Revista Electricidad 272

ALMACENAMIENTO DE ENERGÍA:

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Informe Técnico: Avanza implementación del SGIIE

Entrevista a Rodrigo Espinoza, gerente de Operación del Coordinador Eléctrico

Reportaje: Propuestas para aumentar los recursos humanos calificados en el sector energético

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.

Paisaje

EL 21 DE NOVIEMBRE, casi un año después de ser ingresado a tramitación al Congreso, se publicó en el Diario Oficial el proyecto de ley que promueve el almacenamiento de energía eléctrica y la electromovilidad. Una iniciativa presentada por la administración anterior y que, como lo ha señalado la actual, es resultado de un trabajo que ha caracterizado las medidas energéticas en Chile, considerando políticas públicas estables que trascienden a los gobiernos.

Lo anterior se da en un contexto en que hoy, con mayor frecuencia, están entrando en fase operativa o ingresando a evaluación ambiental proyectos de gran envergadura conformados por plantas fotovoltaicas y sistemas de almacenamiento mediante baterías de litio (BESS). El último de ellos, al cierre de esta edición, fue la inauguración de la central Diego de Almagro Sur, de Colbún, en la comuna del mismo nombre en la región de Atacama, con una potencia instalada de 230 MW, de generación fotovoltaica, y una potencia de 8MW y capacidad de almacenaje de 32 MWh.

compensando así la variabilidad de los recursos renovables, sino también porque este mismo atributo ha sido destacado como un factor que puede aportar flexibilidad al SEN.

Aún más. La generación de energía a partir de sistemas de almacenamiento está siendo considerada, junto con nuevas obras de generación, dentro de las opciones a las que el país puede echar mano para sumar los GW necesarios de manera de poder adaptar el sistema al retiro acelerado de todas las centrales a carbón al año 2030, si es que esta meta se logra alcanzar.

“Bastante se está comentando en los foros y encuentros del sector eléctrico sobre los beneficios del almacenamiento de energía, destacando su rol habilitante para la incorporación masiva de las tecnologías renovables”.

En efecto, según estimaciones de Acera, para que se concrete lo anterior, sería necesario la implementación de sistemas de almacenamiento de gran duración, como solar CSP –tecnología ya implementada en la planta Cerro Dominador– y bombeo hidráulico, sumándose así a los módulos BESS.

Paralelamente, bastante se está comentando en los foros y encuentros del sector eléctrico sobre los beneficios del almacenamiento de energía, destacando su rol habilitante para la incorporación masiva de las tecnologías renovables. De hecho, no solamente porque permite producir energía durante las horas en que no hay sol o corre menos viento,

Con todo, esta opción es hasta ahora la más desarrollada en Chile, en gran parte, por su rentabilidad. De este modo, cada día será más común escuchar de proyectos fotovoltaicos que se desarrollan en combinación con racks de baterías; grandes contenedores de 10 o 12 metros de longitud que pueden pesar varias decenas de toneladas, y que cada día, además, nos acostumbraremos a ver como componentes de las centrales de energía renovable. Poco a poco, están formando parte del paisaje.

ALMACENAMIENTO DE ENERGÍA:

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Con la promulgación de la Ley de Almacenamiento y Electromovilidad, se dará un mayor impulso en el país al desarrollo de los sistemas para acopiar la energía generada a partir de fuentes renovables.

A FINES DE OCTUBRE, Chile registró un logro inédito en materia de generación eléctrica. Por primera vez, la energía producida por plantas solares y eólicas superó a aquella generada por centrales térmicas a carbón, en un período de 12 meses. Sin duda, todo un hito, que se da en el con texto de los esfuerzos del país por impulsar la descarbonización acelerada –en la medida de lo posible–, para llegar a la meta de la carbono neutralidad al año 2050.

En el marco de este debate, el almacenamiento ha asumido un rol protagónico, definiéndosele como una herramienta clave para aumentar la contribución de las energías renovables en la matriz eléctrica nacional. Esto, gracias a que permite compensar la variabilidad de las llamadas fuentes limpias y con ello, por ende, aportar flexibilidad al sistema eléctrico.

