Revista Electricidad 260

NOVIEMBRE

260 2021 | Año 30 www.revistaei.cl

Servicios Complementarios: rumbo a espacios de mejora

Entrevista Central: Daniel Gómez, gerente de Regulación de Enel Chile

Informe Técnico: Los desafíos en el crecimiento de las subestaciones eléctricas en el sistema

Nuevo reglamento de potencia en tierra derecha

ADQUIERA EL MÁS COMPLETO, ÚTIL, CONFIABLE Y ACTUALIZADO MATERIAL DE CONSULTA DE LA COMUNIDAD DEL HIDRÓGENO VERDE

ESTUDIO DEL HIDRÓGENO VERDE EN CHILE Y EL MUNDO

NUEVO ESTUDIO DEL HIDRÓGENO VERDE EN CHILE Y EL MUNDO

El estudio proporciona una valiosa herramienta para quienes requieran información sobre el sector Hidrógeno Verde en Chile y el mundo.

Chile ha sido caracterizado como uno de los principales países donde se puede producir el hidrógeno verde (H2V) más económico del mundo, debido al costo nivelado de su producción basada en energía solar fotovoltaica y eólica en los sitios con mayor potencial de este tipo de energía, como son Atacama y Patagonia, respectivamente.

Español

LA PRIMERA VERSIÓN DEL ESTUDIO DEL HIDRÓGENO VERDE EN CHILE Y EL MUNDO 2021 INCLUYE: CAPÍTULO 1: HIDRÓGENO VERDE, CONCEPTOS CLAVES

CAPÍTULO 2: MERCADO DEL HIDRÓGENO VERDE

CAPÍTULO 4: PRINCIPALES PAÍSES EN DESARROLLO DE ESTRATEGIAS PARA LA PRODUCCIÓN DE HIDRÓGENO VERDE

CAPÍTULO 5: PLANTAS DE PRODUCCIÓN DE HIDRÓGENO

VENTAS

IMERCADOS@B2BMG.CL INTELIGENCIA DE MERCADOS

TEL. +56 2 2757 4294

CAPÍTULO 3: CHILE Y SU ESTRATEGIA PARA EL HIDRÓGENO VERDE CAPÍTULO 6: MARCO REGULATORIO

Entrevista Central

Daniel Gómez, gerente de Regulación de Enel Chile

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Carolina Zelaya, socia fundadora de ZeBra Energía

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Editorial

Energía CEO Meeting 2021: “Chile tiene la oportunidad de producir el hidrógeno verde más barato del mundo”

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Columna de Opinión Pablo Tello, asesor técnico del Programa Energía Renovables Eficiencia Energética de la GIZ

Visión Experta

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Expomin 2021 El positivo escenario para el desarrollo de la electromovilidad

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Potencia Regional Los Lagos: Territorio que avanza a una vocación eólica

Informe Técnico Los desafíos en el crecimiento de las subestaciones eléctricas en el sistema

NOVIEMBRE

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Informe Técnico La realidad en el arriendo de las subestaciones móviles Energía Mercado eléctrico: la propuesta de introducir mercado vinculante del día anterior

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Energía Nuevo reglamento de potencia en tierra derecha

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Energía El impacto del proyecto de ley que regula la construcción de parques eólicos

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Mercado Eléctrico

Energía Estrategia Nacional de Electromovilidad busca cambiar ley de generación distribuida

Foto: Gentileza Carolina Zelaya.

Foto: Gentileza Enel Chile.

Sumario

Nº 260 | NOVIEMBRE 2021 | Revista Electricidad | ISSN 0717-1641

2021 | Año 30 www.revistaei.cl

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

Servicios Complementarios: rumbo a espacios de mejora

Director Revista Electricidad: Roly Solís B2B MEDIA GROUP Gerente General: Cristián Solís Editor General: Roberto Valencia Periodistas: Daniel Rojas, Aracelly Pérez-Kallens, Mylena Jeldes, Jeremías Roa Entrevista Central: Daniel Gómez, gerente de Regulación de Enel Chile

Informe Técnico: Los desafíos en el crecimiento de las subestaciones eléctricas en el sistema

Centro de control de EnorChile.

Foto: Gentileza EnorChile.

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

Nuevo reglamento de potencia en tierra derecha

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www.revistaelectricidad.cl | Noviembre 2021 | Nº260

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Exhibición Internacional de Tecnologías e Innovaciones para la Industria Minera y Energética.

20 AL 23 DE JUNIO DE 2022 Antofagasta, Chile.

¡YA ABRIMOS RESERVAS!

SOCIOS ESTRATÉGICOS:

PATROCINAN:

MEDIOS OFICIALES:

Editorial

COP 26: las medidas

de Chile en sintonía con el compromiso internacional LOS COMPROMISOS ALCANZADOS en la COP 26 para impulsar

líder Global de Operaciones e Infraestructura de AES, Bernerd

acciones destinadas a la reducción de emisiones de carbono,

Da Santos, en el anuncio dado a conocer por la empresa para

y así contribuir a mitigar el calentamiento global, nuevamente

impulsar inversiones por más de US$400 millones para desarrollar

resaltaron la necesidad de avanzar hacia este objetivo de manera

proyectos de almacenamiento con baterías en Chile, con lo cual

gradual y ordenada, donde cada país va desarrollando su hoja

se busca llegar a 300 MW de potencia instalada a 2023.

de ruta de forma organizada, como es el caso de Chile, a través de todas las medidas que se presentaron a nombre del país en

Esta iniciativa es clave para acelerar el retiro de las centrales

la conferencia internacional, donde entregó la presidencia de

a carbón, sin aumentar el riesgo en la seguridad del Sistema

la COP 25.

Y es que la actualización de la NDC nacional, además de otras iniciativas como la Ley de Cambio Climático, con una Estrategia Nacional sobre el tema, anunciada por el Ministerio de Medio Ambiente, es una de las

Es así como estos compromisos mostrados por el país en la COP 26 refuerzan el trabajo que se viene realizando desde 2017 para avanzar en la descarbonización del sistema eléctrico. principales respuestas

del país frente a este desafío, en que el sector energético tiene un rol protagónico.

Eléctrico Nacional, pues estas tecnologías son capaces de otorgar estabilidad a la red, en los momentos en que se requiera de una generación de respaldo continua, que se complemente con la generación a gas natural. El

almacenamiento también es crucial para fortalecer la transmisión, que es la otra viga maestra que se necesita en este proceso.

Es así como estos compromisos mostrados por el país en la COP

Así lo dejo entrever el ministro de Energía, Juan Carlos Jobet, durante

26 refuerzan el trabajo que se viene realizando desde 2017 para

la cita mundial, donde Chile se integró al Powering Past Coal Alliance

avanzar en la descarbonización del sistema eléctrico, por lo que

(PPCA), una coalición de gobiernos, empresas y organizaciones que

se requiere profundizar otras acciones reemplazar el consumo

trabajan para avanzar en la transición de la generación de energía

de combustibles fósiles en la matriz secundaria, donde también

a base de carbón a una energía limpia y renovable.

se están dando algunos pasos concretos.

Según la máxima autoridad, se está trabajando para que en el

Con esto el sector energético está demostrando que la colaboración

territorio nacional se pueda adelantar el retiro total del carbón a

público-privada es primordial para producir estos cambios en el

2030, donde se prevé la salida del 65% de las centrales que

mediano plazo, lo cual además ratifica que es el rumbo adecuado,

usan este combustible fósil para 2025, lo que significaría el cese

considerando las actuales condiciones del sistema eléctrico

de todas las centrales a carbón en Puchuncaví y del 80% en

local, siendo también un elemento central que el Senado debe

Mejillones para esa fecha.

considerar en la tramitación del proyecto de ley que busca un cierre total del parque generador para 2025, sin tomar en cuenta

Posteriormente Jobet acompañó al vicepresidente ejecutivo y

otro tipo de resguardos. www.revistaei.cl | Noviembre 2021 | Nº260

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Reportaje Central

EVALUACIÓN

Servicios Complementarios: rumbo a espacios de mejora

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Nº260 | Noviembre 2021 | www.revistaei.cl

Foto: Gentileza IMF.

Reportaje Central

EN ENERO DEL AÑO PASADO entró en vigencia el nuevo régimen de Servicios Complementarios, al cual se le han realizado una serie de cambios en los últimos 12 meses, especialmente en el mecanismo de las subastas, siendo consideradas como un avance por parte de la autoridad y de gremios del sector.

Sin embargo, a juicio de los actores consultados por ELECTRICIDAD, todavía se advierten espacios de mejora, para darle cabida a los

Centro de operaciones de Cerro Dominador.

distintos agentes del mercado, en vista a la mayor participación que están teniendo los desarrolladores de energías renovables variables en el Sistema Eléctrico Nacional.

En el último tiempo el Panel de Expertos también se ha pronunciado en este tema, recogiendo solicitudes de empresas en torno al impacto que provoca el nuevo régimen. Y es que, de acuerdo con un estudio de Systep Ingeniería, durante el año pasado se anotó un aumento de 250% en los costos totales, pasando de $13.570 millones en 2019 a $47.516 millones, en 2020.

Evaluación José Venegas, secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), tiene una evaluación positiva del actual régimen, señalando que “como todo nuevo mercado, requiere de tiempo para su madurez, lo cual depende de las gestiones de todos los agentes y de las adecuaciones regulatorias que se han ido introduciendo gracias al monitoreo de la propia CNE y del Coordinador Eléctrico Nacional”.

Para los actores del sector, el nuevo régimen puede seguir perfeccionándose para así adaptarse a los actuales requerimientos de la transición energética, como la participación de nuevas tecnologías para su prestación, además de ver cómo se inserta la competencia en este mercado.

“Creemos que la industria se ha ido adaptando adecuadamente, y ha acogido bien las adecuaciones hechas a fines del año pasado a la estructura de la remuneración de los servicios asociados al control de frecuencia”, afirma.

Según la autoridad, el Coordinador Eléctrico “ha estado permanentemente monitoreando las condiciones de competencia de este mercado.

Prueba de ello es que durante septiembre de 2020 incluso tomó la decisión de suspender las subastas del servicio de control secundario www.revistaei.cl | Noviembre 2021 | Nº260

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Reportaje Central

y terciario de frecuencia, lo cual, entre otros elementos, contribuyó a modificar los aspectos remuneracionales, de tal forma de asignar adecuadamente los riesgos que los agentes enfrentan al participar de las subastas, con la consecuente baja esperada de precio de las ofertas”.

El actual régimen de Servicios Complementarios fue objeto de ciertas discrepancias presentadas por empresa mineras, especialmente en cuando a los pagos realizados por este servicio, materia que debió ser vista por el Panel de Expertos.

Foto: Archivo

B2B Me dia Gr

p. uo

“Adicionalmente, el Coordinador se encuentra actualmente en el proceso de verificación de instalaciones para la prestación de los Servicios Complementarios y se espera que mientras más agentes se verifiquen, mayor será la profundidad de la competencia en este mercado”, precisa.

El pronunciamiento del Panel de Expertos sobre los pagos por SSCC

Gremios En el sector privado reconocen los avances llevados a cabo por el Coordinador Eléctrico con las medidas implementadas a fines del año pasado, aunque plantean la necesidad de seguir copando los espacios de perfeccionamiento en el mercado.

A su juicio, “la posibilidad de usar las subastas de SSCC y así influir en la determinación del costo marginal es lo que se debe desterrar del procedimiento: cualquier alteración que se pueda hacer del mercado de energía impacta de sobremanera a las tecnologías renovables y aquellas que tienen como principal ingreso el costo marginal. Como pequeños y medianos generadores, velamos porque la competencia sea el principal driver en el diseño y operación de mercados energéticos, y así tener la cancha pareja para poder competir en igualdad de condiciones”.

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Foto: Archivo

B2B Me dia Gr

p. ou

Para Danilo Zurita, director ejecutivo de GPM A.G., es imperativo apuntar hacia un mercado de ofertas de SSCC que consideren el análisis sobre el nivel y condiciones de competencia internas que existen. “En el intertanto se deben mejorar las condiciones para la realización de subastas, el Coordinador ya dio algunos pasos en ese camino durante este año. Aun así, mientras no existan las condiciones deberían suspenderse las subastas”.

José Venegas, secretario ejecutivo de la CNE.

La discrepancia fue impulsada por la Asociación de Clientes Eléctricos No Regulados (Acenor A.G.) y el Consejo Minero, siendo formalmente presentada por Anglo American Sur, Compañía Minera Collahuasi y Compañía Siderúrgica Huachipato. El principal motivo al que respondió es que el Coordinador Eléctrico Nacional “no estaba evaluando el desempeño de los proveedores de algunos servicios complementarios”.

El fallo del Panel indica que, de acuerdo con la normativa eléctrica, el pago de los SSCC depende de su correcta prestación, la que se evalúa a través de la aplicación de factores de desempeño, más allá de si estos servicios se materializan, a través de licitaciones o subastas o por instrucción directa del Coordinador. “En definitiva, si el servicio no se presta de manera adecuada, ello debe reflejarse en su remuneración, algo que el Coordinador no estaba considerando en algunos componentes de costos de estos servicios”, indica Javier Bustos, director ejecutivo de Acenor A.G. “Este dictamen beneficia a todos los clientes libres y su aplicación permitirá una reducción promedio de al menos 2 millones de dólares mensuales en el pago por SSCC. Esto vendría a representar una reducción promedio de al menos 0,5 USD/MWh mensuales”, explica el ejecutivo.

“A pesar de que las empresas discrepantes solicitaron que se revisaran los balances anteriores, de enero de 2020 a mayo de 2021, el Panel consideró que la oportunidad para dichas revisiones se encontraba fuera de plazo”, informó el gremio.

Danilo Zurita, director ejecutivo de GPM-A.G.

De acuerdo con el representante de los pequeños y medianos generadores, los cambios hechos por el organismo coordinador “apuntan a disminuir el poder de los agentes, pero no garantizan la operación al mínimo costo, así que mientras eso no pase, nuestro mensaje es la detención de las subastas, y así impedir que el mercado de SSCC pueda usarse como plataforma de alteración de los costos marginales”.

Foto: Gentileza EnorChile.

Reportaje Central

Carlos Finat, director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera A.G.), también recalca los espacios de mejora para el régimen de SSCC, especialmente desde el punto de vista de la participación de los desarrolladores ERNC, la cual califica como “prácticamente nula” en la actualidad.

Centro de Control de EnorChile.

“Pensamos que se debe hacer un esfuerzo regulatorio con el fin de que estas fuentes sean atraídas para participar de él. Las centrales

En el último tiempo el Panel de Expertos también se ha pronunciado en este tema, recogiendo solicitudes de empresas en torno al impacto que provoca el nuevo régimen. Y es que, de acuerdo con un estudio de Systep Ingeniería, durante el año pasado se anotó un aumento de 250% en los costos totales, pasando de $13.570 millones en 2019 a $47.516 millones, en 2020.

renovables son muy competitivas y tienen márgenes muy estrechos. El de SSCC es un mercado en el cual tienen muy baja participación por una serie de condiciones y, por lo tanto, es una oportunidad perdida de recibir flujos de pagos adicionales”, asegura.

