de este proyecto así como en los otros proyectos en nuestro portafolio en Chile que totalizan al día de hoy cerca de 950MWp de capacidad en desarrollo”. Con la participación en este tipo de proyectos, Reich ingeniería reafirma su compromiso con el medio ambiente y está alineado con el objetivo de un Chile sustentable basado en energía eléctrica mediante fuentes renovables.

Mainstream Renewable Power nombró a Nicolás Laumet como nuevo como director de Servicios Técnicos para Latinoamérica. Es ingeniero civil eléctrico con más de 14 años de experiencia en la construcción de proyectos ERNC y se desempeñaba como Portfolio Project Manager de la cartera de proyectos solares de la empresa en Chile.

Reich Ingeniería Carlos Reich es el nuevo gerente de Finanzas de Reich Ingeniería. Es ingeniero Civil en Minas y Magíster en Administración de Empresas de la Pontificia Universidad Católica de Chile. Tiene 25 años de trayectoria laboral, siendo anteriormente gerente de Administración y Finanzas en JEJ Ingeniería, y gerente de Activos y Líder de Excelencia Operacional en Orica Latam.

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Índice Avisadores

ABB S.A.

ABB Power Grids Chile S.A. Bac Ingenieros

Tapa Cuatro

Tapa Cuatro 12

Grupo Editorial B2B Media GroupEditec SpA Ricardo CortésSolís D. A. •• Presidente: Gerente General: Cristián Cristián SolísCortés A. •• Gerente Gerenta General: Comercial: Alejandra L. Adm. y Finanzas: Víctor Vicuña C.Paula Moraga P. •• Gerente Encargada Control y Gestión Comercial: • Gerenta Comercial: Alejandra Cortés L. • Subgerente de Ventas: Alvaro Muñoz A. CHILE • CHILE Francesca Massa, Ejecutiva Comercial.

• Francesca Massa, Ejecutiva de Negocios E-mail: fmassa@b2bmg.cl E-mail: fmassa@editec.cl Tel.: +56 2 2757 4289, +56 9 74790735 Tel.: +56 2 2757 4289, +56 9 74790735

CMI Universidad de Chile

• Juanita Muñoz, Ejecutiva Comercial. • Juanita Muñoz, Ejecutiva Telemarketing E-mail: jmunoz@b2bmg.cl E-mail: jmunoz@editec.cl Tel.:+ 56 2 2757 4226 Tel.:+ 56 2 2757 4226

Conecta Ingeniería S.A.

Editec Ferias y Conferencias

CM3- Energia

B2B Inteligencia de Mercados Catastro de Proyectos Mineros 2020-2029

Calendario Conferencias B2B 2021

Electricidad Newsletter Elecgas 2019

Exponor 2019

Electromov

Foro Apemec 2019

Reich Ingenieria Ltda. Forosur 2019

Inteligencia de Mercados

Tapa Dos

Tapa Tres

Tapa Tres 30

Tapa Dos

RHONA 30 RHONA S.A.

SiemensTransformadores Energy INC Tusan S.A. UNHOLSTER S.A.

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Nº252 Nº230 ||Marzo mayo 2021 2019 | www.revistaelectricidad.cl

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