Autoridades, expertos y gremios del sector concuerdan en que un problema que impide aprovechar más la potencia generada por las centrales renovables es la falta de sistema de transmisión con la capacidad necesaria para transportarla hacia los centros de consumo. Debido a ello se producen los vertimientos, o pérdidas que experimentan las plantas energéticas con el elemento que no puede ser evacuado.

Ana Lía Rojas, Directora Ejecutiva de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera A.G.), afirma que la cantidad de energía ERNC perdida por restricciones de transmisión desde enero a septiembre de 2022 equivale al casi el 100% de la energía adjudicada en la última licitación de clientes regulados (748 GWh).

La líder gremial advierte que Chile registra prácticamente los mismos niveles de vertimiento de energía renovable que antes de la interconexión SIC-SING, lograda en 2017. “Ante la ausencia de una gestión de red que incorpore la minimización de vertimientos y a la espera de que se concrete la próxima gran obra de transmisión –línea HVDC Kimal – Lo Aguirre– el almacenamiento es una de las respuestas más factibles para aumentar la capacidad de transferencias en el sistema eléctrico”.

Foto: Gentileza AES Andes

Hoy se construye la segunda etapa del Virtual Reservoir, en la central hidroeléctrica Alfalfal ubicada en la RM.

Hito normativo

En ese sentido, un hito a nivel normativo se concretó el 21 de noviembre con la publicación en el Diario Oficial de la ley N° 21.505, que promueve el almacenamiento de energía eléctrica y la electromovilidad. Entre sus principales aspectos está que habilitará que, a los proyectos de almacenamiento puro –es decir, aquellos sistemas que no están asociados a centrales de generación–, se les pague por inyectar energía al sistema eléctrico y por estar disponibles en los momentos de mayor demanda.

Asimismo, permitirá que a los proyectos productivos que cuenten con capacidad propia de generación eléctrica renovable –por ejemplo, hidrógeno verde– paguen cargos que le correspondan por el uso del sistema eléctrico solo basado en la energía y potencia efectivamente retirada del mismo.

Esta ley viene a entregar las habilitaciones legales necesarias, en particular, en lo relacionado con la remuneración por energía y potencia de sistemas de almacenamiento autónomos”, Ana Lía Rojas, Directora Ejecutiva de Acera A.G.

Sumado a lo anterior, la norma habilita a los sistemas de almacenamiento –incluyendo a vehículos eléctricos– para inyectar energía a la red de distribución eléctrica.

Otro aspecto del texto es que incorpora a los “sistemas de almacenamiento” en diversas normas de la Ley General de Servicios Eléctricos, para habilitar su remuneración. Esto posibilitará el desarrollo de proyectos de almacenamiento de diversas tecnologías (baterías y aire comprimido, entre otras) y maximizar la integración de energías renovables variables como la solar y la eólica.

Desde el ministerio de Energía destacan la entrada en vigor de la ley N° 21.505. El ministro Diego Pardow señala que la nueva regulación “permitirá el desarrollo de energías renovables

flexibles. ¿Qué significa esto? Incentivar el uso tecnologías limpias que posibiliten al sistema responder durante los peak de demanda, de manera de dejar de depender de los combustibles fósiles. Esa es la única manera que permitirá descarbonizar nuestra matriz energética”.

Por su parte, el subsecretario de la cartera, Julio Maturana, comenta que “sacar esta ley de Almacenamiento era clave para dinamizar el sector, para darle más flexibilidad y para permitirle una entrada más amplia y diversa a las energías renovables”.

Indica, además, que el impulso a los sistemas de acopio de energía “va a entregar mucha flexibilidad al Sistema Eléctrico Nacional, porque hoy día producimos mucha energía en algunos lugares del país y no tenemos cómo transmitirla; llevarla hasta otras zonas de alta demanda”.