En su opinión, “es totalmente factible que las ERNC, como la solar fotovoltaica o la eólica, proporcionen servicios complementarios al Sistema Eléctrico Nacional y, en muchos casos, lo pueden hacer con significativas ventajas técnicas por sobre las tecnologías de generación termoeléctrica a carbón o gas e hidroeléctricas”.

Para ello, menciona la importancia que tiene el uso de la electrónica de potencia: “Al no haber elementos como las válvulas y actuadores electromecánicos, que usan las centrales convencionales, y no tener las limitaciones de respuesta propias de los sistemas termoeléctricos, los elevados tiempos de respuesta y la precisión www.revistaei.cl | Noviembre 2021 | Nº260

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Reportaje Central

de esta tecnología es una ventaja significativa en la velocidad de respuesta frente a perturbaciones en el sistema”.

Finat plantea la necesidad de que el Coordinador Eléctrico profundice el desarrollo de un proyecto de “incorporación acelerada de SSCC proporcionados por centrales solares y eólicas y sistemas de almacenamiento”, argumentando que esto responde “al alto nivel de penetración de energía solar y eólica que tiene Chile, en que tenemos la oportunidad de ser de los primeros sistemas eléctricos en utilizar masivamente servicios complementarios provistos por centrales ERNC fotovoltaicas y eólicas”.

En el sector privado reconocen los avances llevados a cabo por el Coordinador Eléctrico con las medidas implementadas a fines del año pasado, aunque plantean la necesidad de seguir copando los espacios de perfeccionamiento en el mercado.

Foto: G entil eza Ac era .

Clientes libres En el sector de clientes libres industriales es donde se ha hecho un seguimiento más sistemático al actual régimen de SSCC, como comenta el director ejecutivo de la Asociación de Clientes Eléctricos No Regulados (Acenor A.G.), Javier Bustos: “Estamos monitoreando de cerca la evaluación de este mercado, debido a que los pagos para remunerarlos se efectúan por la demanda, o bien por los generadores a prorrata de la demanda, lo que facilita su traspaso directo a ésta”.

Según el ejecutivo, en este sector, desde enero de 2020 a agosto de 2021, los pagos han pasado de US$5 millones a cerca de US$35 millones mensuales por SSCC, principalmente por control de frecuencia. “De esta manera, el pago de SSCC se ha convertido en una carga cada vez más pesada para los clientes, sin que puedan hacer nada al respecto ya que no participan en el mercado de proveedores de control de frecuencia, por ejemplo, ni tampoco pueden anticipar cuál será el cargo mensual que 8

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Foto: Gen tileza Ace no rA

.

G.

El representante gremial concuerda con los otros actores en que existen espacios de mejora “dado que los costos han ido al alza, sin que veamos que por ello el sistema eléctrico sea más seguro o eficiente, ni se hayan efectuado inversiones que justifiquen mayores costos o que hayan ingresado nuevos prestadores de SSCC”.

Carlos Finat, director ejecutivo de Acera A.G.

deberán abonar periódicamente. Los clientes contratan suministro a largo plazo, por lo que, si una fracción relevante de su facturación se vuelve muy incierta, esto les genera problemas relevantes en sus operaciones y en sus decisiones de planificación. Todo esto termina impactando negativamente en la competitividad de la industria nacional”, explica.

Bajo su análisis, “existen factores estructurales que hay que tener en cuenta, ya que estos aumentos significativos se dan en un escenario donde los SSCC son prestados, casi completamente, por las mismas centrales convencionales que estaban presentes antes del inicio del mercado de SSCC en enero de 2020, con un reducido número de empresas oferentes y la mayor parte de las subastas que terminan desiertas. Por lo tanto, hay razones de corto plazo para el alza, pero más nos preocupa el diseño del mercado de SSCC”.

Para el representante gremial, una de las soluciones es avanzar hacia la implementación de mecanismos “para compatibilizar adecuadamente la mayor demanda de SSCC con el costo que representan para el sistema mediante la incorporación de mercados day ahead o del día anterior”.

Javier Bustos, director ejecutivo de Acenor A.G.

“En el mercado day ahead se asumen compromisos financieros firmes para todas las unidades de generación y la demanda durante las 24 horas del día siguiente, en que los proveedores envían las curvas de oferta de energía y reservas para SSCC de cada unidad de generación a cada hora del día siguiente y los comercializadores de electricidad presentan curvas de demanda para cada hora del día siguiente. Estos compromisos diarios no requieren que una unidad de generación

Reportaje Central

suministre la cantidad vendida en el mercado diario. Sólo se requiere comprar cualquier déficit de suministro de energía en el mercado en tiempo real en ese mismo lugar”, explica.

Foto: Gentileza Coordinador Eléctrico.

Para el ejecutivo, de esta manera, “se recompensan a los recursos por la previsibilidad de su producción, por ejemplo, incentivando la incorporación de almacenamiento. Adicionalmente, para la operación del sistema, el Coordinador probablemente necesite menos SSCC para mantener el equilibrio entre el suministro y la demanda de energía en una hora”.

Futuro Las perspectivas a futuro con el régimen de SSCC es que exista una mayor participación de todas las tecnologías generadoras en el sistema eléctrico.

José Venegas sostiene que la expectativa de la CNE es que el proceso de verificación se realice de acuerdo con el cronograma establecido por el Coordinador, pues “ciertamente esperamos que cada vez más energías renovables puedan competir por los servicios complementarios en base a sus ventajas tecnológicas”.

Desde la vereda privada, tanto Carlos Finat como Danilo Zurita coinciden en la necesidad de mirar el desarrollo de este tema desde un punto de vista sistémico y no aislado. Y es que, a juicio del director ejecutivo de GPM, "la creciente necesidad por esos servicios, es consecuencia de una nueva realidad operacional que enfrenta tanto Chile como muchos otros países”.

“El diseño de mercado no está mirando hoy la transición energética, ya que fue diseñado para otra realidad operacional, por eso la solución debe tender a verse a nivel sistémico con análisis profundo de un nuevo diseño de mercado, tendiente a reconocer los atributos de flexibilidad”, asevera.

Similar postura tiene Javier Bustos: “La energía renovable variable obliga a disponer de mayor cantidad de SSCC que nos permitan complementar el suministro de energía y potencia. Por ello es tan relevante que se diseñe un mercado que funcione eficientemente. Por una parte, que incorpore nuevos oferentes,

Instalaciones de control del Coordinador Eléctrico Nacional.

aumentando la competencia. Por otra parte, que recompense a aquellos recursos que tienen mayor previsibilidad, de manera de no aumentar innecesariamente la demanda por SSCC”.

Conclusiones • El actual régimen de Servicios Complementarios se apresta a cumplir dos años de vigencia, periodo en el cual se han producido ajustes que son valorados por los actores del sector eléctrico, aunque piden nuevos cambios para perfeccionar este mercado.

• El sector de clientes libres industriales ha verificado un aumento en los costos, con el actual régimen, por lo que piden cambios en su diseño.

• Mientras el Coordinador Eléctrico actualmente realiza un proceso de verificación de instalaciones para la prestación de los Servicios Complementarios, en que se espera la inclusión de más actores en este mercado, en el sector privado piden avanzar hacia otros diseños que mejoren su eficiencia.

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PUBLIRREPORTAJE

Servicios Complementarios: nueva fuente de desarrollo de negocios en proyectos energéticos Hitachi Energy participó en el desarrollo de los SSCC como miembro del consejo técnico asesor para la redacción del reglamento técnico, a partir de su larga historia y un amplio porfolio de productos y soluciones.

La red eléctrica se enfrenta a un rápido aumento en la generación de energía distribuida impulsada por las energías renovables, y los cambios en el comportamiento de los consumidores (cargas) que conforman la demanda. En 2020, se introdujo en Chile una nueva regulación llamada Servicios Complementarios (SSCC), generando un mercado para proveer prestaciones al sistema eléctrico nacional (SEN), preservando la seguridad del servicio y garantizando la operación más económica y de calidad para el conjunto de instalaciones, cumpliendo así con el estándar de código de red (por ejemplo, en chile; NTSyCS) que regula técnicamente el funcionamiento del Sistema Eléctrico Nacional (SEN).

qué tecnología se puede utilizar para cumplir con los requisitos.

Los SSCC tienen como objetivo potenciar la red eléctrica en Chile y, por lo tanto, mejorar su confiabilidad y disponibilidad.

Su diseño compacto y modular cubre una amplia gama de tamaños de potencia (kW) y energía (kWh), tanto para instalaciones interiores como exteriores.

Su interfaz plug-and-play proporciona un control y monitoreo completos de la operación de carga / descarga de la batería a través de cualquier plataforma de Gestión de Energía (EMS) de nivel superior que desee instalar el cliente o que se encuentre previamente en operación.

Regulación de los Servicios Complementarios Los SSCC regulan la forma en que los coordinados, inversionistas y las partes interesadas dentro de la red eléctrica, brindan los atributos solicitados por el coordinador independiente del sistema Nacional (CEN) para equilibrar la red, algunos de estos son regulación de voltaje, regulación de frecuencia y el respaldo a la red eléctrica en casos de contingencias. Cada uno de estos atributos será provistos a través de servicios a la red.

Modelo de negocio para ofrecer servicios complementarios a la red El CEN prepara anualmente un informe preliminar de propuesta de Servicios complementarios. El informe prioriza la utilización de los recursos existentes del sistema (por ejemplo, almacenamiento de energía, bancos de condensadores y máquinas de generación de energía existentes), además inversiones adicionales que se incorporarán dentro del Sistema Eléctrico Nacional. El informe, así como también el Estudio de Costos de los Servicios complementarios del CEN, sirven como las señales clave para que las partes interesadas evalúen cómo pueden generar flujos de caja de inversiones futuras. Estos insumos les permiten decidir su estrategia en el desarrollo de proyectos potenciales, y

Los equipos asociados a la implementación de servicios complementarios para proporcionar funciones de equilibrio de red, regulacion de frecuencia, regulacion de voltaje y respaldo, involucrando tecnologías tanto activas como pasivas.

Por ejemplo: PQpluS Sistema de almacenamiento de energía con baterías El PQpluS es un sistema de almacenamiento de energía con baterías (sigla en inglés BESS) totalmente integrado equipado con uno o varios inversores PQstorI bidireccionales, rack de baterías de ion-litio y control automatizado.

El PQpluS es adecuado para operar en aplicaciones conectado a la red para cargando y descargando la batería para apoyar la operación de instalaciones comerciales e industriales (C&I), apoyar el desarrollo de infraestructura de movilidad eléctrica y servicios públicos para reducir demandas máximas en la red, maximizar el autoconsumo solar o proporcionar servicios de red.

De Izq. a Der.: Patricio Pavez, Gerente de Alta Tensión; Mauricio Mazuela, Gerente General y Guillermo Vásquez, Sales Specialist de HV & Power Quality Products.

Banco de condensadores cerrados metálicos serie A-E: La serie A-E es un tipo de banco de condensadores cerrados de metal (MECB) diseñado para proporcionar potencia reactiva distribuida para redes de media tensión. El MECB consiste en un banco de condensadores de uno o más etapas de potencia, ya sea fijas o conmutados que consisten en, unidades capacitivas, reactores, fusibles, contactores y accesorios de soporte. El diseño optimiza el impacto de la instalación del equipo en terreno y es ideal en aplicaciones urbanas donde el espacio es escaso. El diseño encapsulado tipo gabinete, está diseñado para entornos hostiles y garantiza una alta protección (por ejemplo, IP55 e IP65), así como protección contra explosión por arcos de cortocircuitos (de acuerdo con IEC 62271-200), lo que lo convierte en un diseño excepcionalmente seguro.

El MECB proporciona potencia reactiva para soportar voltajes de red y es una solución ideal para aplicaciones en parques de generación de energía renovable (por ejemplo, viento), así como también en aplicaciones industriales, como, por ejemplo, minería.

Los servicios complementarios a la red (SSCC), en Chile tienen como objetivo facilitar el aumento de la capacidad de la red eléctrica en Chile y, por lo tanto, mejorar su confiabilidad y disponibilidad.

Los servicios complementarios a la red crearán oportunidades para desarrollar nuevos proyectos que ofrezcan principalmente regulación de voltaje y frecuencia de la red. Hitachi Energy tiene una larga historia y un amplio porfolio de productos y soluciones, así como las capacidades técnicas para apoyar a las partes interesadas en la implementación de servicios complementarios.

Columna de Opinión

Foto: Gentileza GIZ.

Por Pablo Tello, asesor técnico del Programa Energía Renovables Eficiencia Energética de la GIZ

Combustión dual

hidrógeno-diésel EN INSTANCIAS COMO LA COP 26 (re)surgen múltiples soluciones tecnológicas que aportan a los objetivos mundiales de reducción de gases de efecto invernadero. Este último año ha sido el caso del hidrógeno verde y sus múltiples aplicaciones, las cuales aparecen en las distintas agendas de conversación temática, desde la discusión energética hasta como un catalizador de la recuperación económica mundial post Covid-19.

La primera solución llamada “modo supervisor” implica incorporar un sistema de control para la inyección de hidrógeno por la entrada de aire hacia la cámara de combustión.

Esta solución no contempla modificación del motor, pero el sistema debe calibrarse y monitorear variables claves para su operación y así poder entregar la cantidad adecuada de hidrógeno para una correcta combustión. Para el caso estudiado, si se usa cerca de un 75% de la potencia del genset, es posible inyectar cerca de un 15% en la mezcla, equivalente desplazar cerca de 190 kg de diésel en un día, requiriendo para ello alrededor de 69 kgH2/día y con una reducción de 592 kgCO2/día.

Por otra parte, si pensamos en las fuentes emisoras de CO2 y las tecnologías detrás de ellas, encontraremos que el motor de combustión interna está directamente involucrado como responsable, pero a la vez hay un amplio sector de la economía que lo usa y existe gracias a esta tecnología. Así, resulta sumamente importante estudiarla “El espectro de aplicación y uso del y que el conocimiento adquirido hidrógeno sigue expandiéndose y podría en todas las décadas sea aproveayudar a reducir las emisiones de CO2 chado, pro sin generar emisiones en variadas aplicaciones y motores ya contaminantes.

De esta forma surgió la pregunta de si es posible inyectar hidrógeno verde como combustible en un motor diésel. Para tratar de encontrar una respuesta apoyamos técnicamente a Cristalerías Chile, analizando un generador eléctrico de 1,9 MW de potencia que actualmente está operando en la planta, con el objetivo de reducir las emisiones de CO2 y mejorar así la huella de carbono de la empresa.

La segunda alternativa, llamada “control total”, permite inyectar una mayor cantidad de hidrógeno en comparación a la opción anterior, requiere conocer a fondo el diseño del motor y sus partes, ya que se necesita calibrar la unidad de control del motor para integrar adecuadamente el inyector de hidrógeno a la entrada de aire del motor y optimizar la combustión dual.

Así, para el caso analizado sería posible inyectar un 37% de hidrógeno en la mezcla, desplazando cerca de 461 kg de diésel con un requerimiento de 167 kgH2/día reduciendo cerca de 1450 kgCO2 en un día.

