Editorial

SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL

Vista del campo de heliostatos de Cerro Dominador.

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.

Foto: Gentileza Cerro Dominador. 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 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.”.

“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.

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).

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.

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

Obras del proyecto fotovoltaico Sol de Los Andes en la Región de Antofagasta.

Foto: Archivo ELECTRICIDAD .

Claudio Seebach, presidente ejecutivo de Generadoras de Chile. 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 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 Seebach, esta fuente energética “no sólo sigue siendo hoy la principal fuente de energía renovable en nuestro país, sino que es una de las principales fuentes de flexibilidad para la operación del Sistema Eléctrico Nacional, lo que a su vez permite incorporar de mejor manera las fuentes de energía renovable variable, como solar fotovoltaica y eólica”.

Y añade: “Es de esperar que en el futuro, este rol sea compartido por otras fuentes y tecnologías, 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 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.

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

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.

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

Foto: Archivo ELECTRICIDAD .

Danilo Zurita, director ejecutivo de GPM-A.G 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 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 de proyectos en construcción que entrarían en marcha durante este ejercicio.

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. 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).

Estos son los principales proyectos que deberían entrar en servicio: • Subestación seccionadora Centinela 220 kV y extensión de la línea 1×220 kV y la extensión de la línea 1×220 kV Encuentro-

El Tesoro para reubicar la conexión desde la subestación El

Tesoro a la subestación Centinela de 220 kV, cargo de Centinela

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

Saesa. • 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

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

Transelec. • Subestación Nueva Ancud, de 220 kV, a cargo de Transelec. • Línea 2×500 kV Pichirropulli- Nueva Puerto Montt, energizada en 200 kV.

Foto: Gentileza Transelec.

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

Foto: Gentileza Enel Chile.

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”.

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

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

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

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

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”.

• 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. • 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.

1CAMPOS DEL SOL

Propietario : Enel Green Power Chile Región : Atacama Tecnología : Solar FV Capacidad : 321 MW Inversión : US$382 millones

2SANTA ISABEL-ETAPA I

Propietario : Total EREN Región : Antofagasta Tecnología : Solar FV Capacidad : 200 MW Inversión : US$158 millones

3MALGARIDA 1 Y 2

Propietario : Acciona Región : Atacama Tecnología : Solar FV Capacidad : 132 MW Inversión : US$190 millones

5MALLECO

Propietario : WPD Región : La Araucanía Tecnología : Eólica Capacidad : 273 MW Inversión : US$410 millones

7CALAMA

Propietario : Engie Región : Antofagasta Tecnología : Eólica Capacidad : 153 MW Inversión : US$151 millones

4VALLE ESCONDIDO

Propietario : Mainstream Renewable Power Chile Región : Atacama Tecnología : Solar FV Capacidad : 138 MW Inversión : US$105 millones

6TCHAMMA

Propietario : Mainstream Renewable Power Chile Región : Antofagasta Tecnología : Eólica Capacidad : 239 MW Inversión : US$155 millones

8LLANOS DEL VIENTO

Propietario : Mainstream Renewable Power Chile Región : Antofagasta Tecnología : Eólica Capacidad : 245 MW Inversión : US$156 millones

CONTACTO:

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

Con más de 30 años de trayectoria en el desarrollo de proyectos, estudios eléctricos y de regulación, tanto a nivel nacional como internacional, cuenta la empresa Reich Ingeniería.

“Nuestra compañía entrega asesoría integral a los clientes en materia de conexión al sistema integrado, ya sea en media o alta tensión, con especial énfasis en los últimos años en las energías renovables no convencionales”, afi rma Marta Baraona, Directora y quien fundó la fi rma, junto a su esposo Federico Reich.

“La ventaja comparativa de nuestra empresa y que ha permitido que a la fecha haya realizado exitosamente más de 600 proyectos, es su velocidad de respuesta ante los requerimientos de los clientes”, asevera la ejecutiva.