Futuras leyes

Desde la perspectiva gremial, Ana Lía Rojas comenta que “esta ley viene a entregar las habilitaciones legales necesarias, en particular, en lo relacionado con la remuneración por energía y potencia de sistemas de almacenamiento autónomos”. Añade que “existe un adecuado nivel de consenso de la industria eléctrica renovable en este proyecto de ley y el sentido de urgencia que

Dentro de la ley N° 21.505 también se con sidera el impulso de la electromovilidad por medio de estímulos para migrar a ese tipo de medios de transporte. Al respecto, la norma rebajará transitoriamente por ocho años el costo de los permisos de circulación de los vehículos eléctricos (VE), para equipararlo con los de automóviles de combustión interna, que son cerca de un 65% más baratos.

De hecho, en los primeros dos años existirá una exención total, la cual disminuirá gra dualmente hasta el octavo año.

Foto: GentilezaA

Ana Lía Rojas, Directora Ejecutiva de Acera A.G.

Impulso a la movilidad eléctrica

se ha dado para que las condiciones habilitantes para la transición se desarrollen”.

En su opinión, no obstante, se requieren otros apoyos legislativos mediante futuros proyectos de ley que aborden el déficit de transmisión y la promoción de más energías renovables. “Las mejoras en materia de almacenamiento, electromovilidad y otras medidas para la electrificación de consumos se pueden incorporar en iniciativas posteriores o a nivel de reglamento y normas técnicas, pero la señal que se requiere es ahora”, sostuvo Rojas.

Por otra parte, en AES Andes comentan que “se trata de una ley que promueve de forma importante la inversión en sistemas de almacenamiento, ya que reconoce legalmente el atributo de suficiencia y la capacidad de inyectar energía al sistema eléctrico en los momentos de mayor demanda, por lo que se espera la incorporación de más y nuevos proyectos con

este tipo de soluciones, que serán de gran utilidad para reducir los vertimientos de energía renovable que presenta el Sistema Eléctrico Nacional”. Cabe mencionar que esta compañía fue la primera que implementó un sistema de este tipo en el país.

BESS

De acuerdo con cifras de Acera, actualmente existe en Chile una capacidad instalada de almacenamiento de 64 MW, correspondiente a proyectos distribuidos en las regiones de Arica y Parinacota, de Antofagasta y Metropolitana.

En el mundo, existen varios tipos de tecnologías para almacenamiento de energía, pero la más desarrollada y rentable hasta ahora es aquella mediante el uso de baterías de litio o mejor conocida como BESS (Battery Energy Storage Systems).

En 2009, AES Andes introdujo en el país el primer sistema BESS, que actualmente funciona al interior de la subestación Andes, en la región

Foto:

Gentileza AES Andes

Foto: Gentileza

Cesar Saenz, LATAM Utility & ESS Manager de Sungrow

Sistema de almacena miento implementado en la central hidroeléctrica Alfalfal.

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de Antofagasta. Desde esa fecha, la compañía ha construido otros dos bancos de almacenamiento de energía en Mejillones: BESS Angamos y BESS Cochrane.

“A su vez, en 2021 la compañía consolidó esta tecnología como un importante habilitador de su estrategia transformacional Greentegra, al completar la construcción de la primera etapa del Virtual Reservoir, adyacente a la central hidroeléctrica Alfalfal, en San José de Maipo, Región Metropolitana, siendo estas baterías las primeras en ser instaladas con la finalidad de optimizar la utilización del agua en una planta hidroeléctrica de pasada”, afirman en la empresa.

Hoy, la firma construye la segunda fase del Virtual Reservoir en la central Alfalfal y avanza en la ejecución de los proyectos Andes Solar IIb y Andes Solar IV, que incluyen baterías y se localizan en la región de Antofagasta. “En el caso de Virtual Reservoir II, esta nueva etapa incluirá 40 MW de baterías con capacidad de almacenamiento de 5 horas, suficientes para alimentar a más de cien mil hogares durante dicho período de tiempo”, explican.

De carbón a sales fundidas

Hoy, es difícil decir cuánto va a costar una batería en cuatro o cinco años más”, Alejandro Donough, Business Development Manager de Wärtsilä.