Tras un exhaustivo análisis por parte del consultor internacional CMB Tech, encargado por el Programa de Energías Renovables de la GIZ, se encontraron dos alternativas para inyectar hidrógeno verde en el motor y tener así una combustión dual hidrógeno – diésel.

Con estos resultados se aprecia que el espectro de aplicación y uso del hidrógeno sigue expandiéndose y podría ayudar a reducir las emisiones de CO2 en variadas aplicaciones y motores ya existentes. Ahora otro desafío será contar con ese hidrógeno verde en el sitio de la demanda.

existentes”.

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Entrevista Central

DANIEL GÓMEZ:

“En 2022 reiniciaremos el despliegue de la medición

inteligente”

El gerente de Regulación de Enel Chile señala a ELECTRICIDAD que retomar esta tecnología implica contar con una herramienta “clave en la lucha contra el cambio climático”, abordando también las expectativas de la empresa eléctrica frente a la transición energética y los cambios regulatorios en la distribución.

EL FOCO PUESTO EN LA TRANSICIÓN energética en el segmento de la distribución, con el necesario paso masivo hacia la digitalización es el eje central del análisis que Daniel Gómez, gerente de Regulación de Enel Chile, entrega a ELECTRICIDAD, sobre la base del crecimiento que muestran las conexiones de netbilling y de los medios de generación de pequeña escala, además del aumento de la infraestructura de carga para vehículos eléctricos.

Estos desarrollos son destacados por el ejecutivo como un punto de no retorno para la distribución, por lo que indica la importancia de contar con una regulación acorde a estos cambios tecnológicos, especialmente en lo que respecta a redes flexibles, cuya operación también permita enfrentar los desafíos que presenta el cambio climáticos y sus impactos de causa mayor en la infraestructura eléctrica.

Y aquí es donde Gómez menciona el resurgimiento de la medición inteligente como una punta de lanza imprescindible para cumplir con los objetivos de la transición energética en el país.

Actualidad ¿Qué evaluación hace Enel Distribución del segmento en el contexto de la transición energética?

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Nº260 | Noviembre 2021 | www.revistaei.cl

En los últimos años hemos visto cómo la electricidad ha incrementado notablemente su participación como fuente energética, reemplazando combustibles fósiles tanto a nivel de uso industrial como a nivel comercial y domiciliario, así como también por la electrificación del transporte. La última licitación de buses de transporte público mostró la competitividad de la electricidad pocos días antes que se anunciara la estrategia de electromovilidad, que señala que en un par de décadas más sólo se venderán vehículos cero emisiones.

Del mismo modo, es cada vez mayor el número de medios de generación conectados a las redes de distribución eléctrica, ya sea a través de pequeñas centrales eléctricas, como también a nivel de usuarios finales mediante el mecanismo netbilling.

En este escenario de aceleración de la transición energética la distribución juega un rol central. Será necesario preparar las redes para esta transformación, incrementando el estándar de calidad, ofreciendo niveles de continuidad conforme a las exigencias de usuarios y comunidades completamente electrificadas, y asimismo aumentar la resiliencia frente a eventos climáticos extremos cada vez más frecuentes producto del cambio climático.

Estos desafíos sólo se pueden abordar con inversiones en redes y tecnologías que permitan una operación cada día más inteligente de las redes, que otorguen flexibilidad para que estas puedan adaptarse a una configuración cada vez más compleja, en que el costo de no contar con energía será cada día más elevado.

Se espera una pronta reactivación para el trámite del proyecto

Entrevista Entrevista Central

Para la irrupción masiva de recursos distribuidos es fundamental establecer una regulación técnico-económica y así definir la forma en que interactuarán esos recursos con el sistema eléctrico”.

Foto: Gentileza Enel Chile.

de portabilidad eléctrica, ¿qué perspectivas ven con la propuesta legislativa?

La liberalización del suministro eléctrico es un paso natural de los mercados eléctricos maduros. La experiencia internacional muestra la importancia de realizar estos procesos de forma gradual, para permitir la adaptación a los cambios y asegurar que se logren los objetivos esperados.

larmede bién el además distribuisencia en los vehícu-

Al mismo tiempo, también es necesario retomar con sentido de urgencia un cambio estructural en las reglas que regulan el segmento de distribución eléctrica, de la cual la liberalización es sólo una parte. Hoy el desafío es distinto. Se trata de preparar la red para la transición energética. Para cumplir esa expectativa, se requiere una reforma que entregue los incentivos adecuados para que se efectúen las inversiones de go plazo necesarias para la jora continua en la calidad servicio, incorporando tamatributo de resiliencia, y que permita integrar los recursos dos que aumentarán su prelas próximas décadas, como los eléctricos – que pueden ser www.revistaei.cl | Noviembre 2021 | Nº260

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Entrevista Central

también baterías “móviles” - o la masificación de la generación de pequeña escala o residencial.

Digitalización ¿Cómo han avanzado en digitalización, Foto: Gentileza Enel Chile.

pensando en redes inteligentes, generación distribuida y electromovilidad?

La digitalización de la red eléctrica es un proceso que comenzamos hace ya varios años. En distribución nuestro avance en digitalización permite que el 80% de las maniobras para recuperación del servicio se realicen de forma remota. Es decir, a través de un comando digital que se envía desde nuestro centro de control a los más de 2.500 equipos de maniobra de potencia instalados en la red, se logran realimentar a clientes en un tiempo promedio inferior a 10 minutos en dichas operaciones, aislando la zona afectada para su posterior reparación en función del origen de la interrupción.

En medición, logramos avanzar hasta conseguir una cobertura de 15% en 2018, y después de una pausa para adaptar el proyecto al nuevo marco normativo establecido en 2019, a partir del próximo año reiniciaremos el despliegue del sistema para la medición remota digital del suministro en la conexión de cada cliente, a través de nuestros equipos de medición inteligente, que además de simplificar el proceso de medición del consumo facilitando la vida de nuestros clientes, permite conocer la situación individual del suministro, y también habilita a los clientes para inyectar energía a la red si deciden instalar un medio de generación residencial. ¿Qué importancia tiene el futuro proyecto de recursos distribuidos para avanzar en materia regulatoria?

Para la irrupción masiva de recursos distribuidos es fundamental establecer una regulación técnico-económica y así definir la forma en que interactuarán esos recursos con el sistema eléctrico. Si bien hoy contamos con una regulación que habilita la existencia de generación residencial y también los pequeños medios de generación como usuarios de la red, es necesario revisar la forma en que se encuentra tarificado 14

Nº260 | Noviembre 2021 | www.revistaei.cl

“La medición inteligente puede ser una herramienta clave en la lucha contra el cambio climático, pues permitirá a los clientes conocer y gestionar su consumo a nivel horario, mejorando la eficiencia energética de su hogar”.

ese uso para asegurar un desarrollo sostenible y eventualmente masivo de dichos recursos.

Asimismo, la nueva estrategia de electromovilidad, necesariamente llevará a una discusión regulatoria para establecer la forma más apropiada de tarificar no solo el uso de la red, sino también el servicio que dichos recursos podrían prestar al sistema.

En materia de almacenamiento domiciliario, ¿cómo ven el presente y el futuro desde la distribución?

Entrevista Central

"Será necesario preparar las redes para esta transformación, incrementando el estándar de calidad, ofreciendo niveles de continuidad conforme a las exigencias de usuarios y comunidades completamente electrificadas, y asimismo aumentar la resiliencia frente a eventos climáticos extremos cada vez más frecuentes producto del cambio climático".

Con el avance tecnológico y la disminución de costos resultante, no cabe duda de que el almacenamiento domiciliario será una realidad que se debe considerar en el diseño y construcción de las redes de distribución del futuro. En algunos casos ya estamos viendo por ejemplo el uso de baterías como complemento a los sistemas de generación residencial.

Pero a nivel domiciliario masivo, el ejemplo más concreto es el vehículo eléctrico, que es en sí mismo una fuente de almacenamiento que dispondrán los usuarios y que incluso podría ser integrado al mercado como un proveedor de servicios complementarios para la red.

Sin embargo, para aprovechar al máximo el potencial de almacenamiento distribuido que estas nuevas tecnologías ofrecerán cuando se masifiquen, la regulación vigente debe ser perfeccionada.

consumo final. En el futuro, el paradigma será distinto, y la red de distribución se convierte en una plataforma que permite a los usuarios participar del mercado eléctrico. Para ello será necesario modificar la regulación para incluir la adaptación y cambio de la red a esta nueva realidad, que requerirá además alcanzar mayores niveles de digitalización para habilitar una operación más compleja del sistema. ¿Cómo Enel Distribución profundizará el desarrollo de redes inteligentes, además de las microrredes en centro de consumos urbanos?

En 2022 reiniciaremos el despliegue de la medición inteligente, ofreciendo a los clientes el paso a la nueva tecnología que simplificará su vida evitando requerir su presencia o intervención para le medición del consumo, habilitándolos además para producir energía a nivel residencial, y también simplificando el proceso de repo-

La liberalización del suministro eléctrico es un paso natural de los mercados eléctricos maduros. La experiencia internacional muestra la importancia de realizar estos procesos de forma gradual, para permitir la adaptación a los cambios y asegurar que se logren los objetivos esperados".

¿Qué expectativas ve para que en Chile se desarrolle con mayor fuerza el concepto de prosumers?

Tenemos un marco regulatorio de netbilling que hoy en día habilita la existencia prosumers. En nuestra zona de concesión ya tenemos más de mil clientes en esta condición. Seguramente en los próximos años el número seguirá creciendo, pues los sistemas de generación residencial son cada vez más económicos y eficientes. Sin embargo, la masificación requerirá una red distinta a la que hoy disponemos, pues actualmente tanto a nivel de diseño como a nivel de tarificación y remuneración está pensada como una red unidireccional para llevar energía desde las subestaciones de poder hasta los puntos de

sición del suministro pues no será necesario que el cliente informe una interrupción en baja tensión. La medición inteligente puede ser una herramienta clave en la lucha contra el cambio climático, pues permitirá a los clientes conocer y gestionar su consumo a nivel horario, mejorando la eficiencia energética de su hogar y al mismo tiempo contribuyendo a este desafío global. Ese proceso de gestión de consumo con certeza se verá potenciado cuando se desarrollen herramientas regulatorias que permitan avanzar en la elaboración de tarifas horarias flexibles, que se adapten a los diferentes tipos de consumidores y prosumidores. www.revistaei.cl | Noviembre 2021 | Nº260

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Foto: Gentileza IMF.

Energía

iniciativa prevista para iniciar operaciones en 2022 sería el parque eólico Los de Duqueco, de WPD, en la Región del Biobío, el cual contempla 57,4 MW de potencia instalada, con una inversión de US$80 millones.

Operadores de parque eólico en la zona sur del Sistema Eléctrico Nacional.

Generación eléctrica: los 23 proyectos que iniciarán operaciones en 2022 Las iniciativas que están en construcción, y que tienen este plazo estimado para conectarse, suman 2.881 MW de capacidad instalada, según indican los datos de Generadoras de Chile.

SON 23 LOS PROYECTOS de generación eléctrica que podrían iniciar sus operaciones durante el próximo año, los cuales suman 2.881 MW de capacidad instalada, con una operación estimada de US$4.550 millones, según se desprende de los datos que elabora Generadoras de Chile.

Esta cifra es susceptible de aumentar, en caso de que no puedan entrar en marcha los 15 proyectos pronosticados para diciembre.

Según el documento gremial, confeccionado en base a los datos del Ministerio de Energía, la primera 16

Nº258 | Septiembre 2021 | www.revistaei.cl

Febrero sería el mes que tendría la mayor cantidad de iniciativas que entrarían en servicio (ocho), entre los cuales se encuentran tres centrales eólicas de Mainstream Renewable Power Chile: Llanos del Viento (156,1 MW); Puelche Sur (152,4 MW), y Ckani (107,2 MW).

Tamaños El proyecto de mayor envergadura que se interconectaría el próximo año es el parque fotovoltaico Elena, de Ibereólica-Repsol, de 470 MW, en la Región de Antofagasta, bajo una inversión de US$535 millones. Otra iniciativa con esta tecnología es la central Campos del Sol II, de Enel Green Power Chile, de 199 MW, con un monto de US$137 millones, además de Andes II B, de AES Andes, por 180 MW y una inversión de US$245 millones.

También se consideran otros parques eólicos: Camán, de 206, desarrollado por Mainstream, el cual se ubicará en la Región de Los Ríos, por un monto total de US$316 millones, junto a Campo Lindo, de AES Andes, por 81,7 MW (US$170 millones), y Renaico II, que son los ex parques Puelche (85,5 MW) y Las Viñas (58,5 MW), ambos con una inversión total de US$176 millones.

Además, está prevista la puesta en marcha de dos esperadas centrales hidroeléctricas: Los Cóndores, de Enel Generación Chile, en la Región del Maule, de 150 MW, que tiene una inversión de US$900 millones, además de la central de pasada Ñuble (Hidroñuble), de Eléctrica Puntilla, la cual se construye en la Región de Ñuble, por un total de US$504 millones.

Finalmente, gran parte de estas iniciativas son Pequeños Medios de Generación Distribuida, especialmente solares fotovoltaicos, que consideran potencia de entre 3 y 9 MW.

Expomin 2021

DEMANDA FUTURA

El positivo escenario para el desarrollo de la

electromovilidad Foto: Daniel Rojas- B2B Media Group.

de automóviles eléctricos y mejores proyecciones para la industria, a lo que se suma el hecho que en Estados Unidos se impulsa fuertemente la industria de automóviles eléctricos con una propuesta para que el 50% de los vehículos nuevos sean eléctricos a 2030.

En esa línea, indicó que la demanda total de litio registró 335.700 toneladas de LCE en 2020, siendo su utilización para baterías el más importante, representando 215.650 toneladas (64,2%).

Presentación de Jorge Cantallopts en el Congreso Expomin 2021.

En el marco del Congreso Expomin 2021, se abordó el desarrollo de la minería verde, mediante el impulso a la movilidad eléctrica, donde las baterías siguen siendo las principales protagonistas para colaborar en la carbono neutralidad.

EL USO DEL LITIO para baterías en vehículos eléctricos es el más destacado, con un consumo de 142.850 toneladas de LCE, según indicó Jorge Cantallopts, director de Estudios y Políticas Públicas de la Comisión Chilena del Cobre (Cochilco), en el marco del Congreso Expomin 2021, donde se abordó el avance de la minería verde, de la mano de la electromovilidad.

El ejecutivo analizó el escenario económico global y sus efectos en el mercado de estos minerales, precisando que en 2021 los precios del litio se han incrementado debido a mayor demanda mundial

De acuerdo con Cantallopts, la industria automotriz, especialmente la europea y la de Estados Unidos, anticipa riesgo de abastecimiento, asociados a concentración de mercado y suministro responsable, ante lo cual la estrategia apunta a integración vertical, con énfasis en el desarrollo local. Por otra parte, Japón hace años que no apuesta por el litio, mientras que China y Corea del Sur mantienen estrategia de abastecimiento, indicó.

Jorge Cantallopts indicó que el crecimiento esperado de la demanda de litio depende fuertemente del crecimiento de la electromovilidad, esperándose que hacia 2030 el segmento de baterías para vehículos eléctricos represente el 79% del consumo de litio.