A esto se suma la experiencia y dedicación de un califi cado equipo compuesto por más de 50 ingenieros civiles eléctricos y estructurales, proyectistas y dibujantes, entre otros profesionales del área.

José Ignacio Serrano, Gerente General de Reich Ingeniería, indica que “apoyamos a nuestros clientes desde el inicio, buscando alternativas de conexión para sus proyectos, y les preparamos la información que requieren para presentar ante organismos como el Coordinador Eléctrico Nacional, la Comisión Nacional de Energía o algún tercero”. La asesoría integral que presta la fi rma va desde desarrollo de estudios de factibilidad de conexión, donde evalúa las alternativas técnico-económicas para determinar el mejor punto de inyección, hasta las distintas etapas que tiene un proyecto de transmisión.

También ofrece soporte a la ingeniería que requieren las empresas para cumplir con las tramitaciones ambientales, solicitar las conexiones y las concesiones eléctricas.

“Cuando el proyecto ya tiene esas autorizaciones empieza la etapa de construcción, y ahí los apoyamos en el desarrollo de la ingeniería de detalle y los estudios de interconexión”, precisa Serrano.

Reich Ingeniería ofrece asimismo servicios de consultoría en estudios de tarifi cación del sistema troncal, elaboración de especifi caciones técnicas, bibliotecas de datos y revisión de ofertas técnicas para el Coordinador Eléctrico Nacional, aprovechando el know how adquirido.

Serrano afi rma que han apoyado a la Comisión Nacional de Energía en la generación de anexos técnicos, y al Ministerio de Energía en la determinación de los requerimientos y necesidades para defi nir las nuevas franjas de servidumbre. “También a las transmisoras que tienen proyectos de expansión, o que necesitan ingeniería de contraparte para que revisen los proyectos que se están conectando a sus instalaciones. Y a faenas mineras que tienen sus propios sistemas de transmisión, o de impulsión de agua que requieren suministro eléctrico”, añade.

Reich Ingeniería participa activamente 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 fi rma.

“Le hemos prestado servicios a prácticamente todo el mercado eléctrico. Tanto a empresas de generación que necesitan conectar el proyecto como a compañías industriales que requieren consumir energía desde el sistema”, resalta.

La fi rma estuvo presente, por ejemplo, en el aumento de capacidad de Alto Jahuel-Lo Aguirre, efectuado en conjunto con Power China, línea de 500 Kv que atraviesa la Región Metropolitana y que interconecta dos de las subestaciones más importantes del Sistema Eléctrico Nacional.

Foto: Gentileza EnerConnex.

socia fundadora de EnerConnex

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 subestaciones claves en el norte, costos y beneficios competitivos en comcomo Nueva Maitencillo, Punta La oportunidad se abre para paración con infraestructura tradicional. Colorada y Nueva Pan de Azúcar que el Coordinador Eléctrico 220kV anunciadas para el 2022, a impulse un plan de sistemas de La oportunidad se abre entonces para lo que se agrega que en transmisión almacenamiento para usarlas que el Coordinador Eléctrico impulse un zonal de ejecución obligatoria hay 22 como líneas de transmisión plan de sistemas de almacenamiento obras de transmisión con retardos. virtual. para usarlas como líneas de transmisión 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 esto detiene, retrasa y encarece las obras de transmisión. transmisión - en una oportunidad, satisfaciendo el déficit de 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.

ACENOR

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.

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 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.

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.

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-

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.

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

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.

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-

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.

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. Foto: Gentileza Acenor.

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 %.

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

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.

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.

Un 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 confi ables 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 fi rma 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 específi cos, 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 confi abilidad.

Esta confi abilidad se logra a través de la inclusión del Sensformer, concepto que la fi rma 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 afi rma que se trata de inversiones que generarán benefi cios económicos a las empresas, dado que frente al indicador global de huella de 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 confi abilidad de sus equipos”, sostiene. En ese sentido, Cantor explica que el modelo de negocios de la fi rma 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.