Añaden que, por otra parte, “el proyecto Andes Solar IIb contará con una capacidad de 180 MW solares e incluirá el sistema de almacenamiento más grande de Latinoamérica, con una capacidad para almacenar 112 MW por 5 horas (560 MWh de energía)”.

Desafíos técnicos

El desarrollo e impulso a los sistemas de almacenamiento BESS trae aparejado consigo varios desafíos técnicos, como por ejemplo en términos de logística, por el elevado peso que tienen las baterías. Esto ha llevado a que algunas empresas adapten los diseños de sus soluciones en función de las posibilidades que ofrecen los medios de transporte disponibles.

Otro aspecto que ha motivado la búsqueda de soluciones eficientes es la necesidad de contar con refrigeración los racks de acumuladores, pues la estabilidad térmica es fundamental para el rendimiento y la vida útil de la batería.

En octubre del presente año, AES Andes ingresó a evaluación ambiental el proyecto Alba, una iniciativa pionera que explora ser una alternativa para la reconversión a centrales termoeléctricas a carbón a través del uso de sales fundidas. “Específicamente, el proyecto considera la posibilidad de reemplazar la actual generación a carbón de las unidades 1 y 2 de la central termoeléctrica Angamos, ubicada en Mejillones, región de Antofagasta, por un sistema de sales fundidas (Molten Salt), permitiendo con esta tecnología almacenar energía y capacidad libre de emisiones para posteriormente ser utilizada en el sistema eléctrico”, afirman en la compañía.

Agregan que las sales fundidas serán calentadas con energía eléctrica proveniente de fuentes renovables. “Estas sales serán direccionadas al generador de vapor, donde intercambiarán calor con el agua, generando el vapor necesario para alcanzar una potencia de 560 MW, considerando ambas unidades en operación”, detallan.

Este, sin embargo, no es el primer proyecto que se desarrolla en Chile con dicha tecnología. En 2021 se concretó otro hito en este ámbito, con la inauguración de la planta de CSP Cerro Dominador, que por medio de almacenamiento térmico con sales fundidas es capaz de proveer energía solar fotovoltaica en un régimen 24/7.

Cesar Saenz, LATAM Utility & ESS Manager de Sungrow sostiene que la compañía migró de mecanismos de enfriamiento por aire, a aquellas que utilizan líquido. Según el ejecutivo, es por varios motivos. Entre ellos, que la batería venía en un contenedor de 40 pies (12 metros). “La solución de enfriado por líquido tiene mayor densidad de potencia cuando se hace el layout de dos, cuatro u ocho equipos, etc.”, sostiene el ejecutivo.

Añade que una segunda ventaja del sistema de enfriado por líquido es que ocupa un 25% menos de superficie, comparado con soluciones tradicionales de refrigeración por aire. También, resalta que los primeros consumen menos de la mitad de energía que las alternativas tradicionales, ya que estas utilizan equipos de aire acondicionado que son intensivo en el uso de energía.

Foto: Gentile

Alejandro Donough, Business Development Manager de Wärtsilä

Por su parte, Alejandro Donough, Business Development Manager de Wärtsilä, concuerda con que la opción de enfriamiento líquido es la más eficiente. En ese sentido, comenta que la empresa comercializa dos modelos de contenedores. Uno, de 40 pies de largo (12 metros), con capacidad de 6 MWh, y otro de 10 pies, denominado Quantum, de 1,4 MW de potencia.

Según detalla, una ventaja del Quantum es que cuenta con refrigeración por líquido. “Es decir, es mucho más precisa la evacuación de calor de la batería, dentro del contenedor, y eso redunda en mayor durabilidad”.

La compañía implementó el sistema de baterías de almacenamiento en el proyecto Diego de Almagro Sur, que Colbún inauguró en esta comuna, en lo que se transformó en el primer proyecto conjunto PV+BESS en la región de Atacama.