Además, comentó que si bien actualmente el carbonato es demandado con mayor intensidad, se espera que a futuro sea el hidróxido el principal motor de la demanda. Esto se explica mayormente por una inclinación creciente por baterías del tipo NCM, variedad en la cual se espera que el hidróxido sea crecientemente empleado.

Entre 2023 y 2027 se espera que exista un superávit a medida que se integran en operación nuevos proyectos y expansiones. Finalmente, hacia fines de la década se entraría en un creciente déficit, lo que induciría el alza en los precios y/o el aceleramiento de nuevos proyectos de litio. www.revistaei.cl | Noviembre 2021 | Nº260

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Región de Los Lagos

Foto: Gentileza Parque Eólico Dalcahue

Potencia Regional

Aerogeneradores del Parque Eólico Dalcahue.

NUEVOS PROYECTOS

Los Lagos:

Territorio que avanza a una vocación eólica A estos proyectos ERNC se suma la construcción de pequeñas centrales hidroeléctricas, además de obras destinadas al fortalecimiento de la transmisión.

LA REGIÓN DE LOS LAGOS -por su ubicación geográfica- se caracteriza por poseer un alto potencial en energía eólica, siendo una de las tecnologías que ha ganado terreno en la zona, sumando actualmente una capacidad instalada de 230 MW, de un total de 775 MW que están en operaciones en el territorio.

La otra fuente energética presente es la hidroeléctrica con 19 centrales que totalizan 320,1 MW, mientras que 23 unidades generadoras termoeléctricas suman otros 225,7 MW. En el segmento de transmisión también se registran avances: actualmente existen 54 subestaciones eléctricas que totalizan 2.630,57 MVA, en tanto

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Nº260 | Noviembre 2021 | www.revistaei.cl

que se anotan 19 líneas de Alta Tensión, que totalizan 267,32 kilómetros de extensión, siendo las de mayor presencia aquellas de 110 kV (124 km), seguida de 66 kV (83,9 km), mientras que en 220 kV se anotan 51,22 kilómetros y en 23 kV, otros 8 km.

En materia de distribución, Los Lagos cuenta con 379.130 clientes regulados, de los cuales 317.181 pertenecen a Saesa; 32.035 a Crell; 25.796 Luzosorno; 4.099 a Edelaysen; 19 a Cooprel. Por su lado, el número de clientes libres llega a 242, dentro de los cuales 200 corresponden al sector Industrial; 39 al Comercio, Público, Residencial (CPR), y 1 al Transporte, 1 al Energético y 1 en blanco, según muestran los datos de la plataforma Energía Abierta, de la CNE. El avance de la generación distribuida en la zona también es una realidad. De acuerdo con el Centro de Informaciones de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera

Potencia Regional

Por el lado de los medios de generación de pequeña escala (PMG y PMGD) la región tiene 76 MW de potencia instalada, proveniente de fuentes hidroeléctricas y térmicas, según indica el Coordinador Eléctrico Nacional.

De acuerdo con los datos del Servicio de Evaluación Ambiental, los montos de inversión en proyectos energéticos que están en calificación ambiental en la zona totalizan US$169,5 millones. cos que están en calificación ambiental suman US$169,5 millones.

En construcción

Dentro de los proyectos que están en esta etapa se destaca el Parque Eólico Loma Verde, de Engie Energía Chile, de 173,6 MW de capacidad instalada, además del PMGD Eólico Chacra, de 5,5 MW y del PMGD Eólico Urospora, de 4,5 MW.

Los proyectos en construcción que se emplazarán en la zona totalizan 5,7 MW de capacidad instalada, con una inversión acumulada de US$16,3 millones.

Todos consideran entrar en operación durante en el corto plazo, de acuerdo con los datos del Boletín del Mercado Eléctrico de Generadoras de Chile.

En transmisión también se vienen nuevas obras para reforzar esta zona del Sistema Eléctrico Nacional. Según los datos del Ministerio de Energía, el próximo año se espera la puesta en servicio de dos proyectos: la línea Pichirropulli-Tineo, de 500 kV, con 142 kilómetros de longitud, que ejecuta Transelec, bajo una inversión de US$138 millones.

Dentro de estas iniciativas, destaca la Minihidro CH Alto Bonito de Hidrobonito S.A., que tiene 2,5 MW por una inversión de US$7 millones, además el proyecto Eólico PE Ochs, de Ochs SpA, que considera 2,9 MW, avaluado en US$6,3 millones. También se contempla en esta zona otro proyecto Minihidro denominado Hornopirén, de Nanogener SpA, de 0,3 MW, y una inversión de US$3 millones.

Pero además vienen otras iniciativas de mayor envergadura, que ya cuentan con su Resolución de Calificación Ambiental (RCA) aprobada, como el parque eólico Puelche Sur, de Mainstream Renewable Power Chile, el cual se ubica en las Provincias de Llanquihue y de Osorno, en las comunas de Frutillar y Puerto Octay, respectivamente.

El proyecto espera iniciar próximamente su construcción, estando constituido por 51 aerogeneradores de 3 MW cada uno, totalizando una potencia instalada de 153 MW. Otra iniciativa que ya está en construcción es el proyecto Central Hidroeléctrica Los Lagos, de Statkraft Chile, de 52 MW de capacidad, que actualmente tiene un avance de 50% en su construcción.

Además, se encuentra la línea de transmisión zonal Chiloé-Gamboa, que realiza Saesa, de 220 kV, con una longitud de45 kilómetros y una inversión de US$41 millones.

Parque eólico Aurora, de Aela Energía, ubicado en la comuna de Llanquihue.

Durante este año, se ingresó a calificación ambiental el proyecto “Reemplazo Tap-Off Aurora por Línea de Transmisión 1x220 kV para conexión con Subestación Nueva Puerto Montt”, presentado por Transelec, el cual contempla una inversión de US$7,1 millones.

Foto: Gentileza Aela Energía.

A.G.), se registran 153 instalaciones residenciales destinadas al autoabastecimiento, las que acumulan 2.167 Kw (2,1 MW).

Región de Los Lagos

El escenario futuro también es positivo para la zona, a partir de las estadísticas del Servicio de Evaluación Ambiental (SEA), donde se indica que los montos de inversión en proyectos energétiwww.revistaei.cl | Noviembre 2021 | Nº260

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P U B L I R R E P O R T A J E S/E Móvil con Equipos Primarios y Secundarios en MT

Con un equipo de profesionales de vasta experiencia, la empresa ofrece diseñar proyectos de suministro energético“a la medida del cliente”, encargarse de la puesta en marcha de los equipos y un permanente soporte.

RHONA PRESENTA VENTAJAS DE SUBESTACIONES MÓVILES PARA SUMINISTRO ELÉCTRICO EN FAENAS MINERAS

U

na solución compacta y modular, diseñada para trabajo pesado y condiciones adversas, y que puede ser especialmente aplicada en la minería, constituyen las subestaciones móviles que ofrece RHONA. Con el respaldo de una experiencia que data de 1943, la empresa es un referente en transformadores y subestaciones unitarias y móviles en Chile. Dispone de una gran base instalada y está presente en la mayoría de los proyectos eléctricos de la industria.

“Las subestaciones móviles son una alternativa ampliamente utilizada porque están pensadas para procesos donde el consumo puede ir cambiando de ubicación, como es el caso de la alimentación de palas y perforadoras en faenas mineras”, señala Marcelo Ulloa Bahamonde, Gerente Comercial de RHONA S.A.

nuestro equipo de profesionales define la mejor solución desde el punto de vista técnico y comercial”, asevera.

Indica que con la tecnología incorporada en los sistemas de comunicación y protección, las subestaciones móviles han dejado de ser un simple transformador en movimiento. “Se han convertido en centros de información del proceso de extracción del mineral, ya que son monitoreadas a distancia e incorporadas a sistemas Scada”, precisa.

RIGUROSO CONTROL DE CALIDAD

Ulloa resalta que existe un control de calidad desde el inicio de la ingeniería de detalle y hasta el despacho y/o puesta en marcha, con un proceso totalmente trazable bajo procedimientos certificados ISO. “Además, las pruebas eléctricas, mecánicas, de control y comunicacioMarcelo Ulloa, PENSADAS EN EL CLIENTE nes, son realizadas en su totalidad en nuestra fábrica de Viña del Mar, Gerente Comercial.

El ejecutivo explica que una subestación móvil básicamente está compermitiendo al cliente inspeccionar directamente las distintas etapas puesta por un transformador de poder de hasta 30 MVA; un switchgear de media tensión de ingeniería, fabricación y pruebas”, agrega. lado primario (hasta 36 kV); un switchgear de media tensión lado secundario (normalmente En cuanto al soporte técnico y la posventa, afirma que cuentan con un completo staff dedihasta 12 kV); una resistencia de puesta a tierra y un trailer o base patín. “Los switchgear, tanto cado al proceso de puesta en marcha y mantenciones programadas a lo largo de la vida útil de lado de alta tensión como el de media tensión, son instalados al interior de celdas grado del equipo. “Se trata de ingenieros con amplia experiencia, que aportan su conocimiento al de protección NEMA 4 o salas eléctricas”, dice. desarrollo de soluciones pensadas en el cliente”, remarca el ejecutivo.

Ulloa destaca que cada proyecto es cuidadosamente estudiado en conjunto con los clientes.

“Y basado en condiciones de funcionamiento y geográficas, y nuevas tecnologías aplicables, PROYECTOS RECIENTES Ulloa revela que recientemente entregaron con éxito un proyecto de cinco unidades para una importante minera en la zona norte. “Hoy trabajamos en la fabricación de nueve subestaciones móviles de alto y medio voltaje para el sector de transmisión de energía en 110 kV, las que pronto pasarán a formar parte del Sistema Eléctrico Nacional en calidad de unidades de respaldo del mismo”, subraya.

Sobre las perspectivas de mercado, afirma que la demanda por este tipo de soluciones ha ido en aumento ante la necesidad de los clientes de contar con un suministro de energía más confiable y seguro. “Con el fin de mantener esta tendencia, hemos realizado inversiones en nuestra fábrica para entregar mayor cantidad de unidades al año, y finalizar proyectos en tiempos más ajustados”, concluye.

Transformador Móvil, Reconectable en AT y en MT

RHONA S.A. Dirección: Variante Agua Santa N° 4211, Viña del Mar. Ejército Libertador N° 120, Santiago.

Teléfonos: +56 32 2320600 / +562 2560 8700 Email: info@rhona.cl / santiago@rhona.cl Email: info@rhona.cl www.rhona.cl

ElecGas 2021

ELECGAS 2021:

La factibilidad de introducir

almacenamiento

en transmisión sin hacer cambios legales

Foto: B2B Media Group.

Este fue uno de los planteamientos realizados en la XX versión del Encuentro Energético, efectuado por B2B Media Group y transmitido desde el portal de ELECTRICIDAD, donde uno de sus módulos abordó el presente y futuro de la discusión regulatoria en energía.

LA NECESIDAD DE INTRODUCIR SISTEMAS de almacenamiento de corto plazo para la transmisión, sin realizar modificaciones legales, así como estudiar las medidas que permitan acelerar el desarrollo de la infraestructura en este segmento en el mediano y largo plazo, fueron algunas de las ideas planteadas por Daniela González, directora de DOMO legal, en el segundo módulo de ElecGas 2021, donde se analizó el estado actual y futuro de las discusiones regulatorias en energía.

Según la especialista, para avanzar en este ámbito, es necesario contar con medidas más audaces y concretas para dotar al sistema eléctrico de la flexibilidad e inercia que se requerirá, afirmando que «no se debe excluir a las baterías para la

Módulo 2 de ElecGas 2021.

prestación del Control Rápido de Frecuencia, ni la reconversión de las centrales a carbón para proveer inercia».

A su juicio, uno de los puntos más relevantes es que si el parque renovable actual "está preparado para funcionar sin gas y carbón en el futuro", por lo que es necesario introducir estándares nuevos, «en un clima de certeza jurídica y dejando de lado la aversión al riesgo tecnológico que a veces uno ve en las decisiones, o no decisiones, que se toman».

También participó en el panel Carlos Barría, jefe de la División de Políticas y Estudios Energéticos y Ambientales del Ministerio de Energía, es importante retomar la discusión de la reforma a la distribución, por los cambios que traerá en el uso de las tecnologías, como la medición inteligente, que es necesaria para el desarrollo de la generación distribuida y de la electromovilidad. Bajo su punto de vista, "la digitalización de los sistemas eléctricos es lo que se tomará la agenda en materia de regulación".

Al respecto, Danilo Zurita, director ejecutivo de GPM-A.G., señaló que la portabilidad eléctrica se ha demorado en su discusión en el Congreso, además de haber dividido la iniciativa en tres partes, añadiendo que otro punto a revisar son los cambios al reglamento de potencia.

Para Aura Rearte, directora de Estudios y Regulación de la Asociación Chilena de Energía Solar (Acesol), un punto clave es contar con la información necesaria en el sector para realiza análisis y diagnósticos, por lo que valoró también la integración de la academia a la hora de construir políticas públicas. www.revistaei.cl | Noviembre 2021 | Nº260

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Informe Técnico

Foto: Gentileza ISA Interchile.

Subestación eléctrica perteneciente a ISA Interchile.

ANÁLISIS DE ESPECIALISTAS

Los desafíos en el crecimiento de las

subestaciones eléctricas en el sistema El desarrollo de los planes de expansión permite incorporar nuevas tecnologías en la infraestructura, especialmente en la digitalización y en el respaldo que entregan los equipos móviles

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Nº260 | Noviembre 2021 | www.revistaei.cl

UN TOTAL DE 1.109 SUBESTACIONES en servicio se registran entre Arica y Chiloé, acumulando una capacidad instalada de 101.560,39 MVA, según los datos del Coordinador Eléctrico Nacional. Esta cifra refleja el crecimiento de esta infraestructura eléctrica en los últimos años, particularmente con las obras que se enmarcan en los Planes de Expansión de la Transmisión.

Informe Técnico

Los especialistas consultados por ELECTRICIDAD señalan que este proceso está abriendo la puerta al ingreso de nuevas tecnologías, especialmente en la digitalización de estas instalaciones.

Según Andrés Salgado, socio director de ENC Energy Consultants, el aumento en las inversiones en transmisión, tanto en líneas como subestaciones, responde al fuerte crecimiento de centrales generadoras, especialmente solares fotovoltaicas.

Crecimiento

“También es relevante considerar que el crecimiento de las subestaciones en zonas urbanas, por ejemplo aquellas cercanas a parques industriales, ha quedado limitada por la expansión de la ciudad, lo que limita su capacidad de crecimiento. Esto implica evaluar si se pueden adaptar las subestaciones existentes con equipos compactos o encapsulados en gas”, precisa el ejecutivo.

“Este proceso requiere una exhaustiva verificación de que efectivamente se construye lo que socialmente es óptimo, dado que el criterio de desarrollo eliminó la señal de localización y debido a que los costos de transmisión los pagan directamente los clientes. En el mecanismo anterior, las empresas eléctricas asumen una parte de los costos. Así, hoy el precio de la energía que puede ofrecer un generador es el mismo, independientemente de que se encuentre muy lejos de su consumo, y el costo de esa transmisión lo paga el cliente, lo que conlleva ineficiencias de asignación y de señales de desarrollo óptimo de generación y transmisión”, explica.

B2B Me dia Gr

Andrés Salgado, socio director de ENC Energy Consultants.

Foto: Archivo

B2B Me dia Gr

p. ou

A su juicio, los planes de expansión de transmisión han permitido tener “un proceso más ordenado, posibilitando a la autoridad planificar la red de transmisión con criterios que miran el crecimiento de la red y facilitan el acceso a las instalaciones a cualquier interesado”.

Foto: Archivo

p. ou

Andrés Salgado, socio director de ENC Energy Consultants, explica que el aumento en las inversiones en transmisión, tanto en líneas como subestaciones, responde al fuerte crecimiento de centrales generadoras, especialmente solares fotovoltaicas. Sin embargo, advierte que el desarrollo de proyectos de transmisión “sigue siendo un proceso lento que no se condice con la rapidez que los agentes privados invierten en generación, lo que produce limitaciones en transmisión y la imposibilidad de aprovechar todo el parque generador en forma oportuna”.

Y añade: “Las nuevas subestaciones que se proyecten deben considerar los terrenos para crecimientos futuros, ya sea para clientes residenciales y también para clientes libres. En el caso de estos últimos es difícil poder desarrollar soluciones en sistemas zonales, pues en ese caso las nuevas subestaciones deben por regulación ser necesariamente instruidas por la autoridad”.

Por su parte, Gabriel Olguín, presidente del comité chileno del Consejo Internacional de Grandes Redes Eléctricas (Cigre Chile), sostiene que “los planes de expansión responden a las necesidades manifiestas por los diversos agentes del sector y a la Planificación Energética de Largo Plazo, que orienta la ubicación de la nueva generación y de algún modo la ubicación de las grandes nuevas subestaciones o seccionamientos de las líneas de alta tensión. Por su parte los diversos agentes del sector, hacen propuestas justificadas de desarrollo de la red de transmisión zonal que se traducen en ampliaciones de las subestaciones existentes o nuevas subestaciones”.

Nuevas tecnologías

Gabriel Olguín, presidente de Cigre Chile.

En su opinión, el ingreso de nuevas tecnologías, como subestaciones digitales “será gradual como respuesta a la expansión del sistema y a la necesidad de compactar las subestaciones existentes.

Una subestación digital es más compacta que una subestación convencional pues se ahorra en cableado a los transductores de los patios”.

Por su parte, Andrés Salgado indica que este tipo de instalaciones “es una opción que va ganando terreno por las cualidades que presenta: menores costos de operación y mantenimiento, ciertos ahorros en obras civiles, además de que www.revistaei.cl | Noviembre 2021 | Nº260

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Informe Técnico

Para Gabriel Olguín, presidente de Cigre Chile,el ingreso de nuevas tecnologías, como subestaciones digitales “será gradual como respuesta a la expansión del sistema y a la necesidad de compactar las subestaciones existentes”.

disminuyen considerablemente el uso de cables y se tornan más confiables en lo que a control y protecciones se refiere. La tecnología permite utilizar variados proveedores y marcas, lo que las hace tener precios competitivos no quedando sujeto a depender sólo de un fabricante. Adicionalmente, resulta más simple y seguro incorporar aplicaciones en control de eventos como son, por ejemplo, la implementación de planes de contingencias extremas”.

Respecto a las subestaciones móviles, Salgado explica que “tienen como objetivo disminuir los tiempos de recuperación de los equipos de transformación, en caso de falla de transformadores en subestaciones que no cuentan con un equipo de respaldo en frío”.

la necesidad de reemplazar un paño por falla catastrófica. En AT se diseña con redundancia, pero en líneas de 110 kV e inferiores la redundancia es limitada o nula y una subestación móvil puede ayudar a restablecer el servicio con prontitud”.

“En los últimos planes de expansión se incorporó una subestación móvil para cada una de las zonas Valparaíso, Maule, Biobío-Araucanía y Región Metropolitana. Con ello quedan cubiertas las necesidades de esas zonas, y se entiende de la evaluación del reciente plan de expansión que, por ahora, no son necesarias más de este tipo.

Claramente esto puede cambiar en la medida que cambien las condiciones del sistema en los próximos años”, añade.

Para Olguín, los mayores desafíos son de modernización y estandarización: “Desde el punto de vista de modernización debemos avanzar en digitalización y compactación. También hay espacio para incorporar nuevas tecnologías de diseño CAD y BIM que integren aspectos electromagnéticos al diseño físico de la subestación haciendo más eficientes los procesos de diseño”.

Subestación eléctrica emplazada en el Sistema Eléctrico Nacional Foto: Gentileza IMF.

De la mano con eso, Olguín explica que “son un equipamiento de respaldo, deberá estar disponible en caso de ser necesario. Se trata de un equipo cuya justificación se verá cuando tengamos

Desafíos técnicos

También hay que estandarizar el diseño de subestaciones. “Actualmente responden a criterios de empresas específicas. En el actual proceso de planificación de la expansión el Coordinador tiene un rol clave que le permite estandarizar los diseños de modo que las subestaciones de por ejemplo Arica, no difieran de las que se diseñan para otra ciudad”, asevera.

Por su parte, Andrés Salgado plantea la necesidad de abordar el Acceso Abierto a subestaciones GIS, para facilitar la conexión de múltiples proyectos.

“Por sus características, estas subestaciones reciben nuevas conexiones en forma secuencial una detrás de otra, y no en paralelo. Dado que en el Acceso Abierto existe una prioridad para la conexión para quien solicita primero el acceso, puede darse que un proyecto de largo período de desarrollo, que esté primero en la fila condicione que otros proyectos de menor tiempo de desarrollo no puedan conectarse, de no existir una adecuada coordinación”, concluye.

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Nº260 | Noviembre 2021 | www.revistaei.cl

Energía

CEO MEETING 2021:

"Chile tiene la oportunidad de producir el hidrógeno verde más barato del mundo” Así lo indicó el biministro de Energía y Minería, Juan Carlos Jobet, en el Encuentro Anual de Innovación Corporativa, organizado por el Club de la Innovación, donde valoró el rol públicoprivado para impulsar estas iniciativas

zación. Sin embargo, fue enfático al mencionar que, “tenemos que hacer un esfuerzo públicoprivado para aprovechar y sostener en el tiempo esta oportunidad”, lo cual incluye colaborar intersectorialmente, formar capital humano, entre otros factores.

Foto: Gentileza Club de la Innovación.

Por su parte, Eduardo Bitran, presidente del Club de Innovación, valoró la creación de una estrategia nacional, la cual “entrega señales adecuadas (...) pero también aseguró que, “es necesario ocuparse de que las instituciones funcionen para reducir el riesgo país”. En la misma línea, comentó que “los recursos naturales no pueden ser un impedimento para realizar innovación sofisticada", y llamó a promover “la creación de cadenas de valor nacional, desarrollar casos de uso inicialmente en los sectores exportadores, donde el atributo verde es un factor de diferenciación valorado”.

LAS FAVORABLES CONDICIONES de Chile para la producción y exportación mundial de hidrógeno verde, fue una de las temáticas centrales elegidas por el Club de Innovación para su encuentro anual de innovación corporativa, CEO Meeting 2021, el cual contó con la participación del sector público y privado, junto con un roadshow sobre casos de uso y proyectos pilotos.

Durante su presentación, el biministro de Energía y Minería, Juan Carlos Jobet aseguró que Chile “está muy bien posicionado en los mercados internacionales y tiene la oportunidad de producir el hidrógeno verde más barato del mundo”, el cual además será clave para alcanzar la descarboni-

Eduardo Bitran, presidente del Club de la Innovación al abrir el evento.

Desde España, Patrick Maio, gerente general de Hinicio, expresó que “estamos viviendo un buen momento para invertir en hidrógeno verde, pero hay que hacerlo de forma inteligente y a largo plazo”. Este energético, “permite acoplar sectores de la economía que antes no necesariamente estaban acoplados, junto con facilitar la optimización en los sistemas, lo cual es muy importante para el liderazgo que busca Chile para la integración sectorial”.

Asimismo “esta es una buena posibilidad para los gobiernos de incentivar empleos verdes, con alto valor agregado y sostenibles en el tiempo”, complementó, junto con comentar que “todos quienes se dedican al transporte pesado, tienen al hidrógeno en su agenda”. www.revistaei.cl | Noviembre 2021 | Nº260

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

Energía eólica

Siemens Gamesa: líderes en digitalización para optimizar el valor de los activos de sus clientes

E

n la industria de generación eólica, uno de los factores clave que determina la rentabilidad de la inversión y la calidad del servicio, es la disponibilidad de los activos. Dado que los aerogeneradores están generalmente situados en lugares remotos y alejados de los centros urbanos, las soluciones digitales de diagnóstico basadas en procesamiento de datos pueden reducir el número de visitas de servicio, permitiendo realizar diagnóstico y resolución de problemas de forma remota, mejorando así los niveles de disponibilidad. Adicionalmente, un diagnóstico remoto oportuno y acertado permite minimizar el impacto de posibles fallas, evitando daños mayores en los componentes afectados o en sistemas adyacentes.

Como compañía pionera de la industria de las energías renovables y con una sólida presencia en Latinoamérica, Siemens Gamesa lidera el camino hacia un futuro más limpio, con excelencia en ingeniería y servicios de mantenimiento inteligentes que permiten monitoreo, operación y mantenimiento remoto de los parques eólicos, logrando así que los activos informen de forma proactiva el tipo de servicio que requieren y cuándo realizarlo, para lograr una operación más eficiente y optimizada.

“A través del diagnóstico predictivo y el monitoreo de la condición y del desempeño de los activos, 24 horas al día, 365 días al año, que realizan nuestros centros de control situados alrededor del mundo, detectamos y damos respuesta a cualquier problema antes de que se convierta en una falla crítica.

Gustavo Valbuena, Director de Ventas de Servicios para Siemens Gamesa en Latinoamérica.

Blade Integrity Management (BIM) La respuesta de Siemens Gamesa para garantizar la integridad de las palas a lo largo de la vida de la turbina es el programa BIM, que comprende tanto la inspección avanzada como el mantenimiento predictivo y preventivo, así como las reparaciones requeridas. Dentro del módulo de Inspección de BIM se incluye la herramienta VBAI (Vision Based Asset Integrity), una plataforma digital basada en la nube que, haciendo uso de datos históricos de mantenimiento, potencia la correcta toma de decisiones para una estrategia optimizada de mantenimiento.

El beneficio de esto es: Un mantenimiento con costos reducidos y más planificado, así como una mayor disponibilidad de los activos de generación que incrementa la rentabilidad en la operación”, menciona Gustavo Valbuena, Director de Ventas de Servicios para Siemens Gamesa en Latinoamérica.

Adicionalmente a los sistemas de monitoreo remoto, Siemens Gamesa cuenta con soluciones digitales avanzadas para garantizar la integridad de los componentes críticos del aerogenerador, que son clave para maximizar la producción de energía del parque.

“A través de la herramienta VBAI, Siemens Gamesa consigue automatizar el proceso de evaluación del estado de condición de una pala, pasando de más de 12 horas de trabajo manual a menos de 2 horas. Los datos obtenidos en la inspección se analizan mediante técnicas de inteligencia artificial y machine learning, y se validan con el asesoramiento del equipo de ingenieros expertos para que nuestros clientes puedan priorizar y planificar de forma correcta y eficaz las acciones requeridas y su costo”, señala Valbuena, quien tiene como sede la oficina comercial de Siemens Gamesa en Chile.

Valbuena resalta las ventajas tener integrados los centros de control, centros logísticos y la red de personal técnico en parque, así como la utilización de herramientas de predicción meteorológica y de precios de energía, pues “permiten detectar las ventanas óptimas ejecución de los trabajos, con una correcta planificación de actividades, así como las herramientas y repuestos requeridos para dichos trabajos, garantizando un mantenimiento preventivo o correctivo eficiente”.

Foto: Gentileza Interchile

Foto: Gentileza Codelco.

Informe Técnico

El abastecimiento de las palas eléctricas son entregados por subestaciones móviles que se transportan en las faenas a rajo abierto.

CARACTERÍSTICAS

La realidad en el arriendo de las

subestaciones móviles LAS SUBESTACIONES MÓVILES cada vez están registrando una mayor presencia en el territorio nacional, debido a las funciones que cumplen en procesos donde el consumo eléctrico va cambiando de ubicación física, como ocurre –por ejemplo- en las faenas mineras y en otros sectores, como el transporte ferroviario.

En el sector minero, estas instalaciones entregan una respuesta concreta a las exigencias energética de la industria, integrando equipos de protección, de maniobra y de control para gestionar las cargas de las redes eléctricas. El suministro eléctrico que proporcionan está pensado para palas eléctricas, bombas y perforadoras que se usan en esta actividad extractiva.

Un ejemplo de sus operaciones se verifica en las instalaciones eléctricas que posee el Metro

Para el académico de la Universidad Santa María, Raúl Rendic, el servicio en torno a estos equipos transportables “es una actividad que permite optimizar el parque de equipamiento eléctrico de las empresas distribuidoras, principalmente transformadores de poder, evitando sobreinvertir en infraestructura eléctrica” de Valparaíso (Merval) en Villa Alemana desde 2017, donde se cuenta con dos subestaciones móviles, las cuales son capaces de suministra 6 MW de potencia al sistema de tracción, siendo claves para reemplazar temporalmente el papel que cumplía la subestación Villa Alemana que quedó inhabilitada, tras un incendio ocasionado por una descarga atmosférica. www.revistaei.cl | Noviembre 2021 | Nº260

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Informe Técnico

"Estos equipos otorgan una mayor seguridad a la infraestructura eléctrica, además de flexibilidad en sus operaciones para permitir la eficiencia necesaria para el suministro eléctrico, al entregar respuestas rápidas ante determinadas contingencias".

Es así como estos equipos otorgan una mayor seguridad a la infraestructura eléctrica, además de flexibilidad en sus operaciones para permitir la eficiencia necesaria para el suministro eléctrico, al entregar respuestas rápidas ante determinadas contingencias.

El Coordinador Eléctrico Nacional, en el marco de los Planes de Expansión de la Transmisión, donde propone diversas obras que deben ser aprobadas finalmente por la Comisión Nacional de Energía, ha incorporado a las subestaciones móviles en sus licitaciones, tomando en cuenta las funciones que tienen estos equipos.

Realidad El arriendo de estas instalaciones también es otro de sus aspectos. De acuerdo con lo que señala el académico del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad Técnica Federico Santa María, Raúl Rendic, quien se enfoca en las subestaciones primarias con transformadores, “que reducen el voltaje de subtransmisión de 110 kV o 66 kV a los valores de media Tensión que dependen de la empresa de distribución, como son 23-15-13,2 y 12 kV”.

“En Chile no hay compañías privadas que ofrezcan el servicio de arriendo de subestaciones, pero algunas empresas del sector eléctrico que tienen estos equipos los arriendan a empresas distribuidoras”, afirma el docente.