Precios a la baja

A medida que avanza el desarrollo de los sistemas BESS en Chile, los precios de esta tecnología han ido bajando. En efecto, Alejandro Donough

El almacenamiento de energía es un nuevo activo de la red, habilitado por el crecimiento de la generación de energía renovable variable”, Ángela Castillo, Business Development Director Energy & Process Industries Latin America de Black and Veatch.

expresa que “hoy es difícil decir cuánto va a costar una batería en cuatro o cinco años más”.

Al respecto, Ángela Castillo, Business Development Director Energy & Process Industries Latin America de Black and Veatch, sostiene que el costo de implementar almacenamiento de energía está hoy en su nivel más bajo. “Se prevé que en 2030 cueste menos de la mitad que hoy”, recalca la profesional. Sin embargo, aclara que “no es barato, por lo cual el dimensionamiento y la optimización son muy importantes”.

Añade que las celdas de baterías de litio utilizadas en dispositivos móviles y vehículos eléctricos son las mismas que se usan para el almacenamiento de energía estacionaria en la red. “Por eso, las economías de escala en la fabricación de esas celdas hacen bajar los costos”, puntualiza.

Batería equipada con sistema de enfriamiento por líquido

Ángela Castillo, Business Development Director Energy & Process Industries Latin America de Black and Veatch

Gráfica: Gentileza Sungrow

Asimismo, la ejecutiva da cuenta de algunas tendencias que ya se manifiestan en Estados Unidos en el ámbito del almacenamiento de energía. Por ejemplo, que el tercer trimestre de 2020 fue el mayor de la historia para el desarrollo de este tipo de tecnología en dicho país.

De igual manera, señala que una novedad que se viene es el almacenamiento de larga duración. “No solo 12 horas, sino 24, 48 y 168 horas”, precisa la ejecutiva. Sumado a ello, añade que se impulsarán los sistemas híbridos de almacenamiento, con cualquier activo de la red.

Metas a 2030

Según Ana Lía Rojas, para lograr las metas del proceso de descarbonización acelerada se requiere aumentar la generación a partir de fuentes renovables y, en eso, estima que el almacenamiento podría ser clave. “Aunque no haya retiros adicionales de centrales a carbón en el periodo 2021- 2025, igualmente se requieren en torno a los 5 GW en obras de generación adicionales, por sobre los 10

El 28 de noviembre, Colbún inauguró el proyecto Diego de Almagro Sur, en la región de Atacama, que comprende un parque fotovoltaico y un sistema de almacenamiento de energía mediante baterías.

GW en curso (dado los 3 GW de desconexión de carbón en el periodo)”, afirma.

De este modo, añade que para poder adaptar el sistema a la salida total de centrales a 2030, se requiere el desarrollo de capacidad adicional por 7,5 GW, dentro de los cuales se considera la incorporación de cerca de 2 GW en sistemas de almacenamiento de gran duración, como solar CSP y sistemas de bombeo hidráulico.

La solución de enfriado por líquido de sistemas BESS tiene mayor densidad de potencia cuando se hace el layout de dos, cuatro u ocho equipos”, Cesar Saenz, LATAM Utility & ESS Manager de Sungrow.

En la misma línea, Ángela Castillo señala que el almacenamiento de energía es, además, “una solución para la estabilidad de la red, que permite equilibrar el aumento de la generación de energía renovable variable”.

Foto: Gentileza Colbún

Black & Veatch promueve el almacenamiento de larga duración para energías renovables

Los sistemas de baterías BESS prometen resolver el mayor obstáculo de las ERNC, como es su variabilidad a corto plazo y el desequilibrio estacional.

La generación mediante Energías Renovables No Convencionales (ERNC) crece fuertemente, y se proyecta que en 2050 casi la mitad de la energía mundial será suministrada por esta vía. Lo anterior, pone de manifiesto la necesidad de avanzar en el desarrollo de nuevas tecnologías que permitan resolver el mayor obstáculo para este tipo de sistemas, como es la variabilidad a corto plazo y el desequilibrio estacional. “El almacenamiento de energía a largo plazo permitiría guardar y suministrar electricidad durante días, o incluso semanas, en lugar de unas pocas horas”, señala Ángela Castillo, Business Development Director de Black & Veatch, empresa mundial de consultoría, ingeniería y construcción. No obstante, la ejecutiva estima que aún faltan años para la plena comercialización de estas tecnologías de larga duración, aunque la necesidad de guardar energía sigue creciendo rápidamente. “Antes de que el almacenamiento a largo plazo esté disponible de forma generalizada, los gestores de las instalaciones pueden –y deben– aprovechar los sistemas en forma de baterías recargables disponibles en la actualidad”, sostiene.