Y explica: “El servicio de arriendo de una subestación transportable se hace necesario cuando una empresa de distribución eléctrica – principal usuario de estas instalaciones para cumplir con su rol – tiene la necesidad de contar en un breve plazo con una nueva subestación o un transformador primario, por un período acotado a uno o dos años”.

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“La necesidad de contar con este servicio es prácticamente exclusiva de empresas de distribución eléctrica, aunque también es posible que esto ocurra en empresas mineras. Esta necesidad puede deberse a un aumento explosivo de la demanda, falla de un transformador por accidentes, eventos de la naturaleza, actos terroristas o incendio, entre otros. En cualquiera de estas situaciones la construcción de una nueva subestación requiere un plazo optimista de un año”, sostiene Rendic.

Agrega –sin embargo- que estos casos son poco frecuentes, “por lo que las empresas, en general, no cuentan con el stock suficiente de equipos para enfrentar cualquiera de las eventualidades mencionadas. Las pocas subestaciones y transformadores transportables existentes en Chile son de propiedad de empresas de transmisión o distribuidoras”.

Bajo su perspectiva, “el servicio de arriendo de subestaciones y transformadores transportables es una actividad que permite optimizar el parque de equipamiento eléctrico de las empresas distribuidoras, principalmente transformadores de poder, evitando sobreinvertir en infraestructura eléctrica”.

Según el académico del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad Técnica Federico Santa María, Raúl Rendic, “el servicio de arriendo de subestaciones y transformadores transportables es una actividad que permite optimizar el parque de equipamiento eléctrico de las empresas distribuidoras, principalmente transformadores de poder, evitando sobreinvertir en infraestructura eléctrica".

Características técnicas Las principales características de estas subestaciones dicen relación con las condiciones de peso y dimensiones que deben cumplir para que puedan circular por las carreteras. “Así, cualquier vehículo que tenga un peso bruto vehicular combinado de hasta 45 toneladas (camión tractor y equipos eléctricos montados en una cama baja) puede movilizarse en cualquier ruta nacional sin restricciones”, asevera Rendic.

Foto: Schwager Service.

Foto: Gentileza EFE.

Informe Técnico

“Las subestaciones o transformadores con peso bruto combinado superior a 45 toneladas deben solicitar permiso especial para movilizarse, trámite que puede requerir varios días lo que incluye la obligación de viajar con escolta de carabineros.

Para disminuir el peso de transporte, los fabricantes del transformador, que es la pieza más voluminosa y pesada del conjunto, emplean diseños especiales para optimizar su potencia respecto a su peso”, indica.

“Como las pérdidas son más altas comparadas con las de un transformador convencional, el diseño considera sistemas de refrigeración más eficientes con intercambiadores de calor similares a los radiadores tipo automóvil, con bombas de aceite y flujo de aceite dirigido, materiales aislantes que soportan mayores temperaturas sin perder vida útil (aumento de temperatura de devanados hasta 95°C), reducción del BIL, núcleo con mayor inducción, estanque optimizado para reducir su peso y la cantidad de aceite, bushings poliméricos del lado de alta tensión instalados en la parte baja de una pared del estanque para reducir altura y también impedancia con valor cercano al doble de un transformador normal”, añade.

Además, explica que, dentro de lo común en estas subestaciones móviles, está distribuir la instalación de los equipos en tres módulos: carro de alta tensión con seccionador, interruptor, pararrayos; cama baja de múltiples ejes con el transformador y carro de media tensión con interruptor general, tablero de distribución con varias

Instalaciones de subestaciones móviles del Metro de Valparaíso.

Subestación móvil de Schwager Service en Minera Centinela.

salidas, equipos de protección, control y medida, banco de baterías, cargador y carretes de cables aislados de media tensión cuyo peso y volumen es importante tener en consideración.

De acuerdo con el académico de la USM, “en algunos casos, el conjunto considera un pequeño grupo electrógeno. También se incluye en el tráiler del transformador, un transformador de servicios auxiliares con su protección con fusibles, para alimentar las bombas y los ventiladores del sistema de enfriamiento. A modo de ejemplo, en el caso de un transformador móvil, el límite de peso total de 45 toneladas permite una potencia de 15 MVA, para un transformador con 110 - 66 kV en el primario y 23 -13,8 kV en el secundario incluyendo cambiador de derivaciones bajo carga”.

Como conclusión Rendic menciona que el mayor desafío técnico es “lograr la menor relación peso versus potencia en los transformadores y, por otro lado, modificar nuestra legislación para permitir el rápido traslado de estos equipos permitiendo tiempos más cortos para la reposición del servicio eléctrico”.

El Coordinador Eléctrico Nacional, en el marco de los Planes de Expansión de la Transmisión, donde propone diversas obras que deben ser aprobadas finalmente por la Comisión Nacional de Energía, ha incorporado a las subestaciones móviles en sus licitaciones.

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Energía

INFORME

Mercado eléctrico:

Foto: Archivo B2B Media Group.

la propuesta de introducir mercado vinculante del día anterior

Infraestructura de transmisión en la zona central del sistema eléctrico.

LA MODERNIZACIÓN EN LA DETERMINACIÓN de los precios spot, la introducción de un mercado vinculante del día anterior y el perfeccionamiento de las subastas de Servicios Complementarios, son algunos de los puntos que se consideran para mejorar el diseño del mercado eléctrico.

Esto es parte de uno de los tópicos que aborda el estudio “Cambios al mercado y a la regulación eléctrica para una descarbonización profunda”, elaborado por Carlos Suazo, socio de SPEC y Rodrigo Moreno, académico de la Universidad de Chile e investigador del Instituto Sistemas Complejos de Ingeniería (ISCI), en que se muestran líneas de acción a largo plazo.

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“Cambios al mercado y a la regulación eléctrica para una descarbonización profunda” es el título del documento elaborado por Carlos Suazo, socio de SPEC y por Rodrigo Moreno, académico de la Universidad de Chile e investigador del ISCI, que plantea aplicar medidas de largo plazo en este ámbito.

El informe también abarca el rol de las nuevas tecnologías en el proceso de descarbonización, las mejoras en la planificación de la transmisión y en los problemas y mejoras en la operación del sistema eléctrico.

Energía

Además analiza los problemas y perfeccionamientos en el diseño del mercado eléctrico de corto y largo plazo, donde la propuesta apunta a “corregir fallas asociadas a las señales de corto plazo para lograr una operación eficiente del mercado; profundizar mecanismos de largo plazo de modo de reducir riesgos de inversión en un sector económico con creciente inversión en capital, junto con atraer inversiones que minimicen el costo total de abastecimiento, y crear condiciones para el desarrollo de nuevas tecnologías como el almacenamiento y la participación de la demanda”.

En la modernización en la determinación de los precios spot, se plantea el uso de software específico para corregir esta situación, lo cual “haría un real uso de la teoría marginalista para el cálculo del precio spot, tal como lo estipula el espíritu original de la ley eléctrica. Así, los precios reflejarán las cambiantes condiciones físicas del sistema y los participantes del mercado tendrán los incentivos para capturar dichas señales (tanto oferta como demanda)”.

También se menciona la idea de incrementar la granularidad en la determinación de precios spot para incentivar la flexibilidad, además de la introducción de un mercado vinculante del día anterior: «proponemos la introducción de un mercado del día anterior vinculante, que entregue una cobertura de riesgo financiero a los agentes del mercado respecto de modificaciones a la operación en tiempo real».

“Creemos que la creación de este nuevo mercado incentivaría a que todos los agentes, incluyendo la demanda (que participa de forma indirecta mediante su comercializador), realicen el mejor pronóstico de su disponibilidad para la operación real, intentando minimizar los costos de rebalanceo del sistema producto de desvíos respecto a los compromisos adquiridos en el mercado del día anterior. Este diseño entrega una base transparente a efectos de crear nuevos mecanismos para asignar los costos de desviaciones que puedan darse respecto de la operación del día anterior.

Asimismo, constituye una señal necesaria para tecnologías como el almacenamiento de forma que determinen su posición en el mercado de forma segura”, se explica.

Servicios Complementarios Según el estudio, es necesario avanzar en perfeccionamiento en lo que se refiere a los Servicios Complementarios (SSCC), por lo que se sugiere considerar un despeje de precios uniformes entre los participantes del mercado de SSCC, de modo de fomentar una co-optimización de los costos directos de proveer los estos servicios.

“Para el caso de otras tecnologías, como por ejemplo los sistemas de almacenamiento, esta modificación debe ir de la mano con la creación de un mercado del día anterior, que facilite una vinculación financiera con las decisiones de la programación”, sostiene el documento.

Otro aspecto para mejorar que se plantea es la aplicación de suspensiones del mercado producto de las condiciones de competencia: “El marco regulatorio actual de los SSCC genera condiciones para aplicar una lógica binaria: abrir o cerrar el mercado en función de la existencia o no de condiciones de competencia, sin un punto intermedio”.

El informe también abarca el rol de las nuevas tecnologías en el proceso de descarbonización, las mejoras en la planificación de la transmisión y en los problemas y mejoras en la operación del sistema eléctrico.

“En la práctica, y tal como ha ocurrido, esta lógica binaria se ha aplicado de forma intermitente, con aperturas y cierres del mercado, que finalmente se traducen en un debilitamiento de la señal de largo plazo para incentivar nuevas tecnologías que puedan proporcionar dichos servicios de forma más eficiente. Si bien, esta práctica tiene una justificación en la protección del mercado, ante eventuales manipulaciones de precio por parte de agentes con poder de mercado, se debe reconocer que tiene efectos nocivos en la expansión eficiente del sistema”, sostiene el Informe.

Y concluye: “Existen, a nuestro juicio, mejores mecanismos para encontrar un balance más eficiente entre estos objetivos conflictivos (mitigación de poder de mercado versus señal de expansión)”. www.revistaei.cl | Noviembre 2021 | Nº260

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Visión Experta

CAROLINA ZELAYA:

"Es necesario

fortalecer la tendencia del marco regulatorio chileno, que es su estabilidad” ACTUALMENTE, EL SECTOR ELÉCTRICO atraviesa

Foto: Gentileza Carolina Zelaya.

una serie de cambios regulatorios, donde se busca fortalecer su estabilidad y flexibilidad.

Sin embargo, las recientes modificaciones han abierto un intenso debate entre los integrantes de la industria.

Este es el escenario que analiza Carolina Zelaya, abogada, magíster en Derecho LLM mención regulación y Diplomada en Derecho

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Visión Experta

La consultora, socia fundadora de ZeBra Energía, y ex jefa de la División Jurídica de la CNE, plantea a ELECTRICIDAD la necesidad de realizar urgentemente la reforma a la distribución, pues indica que ello responde a que su implementación es de largo plazo, entre otros aspectos.

Administrativo Económico, ambos títulos otorgados por la Pontificia Universidad Católica. Fue jefa del Departamento Jurídico de la Comisión Nacional de Energía de Chile y actualmente se desempeña como consultora y socia fundadora de ZeBra Energía, Zelaya & Bravo Abogadas. ¿Cómo ve actualmente el estado de la regulación en el sector eléctrico?

Es necesario fortalecer la tendencia del marco regulatorio chileno, que es su estabilidad, en que los cambios más estructurales se han realizado con un alto nivel de participación de sectores para llegar a un diagnóstico lo más consensuado posible.

Es necesario relevar el análisis, estudio, diálogo constructivo y generación de posibles consensos, con objetivos claros para enfrentar los efectos de las leyes que en este último tiempo han sido necesarias dictar para la población. La transición energética no sólo involucra cambios inmediatos, sino que es un proceso de transformaciones políticas, tecnológicas y socioculturales enmarcadas en el logro con una visión de largo plazo, sin dejar de lado el necesario equilibrio en materias inmediatas.

A su juicio, ¿cuál segmento de la industria es el que requiere mayor atención regulatoria?

En mi opinión, el segmento que requiere mayor rapidez y eficiencia de estos cambios es el de distribución. Hace casi 40 años que no se realizan cambios regulatorios profundos en este sistema.

Pienso que ha sido un gran avance haber iniciado parte de esas reformas mediante la Ley corta de Distribución, N° 21.194, que ya se está implementando en el marco de la modernización del proceso de tarificación del VAD y la rebaja de la tasa de rentabilidad.

La política energética debiera contemplar como foco principal una política de carácter ciudadana,

que resuelva la calidad de vida del consumidor sin dejar de lado, obviamente los desafíos para el logro del buen funcionamiento del sector en el marco de la transición energética.

En este mismo sentido, un segmento que a mi juicio también requiere atención es el de la demanda. Aquí hay mucho que hacer, desde una mayor participación y conciencia de su rol, hasta avances en tecnología que permitan consumos flexibles, diferenciados, respaldos con energías renovables, previsión de demanda más acertada, entre otros.

Mención especial requiere el segmento transmisión, que seguirá siendo la columna que sustenta al Sistema Eléctrico. La regulación y los avances en los últimos años, han sido acertados y traído competencia e inversión en el segmento. Sin embargo, los nuevos desafíos que la transición energética trae a este segmento son urgentes de realizar.

Es necesario culminar con éxito el primer proceso de tarificación del Valor Agregado de la Distribución (VAD), producto de la reforma de la ley N°21.194, en un proceso claro, transparente y técnicamente respaldado”. ¿Qué perspectivas tiene respecto a la reforma a la distribución, tal como se ha abordado con tres proyectos de ley por separado?

Las autoridades no aprovecharon haber realizado una reforma integral al Sistema de Distribución, ingresando al Congreso en septiembre de 2020, solo uno de los tres proyectos de ley: el de portabilidad eléctrica. En mi opinión, el problema de presentar en forma sucesiva estas tres iniciativas es que no se reflejó la urgencia de la reforma en este sector y su consecuencia es que podrían enfrentarse ciertas complejidades al tratarse en forma separada el PdL de Portabilidad con el PdL de Calidad de Servicio, ya que se pueden generar expectativas en la ciudadanía. ¿Qué análisis hace del proyecto de portabilidad eléctrica? www.revistaei.cl | Noviembre 2021 | Nº260

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Visión Experta

En lo sustancial tiene varios aspectos positivos.

Que ya exista un proyecto de ley, que se empiece a discutir en este segmento es un avance. Destaco la separación entre la operación de las redes de distribución como negocio de infraestructura que mantiene el carácter de monopolio, de la comercialización que puede desarrollarse en condiciones de competencia, el derecho del usuario a elegir a su comercializador de energía eléctrica y la entrada de nuevos actores al mercado de la distribución de la energía y que compitan en igualdad de condiciones entre ellos, con resguardo de la transparencia y protección de datos personales.

Sin embargo, en el presente proyecto de ley, no se regula cómo se pagarán las redes de distribución como negocio de infraestructura. Adicionalmente, tampoco se contempla en el marco de la calidad de servicio, cuál será el tratamiento que se dará al riesgo tecnológico y al cambio climático, que son los principales desafíos para las redes de distribución.

En su opinión, ¿cómo se puede ir perfeccionando la reforma a la distribución?

Esta reforma es urgente realizarla porque su implementación es de largo plazo, puede llegar a tomar un período de 10 años o más, lo que hace muy necesario iniciar y rediseñar esta reforma.

Creo que un tema relevante asociado al éxito de las reformas en general es el de informar a la ciudadanía y no generar expectativas que después no se logren cumplir.

Las autoridades no aprovecharon haber realizado una reforma integral al Sistema de Distribución, ingresando al Congreso en septiembre del 2020, solo uno de los tres proyectos de ley: el de portabilidad eléctrica”.

Por otra parte, es necesario culminar con éxito el primer proceso de tarificación del Valor Agregado de la Distribución (VAD), producto de la reforma de la ley N°21.194, en un proceso claro, transparente y técnicamente respaldado. El nivel de atraso que existe a la fecha en el desarrollo del Estudio de Costos sólo puede justificarse con un avance impecable y que pueda llegar a su fin sin mayores tropiezos.

Sin duda que las dificultades que han surgido en la realización de este primer proceso de tarificación del VAD, en el marco de la nueva ley, debe dejar un aprendizaje y es por ello que pienso que sería sumamente aportador y relevante, que una vez terminado se hiciera un análisis con los distintos actores que intervinieron en el mismo en términos de incorporar mejoras o perfeccionamientos para el próximo proceso, e identificar si ellos pueden ser objeto de futuras modificaciones administrativas, reglamentarias o legales, en este último caso, para incorporarlos en la futura Reforma al Sistema de Distribución. ¿Qué perspectivas ve en las cuentas de luz, considerando que todos prevén futuros incrementos al cliente final?

Por efecto de la Ley 21.185 que creó un mecanismo transitorio de estabilización de precios, que condicionan las tarifas hasta 2027 y 2030, el cobro de las deudas asociadas a las medidas excepcionales en favor de los usuarios finales de

Servicios Básicos domiciliarios de electricidad, creo que no se verá una rebaja profunda en ellas, aunque cuando puedan disminuir levemente (en el año 2023-2024 aproximadamente) por el efecto de la baja de precios producto de la entrada en vigencia de los contratos adjudicados en licitaciones de suministro efectuadas en 2015 y 2017, como también por la eventual baja del componente de transmisión en la cuenta final del cliente regulado. Hay recursos en el sistema que permitirían estos avances y estos debieran llevar asociadas soluciones conmutativas, solidarias y subsidiarias que permitan a los usuarios de menores ingresos ir asumiendo estos costos paulatinamente.

A su juicio, ¿qué solución puede tener a futuro el Fondo de Estabilización de Precio de la Energía?

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Foto: Gentileza Carolina Zelaya.

Visión Experta

Recordemos que la Ley 21.185, contempla un sistema de crédito al que se le llama “Fondo de Estabilización” que es financiado por las Generadoras, el que tiene una vigencia hasta junio 2023 o hasta que se acumule un saldo de US$1.350 millones. Así, la ley establece que a partir de julio de 2023 no se podrán incrementar los saldos no recaudados, para lo cual la CNE deberá determinar los ajustes necesarios al PEC ajustado (Precio Estabilizado a Cliente Regulado). Luego de alcanzar la deuda máxima establecida, el mecanismo establece la imposibilidad de generar más “saldos” (diferencias entre el precio que hubiera aplicado de conformidad al contrato y el precio establecido en el decreto de PNP respectivo), debiendo comenzar el proceso de devolución de la deuda.

Se ha señalado, en el sector, que en el caso que el límite del saldo se alcance antes de 2023, de acuerdo a las proyecciones que ha realizado la CNE, ello podría implicar alzas en las cuentas de la luz de los clientes regulados, si además el tipo de cambio supera los 790 dólares. Creo que es

“Es necesario, no prorrogar este fondo (de Estabilización de Precios), y empezar a sincerar los precios, sin perjuicio de analizar medidas para enfrentar las alzas en forma más focalizada para clientes residenciales y vulnerables.

necesario, no prorrogar este fondo, y empezar a sincerar los precios, sin perjuicio de analizar medidas para enfrentar las alzas en forma más focalizada para clientes residenciales y vulnerables. ¿Cómo ve el impacto de la Ley de Servicios Básicos en las distribuidoras y la eventual incorporación de un subsidio público?

Esta ley surgió de la necesidad de beneficiar a los clientes más vulnerables a partir de la crisis social y sanitaria que vive el país y así se entendió y se legisló en su momento, con un sentido de urgencia necesario. Sin embargo, las decisiones regulatorias requieren de revisión y adecuación de sus efectos y en ese sentido hay que buscar el financiamiento de esta medida, con una visión sistémica que es la que en mi opinión debe primar en este sector.

El aporte de los distintos segmentos y del Estado para que se normalicen los efectos del impacto de esta ley de servicios básicos y las medidas del congelamiento de tarifas, unido a la suspensión del corte de suministro por no pago, debiera ser la línea de trabajo y solución al tema. www.revistaei.cl | Noviembre 2021 | Nº260

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Energía

PROPUESTAS

Nuevo reglamento

de potencia en tierra derecha

Foto: Ministerio de Bienes Nacionales.

Infraestructura eléctrica en la zona norte del Sistema Eléctrico Nacional.

Mientras que en Contraloría están los cambios al DS 62 en lo relativo al Estado de Reserva Estratégica por el retiro de centrales a carbón, se revisan las observaciones del sector privado al borrador elaborado por el Ministerio de Energía.

EN LA ETAPA FINAL se encuentra el proceso para modificar el actual reglamento de transferencia de potencia entre empresas generadoras, lo cual se inscribe en la Estrategia de Flexibilidad que impulsa el Ministerio de Energía junto a actores del sector privado, donde una parte de los cambios ya han sido ingresados a

la Contraloría General de la República, mientras que otra parte está ad portas de ingresar a este organismo.

A fines de septiembre, el Ministerio de Energía ingresó a Contraloría las modificaciones al Decreto Supremo N°62, de 2006, donde se contempla incorporar el Estado de Reserva Estratégica a la regulación del sector eléctrico, para las unidades generadoras a carbón que comiencen el proceso de retiro del Sistema Eléctrico Nacional, en el marco del proceso de descarbonización.

En concreto, el reglamento plantea incorporar en el artículo 25 el siguiente inciso: “En el periodo www.revistaei.cl | Noviembre 2021 | Nº260

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Energía

Pilares considerados por el Ministerio de Energía También hay otras modificaciones que fueron sujetas a consulta pública, cuyo objetivo para el Ministerio de Energía giran en torno a estos principios: -Contar con un objetivo de suficiencia y una métrica de suficiencia para el sistema eléctrico nacional (SEN), que permita asignar potencia a las unidades generadoras en función del cumplimiento de dicho objetivo.

-Determinar los requerimientos de suficiencia para sistema, de acuerdo con los periodos de mayor exigencia en el referido sistema, entregando una señal eficiente y sostenible a la demanda que sean consistentes con dichos requerimientos.

-Contar con una metodología de asignación de potencia a las unidades generadoras que sea aplicable a cualquier tecnología y que dicha asignación sea en función del aporte que realizan las referidas unidades a la suficiencia del sistema.

-Perfeccionar diversos aspectos metodológicos relacionados con la determinación de las transferencias de potencia entre empresas generadoras establecidas en la Ley General de Servicios Eléctricos.

-La incorporación de la metodología denominada capacidad de transporte de carga efectiva (ELCC) es una de las propuestas de la autoridad para cambiar el actual reglamento de potencia (DS 62).

que medie entre la convocatoria realizada por el Coordinador y el momento en que la unidad inicie sus inyecciones o se cumpla el plazo indicado en el inciso primero del artículo 25 quáter del presente reglamento, el Coordinador podrá dejar sin efecto la convocatoria en caso que se hayan dejado de cumplir las condiciones indicadas en el artículo 25 quinquies del presente reglamento”.

Y se agrega: “En el mismo periodo, el Coordinador podrá postergar la fecha en la que la central sea convocada al despacho, si prevé que las condiciones identificadas en el artículo 25 quinquies del

A fines de septiembre, el Ministerio de Energía ingresó a Contraloría las modificaciones al Decreto Supremo N°62, de 2006, donde se contempla incorporar el Estado de Reserva Estratégica a la regulación del sector eléctrico, para las unidades generadoras a carbón que comiencen el proceso de retiro del Sistema Eléctrico Nacional.

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presente reglamento ocurrirán con posterioridad a lo previsto cuando se realizó la convocatoria. El dejar sin efecto la convocatoria o su postergación deberá realizarse con la anticipación que defina el Coordinador”.

Principales propuestas Además de estos cambios al reglamento, el Ministerio de Energía se encuentra revisando las observaciones realizadas al borrador del nuevo reglamento, cuyo proceso de consulta pública finalizó a inicios de octubre pasado. Luego de ello, el documento debe pasar al Ministerio de la Secretaría General de la Presidencia para posteriormente ingresar a la Contraloría.

Mientras se espera conocer el contenido final que tendría el nuevo reglamento, la autoridad ha dado a conocer los principales pilares de la propuesta entregada al sector privado en el documento borrador, el cual consta de seis títulos, con un total de 12 capítulos.

En el Título I, sobre consideraciones generales, se establece un cálculo anual preliminar referencial, además de que mensualmente se deberá actualizar el cálculo preliminar para efectos de la determinación de los correspondientes pagos. Finalmente, una vez transcurrido el año de cálculo, el Coordinador deberá comunicar el cálculo definitivo de las transferencias de potencia.

También se establece que la métrica de suficiencia será definida en la Norma Técnica que se emita a partir del nuevo reglamento, donde se podrán considerar métricas como LOLE y EENS. Otro punto que se plantea es que el objetivo de suficiencia sea definido mediante resolución exenta por la CNE, “cada cuatro años con ocasión del Estudio de Unidad de Punta, considerando entre otros, los objetivos definidos en los distintos instrumentos de política pública establecidos por el Ministerio de Energía”.

En el Título V, sobre control de punta y asignación de retiros de potencia, se busca establecer que haya un estudio anual del Coordinador Eléctrico Nacional para estimar los horarios de menor suficiencia en el sistema eléctrico que se proyectan para el siguiente año, considerando objetivo y métrica de suficien-

Foto: Gentileza IMF.

Energía

cia. También se considera que la CNE determine anualmente los periodos de control de punta en el Informe Técnico Definitivo de los precios de nudo de corto plazo, asociado al decreto cuya vigencia corresponda al primer semestre del año respectivo.

Para ello la CNE deberá considerar los resultados de los estudios anuales del Coordinador; la continuidad en las horas de los Periodos de Control de Punta; la consistencia de los Periodos de Control de Punta con el Objetivo de Suficiencia, y la minimización del número de horas de los Periodos de Control de Punta.

“A partir de dicho informe, los Periodos de Control de Punta serán fijados anualmente por el Ministerio de Energía en el decreto de PNCP cuya vigencia corresponda al primer semestre del año respectivo”, indica el plan del Ministerio.

Finalmente, entre otros planteamientos de la autoridad, se pretende establecer el concepto de Horas de Punta como el conjunto de horas dentro de los Periodos de Control de Punta Base que presentan los mayores niveles de demanda en el sistema o subsistema. Corresponde al conjunto de horas en las cuales se determina la Demanda de Punta, que actualmente tiene 52 registros en el DS 62.

Subestación eléctrica ubica en la zona centro sur del sistema eléctrico local.

Disposiciones transitorias La propuesta de cambio del Ministerio de Energía contempla varias disposiciones transitorias: Se propone que el reglamento entre en vigencia el 1 de enero del 5to año a partir de la publicación en el Diario Oficial de la Norma Técnica necesaria para la implementación del reglamento.

También se plantea un período para el desarrollo de las herramientas necesarias para implementar la metodología propuesta en el reglamento, y luego un período de marcha blanca de estas herramientas para corroborar su correcto funcionamiento y facilitar la trazabilidad por parte de los actores del sector.

Otra disposición es que, a partir de la publicación en el Diario Oficial de la Norma Técnica, el Coordinador deberá llevar un control estadístico de los estados operativos de las unidades generadoras, que permitan la aplicación del nuevo cálculo del IFOR. Finalmente, se establece una ventana móvil de 5 años para dar un tránsito gradual a nueva metodología y generar estabilidad en el largo plazo. Con todo, al año 9 se realizaría un cálculo completo con la nueva metodología ELCC.

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Foto: Gentileza IMF.

Energía

Parque eólico instalado en la zona sur del sistema eléctrico.

se analizó esta iniciativa legal, que establece una serie de condiciones en la instalación de los aerogeneradores. “¿Cuántos proyectos se verían afectados? Prácticamente todos en Biobío y La Araucanía, casi todos de Los Lagos y muchos desde la Región Metropolitana al Sur, de los que hay actualmente y de los que hay en desarrollo también, la gran mayoría”, afirmó la ejecutiva.

ANÁLISIS

El impacto del proyecto de ley que regula la construcción de

parques eólicos Webinar desmenuzó la iniciativa legal que se encuentra en el Congreso, donde se estimó que entre el 70% y 90% de los aerogeneradores existentes en la zona sur del sistema eléctrico no cumplirían las exigencias que se plantean en la propuesta legislativa.

LOS PARQUES EÓLICOS que operan en la zona sur del Sistema Eléctrico Nacional, especialmente entre las regiones del Biobío y de Los Lagos se verían afectados por el Proyecto de Ley que regula la construcción de complejos de aerogeneradores y que modifica la Ley sobre Bases Generales del Medio Ambiente, el cual se encuentra en tramitación en la Cámara de Diputados.

Así lo afirmó Patricia Darez, directora ejecutiva de 350renewable, en el webinar organizado por la misma compañía y Guerrero Olivos, en que

“Si tomamos los que hay actualmente como una medida de cuántos van a estar afectados, el 70% al 90% de los aerogeneradores en Biobío, La Araucanía y Los Lagos, no cumplen con alguno de los criterios de distancia, a excepción de San Pedro en Chiloé”, precisó.

En cuanto a distancia de los aerogeneradores, Darez señaló que “esto normalmente es algo que miran los fabricantes de turbinas de tal forma que las palas no tengan carga por fatiga; es decir que no creen turbulencias que afecten la integridad estructural”.

“Aunque supongo, ya que la ley no está bien detallada, que probablemente una mayor concentración de aerogeneradores signifique una mayor emisión de ruidos, parpadeo de sombra y de otros efectos. Pero la forma más eficiente de hacerlo es hacer una gestión de estos efectos es limitar la inmisión (lo que recibe el receptor) y no la emisión”, explicó.

Según Clemente Pérez, socio de Guerrero Olivos, la iniciativa legal plantea “una situación bien compleja y por eso pienso que se necesita buena normativa y, para mí, necesitamos mejorar la licencia social y la aceptación ambiental de los proyectos eólicos”.

“Necesitamos tomar las precauciones; tener distanciamiento relevante porque pueden pasar muchas cosas como las que estamos mencionando, como que gente se vaya a vivir cerca, que reclamen el cumplimiento de algunas normas”, concluyó. www.revistaei.cl | Noviembre 2021 | Nº260

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MERCADO ELÉCTRICO

ENERGÍA EÓLICA: SIEMENS GAMESA DESTACA AVANCES EN DIGITALIZACIÓN PARA OPTIMIZAR VALOR DE ACTIVOS En la industria de generación eólica, uno de los factores clave, que determina la rentabilidad de la inversión y la calidad del servicio, es la disponibilidad de los activos. Dado que los aerogeneradores están generalmente situados en lugares remotos y alejados de los centros urbanos, las soluciones digitales de diagnóstico basadas en procesamiento de datos pueden reducir el número de visitas de servicio, permitiendo realizar diagnóstico y resolución de problemas de forma remota, mejorando así los niveles de disponibilidad.