Creciente interés Castillo considera que el cambio climático, las energías renovables y el movimiento de electrificación son los factores que impulsan el creciente interés por los sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS). “La energía eólica y la solar contribuyen a resolver la crisis climática sustituyendo la energía fósil por electricidad sin emisiones,

pero estos recursos son, por naturaleza, intrínsecamente variables”, afirma. Por eso, cree que los BESS pueden suavizar las diferencias entre esta nueva oferta variable y la demanda tradicional.

Señala que la drástica y continuada reducción del costo de las baterías de iones de litio ha convertido el almacenamiento de energía en una opción habitual y rentable para los gestores de instalaciones.

"Hoy día, es un sustituto económico de la energía de la red, de las turbinas de gas de un solo ciclo y de los elementos de respuesta a la demanda, como la reducción de los picos de carga, lo que ya no es necesario puesto que se puede utilizar una batería para mantener las operaciones", asevera.

Impulso automotor Castillo dice que parte de la fuerza detrás de la caída del costo es la ampliación de la cadena de suministro de baterías por la mayor demanda de parte de los fabricantes de automóviles. “En la actualidad, la industria automovilística representa alrededor del 90% del mercado de las baterías de iones de litio”, complementa. De hecho, Black & Veatch estuvo muy involucrada en la instalación de la red de estaciones de carga de vehículos Supercharger de Tesla. “La asociación, iniciada en 2014, nos brindó la oportunidad de demostrar

El almacenamiento de energía a largo plazo permitiría guardar y suministrar electricidad durante días, o incluso semanas, en lugar de unas pocas horas”, Ángela Castillo.

la capacidad para ampliar el despliegue de sistemas de almacenamiento de energía en baterías a gran escala”, recuerda.

La firma también ha aplicado su experiencia en BESS a los campos de la generación distribuida y las microrredes diseñadas para suministrar electricidad a pequeñas comunidades, instalaciones militares, campus académicos y parques empresariales. “Incorporan el almacenamiento de energía para suministrar cuando la eólica o la solar son insuficientes o no están disponibles”, explica.

La ejecutiva concluye que, a pesar de las intensas conversaciones sobre la introducción de más BESS en la red, el almacenamiento de energía en el sector eléctrico representa actualmente solo el 5% del mercado de las pilas.

Columna de Opinión

Por Eduardo Andrade Secretario Ejecutivo de ACEN A.G.

El porqué del sí o sí a la

separación estructural

EN EL MOMENTO EN QUE SE DECIDA incorporar la figura del comer cializador puro en el marco legal chileno, será necesario definir una estructura de propiedad que asegure de la mejor manera posible la competencia efectiva en el mercado de comercialización y suministro de energía eléctrica.

Se deberá considerar, entre otros aspectos, aminorar los perjudiciales efectos que en la competencia provoca el mo nopolio natural que representa el segmento de la distribución de energía, que, si bien hoy tiene un giro exclusivo, compite por medio de sociedades relacionadas en la comercialización de energía.

Al respecto, desde el año 2001, la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (OCDE) reiteradamente ha recomendado la separación estructural entre seg mentos competitivos y no competitivos de un mismo mercado, como una forma de aumentar la competencia, versus la implementación de regulaciones meramente conductuales.

que reduzcan, artificialmente, los costos o tarifas del negocio de comercialización.

“Se deberá aminorar los perjudiciales efectos que en la competencia provoca el monopolio natural que representa el segmento de la distribución de energía”.