Adicionalmente, un diagnóstico remoto oportuno y acertado permite minimizar el impacto de posibles fallas, evitando daños mayores en los componentes afectados o en sistemas adyacentes.

“Con una sólida presencia en Latinoamérica, Siemens Gamesa lidera el camino hacia un futuro más limpio, con excelencia en ingeniería y servicios de mantenimiento inteligentes que permiten monitoreo, operación y mantenimiento remoto de los parques eólicos, logrando así que los activos informen de forma proactiva el tipo de servicio que requieren y cuándo realizarlo, para lograr una operación más eficiente y optimizada”, destaca Gustavo Valbuena, director de Ventas de Servicios para Siemens Gamesa en Latinoamérica.

“A través del diagnóstico predictivo y el monitoreo de la condición y del desempeño de los activos, 24 horas al día, 365 días al año, que realizan nuestros centros de control situados alrededor del mundo, detectamos y damos respuesta a cualquier problema antes de que se convierta en una falla crítica. El beneficio de esto es: Un mantenimiento con costos reducidos y más planificado, así como una mayor disponibilidad de los activos de generación que incrementa la rentabilidad en la operación”, indica el ejecutivo.

La respuesta de Siemens Gamesa para garantizar la integridad de las palas a lo largo de la vida de la turbina es el programa BIM, que comprende tanto la inspección avanzada como el mantenimiento predictivo y preventivo, así como las reparaciones requeridas. Dentro del módulo de Inspección de BIM se incluye la herramienta VBAI (Vision

Based Asset Integrity), una plataforma digital basada en la nube que, haciendo uso de datos históricos de mantenimiento, potencia la correcta toma de decisiones para una estrategia optimizada de mantenimiento.

“A través de la herramienta VBAI, Siemens Gamesa consigue automatizar el proceso de evaluación del estado de condición de una pala, pasando de más de 12 horas de trabajo manual a menos de 2 horas. Los datos obtenidos en la inspección se analizan mediante técnicas de inteligencia artificial y machine learning, y se validan con el asesoramiento del equipo de ingenieros expertos para que nuestros clientes puedan priorizar y planificar de forma correcta y eficaz las acciones requeridas y su costo”, señala Valbuena, quien tiene como sede la oficina comercial de Siemens Gamesa en Chile.

La información obtenida desde el sistema de monitoreo alimenta modelos de mantenimiento predictivo que permiten planificar los correctivos necesarios con suficiente anticipación para impedir daños mayores o paradas de máquina prolongadas, que se traducen en pérdidas de producción del parque.

Valbuena resalta las ventajas tener integrados los centros de control, centros logísticos y la red de personal técnico en parque, así como la utilización de herramientas de predicción meteorológica y de precios de energía que “permiten detectar las ventanas óptimas ejecución de los trabajos, con una correcta planificación de actividades, así como las herramientas y repuestos requeridos para dichos trabajos. Esto garantiza un mantenimiento preventivo o correctivo eficiente, con el menor impacto en el caso de negocio del cliente”.

“Creemos que el futuro de los servicios de mantenimiento se orienta hacia la excelencia operativa basada el procesamiento de datos. Usando plataformas de big data y técnicas analíticas avanzadas, ofrecemos un mantenimiento más predictivo y preventivo. El objetivo es: mayor confiabilidad, seguridad y disponibilidad de los activos, mejorando la planificación y ejecución del mantenimiento, así como su costo”, afirma Valbuena.

HITACHI ENERGY CUMPLIÓ UN AÑO DE OPERACIONES EN CHILE Hitachi Energy cumplió un año de operaciones en Chile, convirtiéndose en el socio estratégico de sus clientes para la realización de proyectos más sostenibles, flexibles y seguros.

Ramón Monrás, Country Managing director para Latinoamérica de la empresa, señaló que “trabajamos en pro de la sostenibilidad, apostando e incentivando para un futuro energético más sostenible.

Al combinar soluciones y servicios digitales avanzados, la empresa está atendiendo a clientes y socios creando conjuntamente soluciones para resolver el desafío mundial de un futuro inclusivo y equitativo sin emisiones de carbono”.

Entre los trabajos que ha realizado la compañía en el último año destaca el suministro de transformadores digitales de potencia para 12 proyectos de Mainstream, contribuyendo a la integración

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de la energía sostenible en la red. Estos suman más de 1,5 GW de capacidad de energía renovable, suficiente electricidad para abastecer a más de 1,3 millones de personas, más del 7% del consumo total actual en Chile.

Por otro lado, también está la modernización de la subestación Alto Jahuel de Transelec en la Región Metropolitana, convirtiéndola en la primera subestación digital del país. Actualización que también se está llevando a cabo en la subestación Diego de Almagro. Estos proyectos permiten una transmisión de electricidad más segura y confiable en la zona central y norte del país, alineándose con la estrategia de Transelec de mejorar su servicio al cliente a través de proyectos digitales transformadores, con equipos que se comunican a través de fibra óptica.

MERCADO ELÉCTRICO

HIDRÓGENO: APARECEN LOS GRUPOS ELECTRÓGENOS DE CAT QUE OPERAN AL 100% CON ESTE COMBUSTIBLE

Además, también lanzarán soluciones de generación de energía disponibles comercialmente de 400 kW a 4,5 MW que se pueden configurar para funcionar con gas natural mezclado con hasta un 25% de hidrógeno.

A finales de 2021, CAT empezará a ofrecer el grupo electrógeno de gas Cat G3516H configurado específicamente para usar hidrógeno al 100% como combustible. Inicialmente disponible como unidades de demostración en América del Norte y Europa y con entregas iniciales a fines de 2022, el grupo electrógeno Cat G3516H tendrá una potencia de 1250 kW para aplicaciones de administración de carga, y carga continua en 50 o 60 Hz.

electrógenos de gas CG132B, CG170B, G3500H, G3500 de respuesta rápida y CG260 disponibles comercialmente configurados para permitir el funcionamiento con gas natural mezclado con hasta un 25% de hidrógeno. Esto incluye también la posibilidad de adaptar y convertir ciertos equipos existentes para aceptar estos niveles de hidrógeno.

Foto: Gentileza CAT.

La empresa CAT anunció que comenzará a ofrecer grupos electrógenos, capaces de operar al 100% con hidrógeno, incluyendo el que se produce mediante energías renovables, el cual ha sido diseñado a pedido a partir del cuarto trimestre de este año.

También la empresa planea un despliegue por etapas de los grupos

WÄRTSILÄ: CHILE PUEDE BAJAR CASI A LA MITAD EL COSTO DE LA ELECTRICIDAD POR REEMPLAZO DEL CARBÓN A 2050 Chile puede reducir casi a la mitad el costo total de la electricidad de aquí a 2050, si elimina la energía del carbón para 2030, 10 años antes de lo previsto actualmente, según la modelización realizada por Wärtsilä.

Según el análisis, el rápido aumento de la infraestructura eólica y solar fotovoltaica en el sistema energético, con el respaldo de soluciones flexibles de almacenamiento de energía para equilibrar su intermitencia, sólo aumentaría el costo de la energía en alrededor de US$1 por MWh hasta 2030. Tras este período de rápido desarrollo de las energías renovables, el Coste Nivelado de la Electricidad (LCoE por sus siglas en inglés) se reduciría drásticamente a menos de US$33 por MWh para 2050, casi la mitad del precio actual de US$54 por MWh.

Foto: Gentileza Wärtsilä.

Así lo señala el informe de Wärtsilä “Front-loading Net Zero”, donde se demuestra que los sistemas de energía neta cero son alcanzables

sobre la base de tecnologías ya disponibles a gran escala en países alrededor del mundo y no tienen que costar mucho más.

Alejandro McDonough, director general ejecutivo de Wärtsilä en Chile, y coautor del informe, destacó: “La notable composición geográfica de Chile y la formulación de políticas ambiciosas han catapultado su sector de energías renovables, permitiendo que el país se convierta en un líder en la producción de energía limpia en Sudamérica. Sin embargo, a pesar de un fuerte movimiento hacia las energías renovables, la flota de combustibles fósiles de Chile sigue limitando su transición hacia un sistema 100% renovable”.

“El riesgo al que se enfrenta Chile es no actuar con la suficiente rapidez.

Hay que tomar medidas urgentes para sustituir los sistemas eléctricos alimentados con carbón, así como las turbinas de gas de ciclo combinado que no son flexibles, y que no pueden equilibrar eficazmente las energías renovables. Nuestra modelización demuestra que esto no sólo es posible, sino que es alcanzable en base a las tecnologías actuales que están disponibles a gran escala”, agrega el ejecutivo.

Para cerrar la brecha creada por la eliminación gradual del carbón para 2030, Chile debe añadir 15 GW de energía solar fotovoltaica y 5,2 GW de capacidad eólica de aquí a 2030 para satisfacer la futura demanda de electricidad. También se necesitan 9.5 GW de capacidad flexible, proporcionada tanto por almacenamiento de energía como por centrales térmicas de equilibrio, para gestionar la intermitencia de las energías renovables y proteger la seguridad del suministro.

Alejandro McDonough afirma: “Al avanzar rápidamente hacia una energía 100% renovable, Chile tiene el potencial de cambiar drásti-

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PUBLIQUE EN

INFORMES TÉCNICOS ENERO Edición 262

2

1 Ingeniería y construcción

Seguridad: Servicios y protección personal

CIERRE COMERCIAL 10 DE DICIEMBRE

PROMO

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camente el ecosistema energético en las Américas. Las exportaciones de energía limpia podrían generar un cambio drástico en la región, lo que crearía una nueva oportunidad para que Chile se sitúe como líder internacional en energía limpia”.

El informe también muestra que una rápida transición hacia las energías renovables desbloqueará las exportaciones de energía limpia en el futuro, lo que permitirá que Chile se convierta en uno de los principales exportadores de energía en las Américas. Chile es actualmente un importador neto de energía, con importaciones de gas natural que alcanzaron 4,9 millones de metros cúbicos en diciembre de 2019, el nivel anual más alto registrado.

En el mismo año, Chile también importó 11,4 toneladas cortas de carbón. La rápida expansión de las energías renovables generará nuevas oportunidades para el desarrollo de combustibles limpios alternativos en el futuro. En el marco de la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde, Chile pretende aumentar la capacidad de electrólisis a 25 GW para 2030, lo que le permitirá convertir el exceso de electricidad generada por las energías renovables en hidrógeno verde. Esto no sólo acelerará la descarbonización de áreas difíciles de alcanzar, como el transporte, sino que permitirá que Chile se convierta en un exportador neto de energía.

“La transición de Chile hacia una energía 100% renovable se apoya en el equilibrio energético y el almacenamiento en baterías. En el centro de todo esto, el hidrógeno verde no sólo apoyará una mayor penetración de las energías renovables, sino que también permitirá que Chile se convierta en un exportador neto de energía. Para ello, Chile debe acelerar la eliminación de las centrales eléctricas alimentadas con carbón”, añadió Alejandro McDonough.

IMPORTANTE CLIENTE OBTIENE ALTA CALIFICACIÓN TÉCNICA EN INGENIERÍA DE LICITACIÓN DESARROLLADA POR REICH A fines de septiembre se publicó el acta de evaluación técnica asociada al proceso de licitación del Plan de Expansión Anual de Transmisión de 2019, instancia en que el Coordinador Eléctrico Nacional otorgó altas calificaciones técnicas a las cuatro obras desarrolladas por un equipo de profesionales de Reich Ingeniería, para un importante operador del sistema eléctrico nacional.

Particularmente, el cliente se posicionó con la calificación más alta para la obra individual de la nueva línea 1×66 kV Angol–Epuleufu y para el proyecto de ampliación en S/E Angol, así como con la segunda mejor calificación para el proyecto de la Nueva S/E Seccionadora Epuleufu. Además, obtuvo el tercer lugar (de nueve proponentes), para la obra individual correspondiente a la nueva S/E La Ligua.

“Estamos muy felices del profesionalismo de nuestro equipo, quienes gracias al apoyo permanente del cliente pudieron desarrollar la oferta técnica de la mejor manera posible”, aseguró el director y consultor senior, Federico Reich.

MERCADO ELÉCTRICO

DESIGNACIONES Acesol La Asociación Chilena de Energía Solar (Acesol) anunció la designación de Guillermo Guzmán como Ingeniero de Estudios del gremio.

Es ingeniero electricista de la Universidad de Santiago, tendrá como misión apoyar los temas del área de estudios y regulación de la institución, con el propósito de hacer crecer el desarrollo de la energía solar en Chile, propiciando la necesaria transición energética.

Coordinador Eléctrico Nacional El Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico Nacional ha nombrado al ingeniero y actual consejero, Felipe Cabezas, como vicepresidente de la organización por el período de un año. El ejecutivo es ingeniero civil industrial con mención en Electricidad de la Pontificia Universidad Católica de Chile y magíster en Ciencias de la Ingeniería de la misma casa de estudios.

Enel Generación Chile Alfredo Hott asumió como gerente de Trading y Comercialización de Enel Generación Chile. Es ingeniero civil electricista de la Universidad de Chile y tiene un MBA de la Universidad Adolfo Ibáñez. Anteriormente se desempeñó como gerente de Gestión de Riesgos y Estrategia de la empresa.

Fraunhofer Chile Fundación Fraunhofer Chile Research dio a conocer el nombre del nuevo gerente general de la institución: Frank Dinter, quien es doctor en Ingeniería de Sistemas Almacenamiento de Energía Térmica con una vasta trayectoria en la industria de energías renovables.

GPM-A.G. Rodrigo Sáez asumió la presidencia del directorio de GPM-A.G., que agrupa a los pequeños y medianos generadores. Es ingeniero en electrónica de la Universidad Santa María y tiene un MBA en la Universidad de Chile, además de ser máster en Energy de la USM y de la Offenburg University de Alemania.

Es gerente general de Enlasa y también fue gerente general de EnorChile.

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Índice Avisadores

ABB S.A.

Bac Ingenieros

Tapa Cuatro

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B2B Inteligencia de Mercados Aviso Estudio CM3- Energia del Hidrógeno Verde en Chile y el mundo 2021

Tapa36 Dos

CMI Universidad de Chile B2B 2021 Calendario Conferencias

Tapa 28 Tres

Conecta Ingeniería S.A. Electricidad Newsletter

2436

Editec Ferias y Conferencias 32 Electromov 40

Exponor 2 Elecgas 2019 Tapa Tres Hitachi ExponorEnergy 2019 Chile S.A. Informe Técnico Foro Apemec 2019Electricidad Reich Ingeniería Ltda.

Forosur 2019 RHONA S.A.

Inteligencia de Mercados

Siemens Gamesa Renewable Energy Chile SPA.

Tapa Cuatro 22 - 10 3044

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Tapa Dos

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RHONA S.A.

2

Transformadores Tusan S.A.

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UNHOLSTER S.A.

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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 Arenas, Ejecutiva Comercial.

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

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