Por ello, en la nueva normativa se tendrá que establecer sanciones ejemplares para aquellas compañías que utilicen su poder de mercado para obtener beneficios no competitivos o que perjudiquen a sus competidores. Sin perjuicio de ello es deseable que las distribuidoras, además de su rol en el man tenimiento y operación de las redes, suministren a aquellos clientes que, ubicados en su zona de concesión o conectados a ella, no quieran o no puedan contratar su suministro con un comercializador, hasta el límite de potencia que se fije en la nueva normativa.

Lo que se tiene que asegurar es que la competencia en el futuro mercado de comercialización de energía sea en igualdad de condiciones, especialmente, en lo relativo al acceso, expedito e igualitario, a la información de los clientes ubicados en las zonas de concesión de las distribuidoras. En ese sentido, se debe evitar que dichas empresas privilegien a sus clientes por sobre los de sus competidores ante situaciones, por ejemplo, de falta de suministro o problemas en sus redes o bien que se generen subsidios cruzados entre sus servicios

Por todo lo anterior, desde ACEN proponemos que la nueva regulación establezca una separación estructural. Es decir, que un grupo empresarial donde existan compañías de co mercialización no pueda participar a su vez en el mercado de la distribución. Lo anterior, porque de existir una legislación que permitiera que la misma empresa ejerza las funciones de distribución y comercialización, aunque se le impusieran exigencias como giro único, contabilidad separada y meca nismos de gobierno corporativos independientes, éstas no disminuirían los incentivos del monopolista, y obligaría a una fiscalización más intensa por parte del regulador, lo cual implicará costos para el Estado.

“Desde el punto de vista de la

operación del sistema un riesgo”

no visualizamos

El nuevo gerente de Operación del Coordina dor Eléctrico se refiere al debate en torno a la situación originada por la insolvencia de dos generadoras. Además, menciona las mejoras técnicas que están en curso para optimizar la labor del organismo.

RESPALDADO POR UNA TRAYECTORIA de más 25 años en el sector energía –una parte de ella desarro llada en el organismo–, Rodrigo Espinoza Vilches (ingeniero civil electricista y magíster en Ciencias por la U. de Chile) asumió en noviembre como nuevo gerente de Operación del Coordinador Eléctrico Nacional (CEN).

Tras asumir el cargo, accedió a una entrevista con Electricidad, oportunidad en que abordó los desafíos presentes del organismo y, además, mencionó los procesos de mejora en que se en cuentra, para optimizar la operación del Sistema Eléctrico Nacional (SEN).

¿Qué diagnóstico podría hacer sobre la estabilidad actual del Sistema Eléctrico Nacional (SEN), considerando el escenario de aporte creciente de las energías renovables variables y el contexto de un proceso descarbonización que se procura acelerar? En términos generales, puedo señalar que la seguridad y calidad de servicio en el sistema se monitorea permanentemente, tomando las medi das correspondientes en caso de ser necesario, de tal forma de que las desviaciones que se puedan

presentar en la operación en tiempo real sean ajus tadas cumpliendo así con los estándares normativos aplicables. De un tiempo a esta parte, nos hemos ocupado de compartir nuestro diagnóstico respecto a un fenómeno particular en el sistema, que se deriva del creciente desplazamiento de generación sincrónica por generación basada en inversores del tipo seguidores de red. Esta situación se traduce en escasez de un atributo que en el pasado se obtenía de manera inherente desde las unidades conven cionales sincrónicas. Me refiero particularmente a la capacidad de cortocircuito.

En ese contexto, hemos identificado las medidas operativas a tomar, en el corto plazo, para contar con un nivel de generación mínima en la zona norte del SEN y se ha establecido un requeri miento asociado al servicio complementario de control de tensión, que permitirá de aquí a fines de 2025 o principios de 2026 contar con los recursos para cumplir con las condiciones de seguridad, minimizando la generación sincrónica no económica en esa zona del sistema.

Actualmente, ¿cuáles son los desafíos prioritarios del SEN en términos de su operación?

No resulta una tarea simple priorizar desafíos; se pueden dar situaciones puntuales que de ben ser atendidas de manera perentoria y pasar rápidamente a ocupar el primer lugar de una priorización. Por ejemplo, la situación que afectó a la línea 220 kV Hualqui - Lagunillas a partir del 4 de septiembre de 2022 y que requirió estable

A comienzos de noviembre, Rodrigo Espinoza asumió como nuevo gerente de Operación del Coordinador Eléctrico.

Existen varios aspectos donde podemos avanzar en nuestra interacción con los centros de control de las empresas coordinadas”.

cer las condiciones de seguridad y las medidas operativas necesarias para garantizar el suministro de los clientes finales de la zona de Concepción. Sin duda que existen desafíos relevantes y que nos ocupan en nuestro día a día, por ejemplo la coordinación de la desconexión de instalaciones derivadas de decretos de expansión o ampliación del sistema de transmisión, trabajos que en algunos casos requieren de la disponibilidad de recursos de generación, que dependiendo del proyecto pueden significar varios meses de indisponibilidad de instalaciones y la definición de medidas de seguridad que afectan de distinta forma a las empresas coordinadas.

Por otro lado, nos hemos abocado a desarrollar una base de datos para rea lizar análisis de transitorios electromag néticos que nos permitirán simular el comportamiento del sistema en un contexto de alta integración de generación basada en inversores y con una escasez de capacidad de cortocircuito sincrónico, para lo cual publicamos hace unos meses un procedimiento interno y esperamos la colaboración de los coordinados.

En otro orden de ideas, destaco el avance a la fecha en la implementación de dos nuevos roles en nuestro centro de despacho y control, los cuales corresponden a las funciones de programación intradiaria y de confiabilidad y soporte técnico.

Desde la mirada del Coordinador Eléctrico, ¿la situación de dos em presas generadoras renovables que se declararon imposibilitadas de cumplir con sus contratos de suministro, podría de alguna for-

Foto: Gentileza Coordinador Eléctrico.

ma afectar la estabilidad del SEN, en la eventualidad de que a futuro otras suministradoras se encuentren en el mismo escenario?

Ciertamente la suspensión de empresas generado ras del Mercado de Corto Plazo no es una buena noticia y se trata de una situación excepcional que está considerada en el diseño regulatorio. Sin embargo, desde el punto de vista de la operación del sistema no visualizamos un riesgo; la suspen sión aplica al Mercado de Corto Plazo, es decir, a las transferencias valorizadas en los respectivos balances que realiza la gerencia de Mercados del Coordinador y no debería condicionar la dis ponibilidad de generación de los activos de las empresas que se encuentran en dicha situación de suspensión.

¿Qué procesos de modernización de sus sistemas, plataformas o herramientas está desarrollando actualmente el Coordinador?

En la actualidad, conforme a lo establecido el artículo 117 literal j del Reglamento de la Coor dinación y Operación del Sistema Eléctrico Na cional, estamos abocados a la implementación del módulo de Despacho Económico con Res tricciones de Seguridad (SCED), que es parte de nuestro sistema EMS-SCADA y que permitirá enviar consignas de operación a las unidades generadoras del sistema, efectuando un proceso de seguimiento de demanda automático, consi derando para ello las restricciones de seguridad y ajustando así el despacho a un mínimo costo de operación. Al igual que otras iniciativas, acá resulta clave la cooperación de las empresas coordinadas para una adecuada implementación de este sistema.

Adicionalmente, se están realizando ajustes al funcionamiento del sistema de control automático de generación (AGC), para hacerlo consistente con las disposiciones de la norma técnica de Servicios Complementarios. Ahora bien, desde el punto de vista de la mejora de procesos de la operación en tiempo real, resulta oportuno mencionar la programación intradiaria que está en etapa de desarrollo e implementación, proceso

que luego pasará por un período de pruebas y marcha blanca, para habilitarse en la modalidad “por evento”. Es decir, en una primera etapa se ejecutará bajo ciertas condiciones que expliquen una desviación relevante respecto de las previstas en el proceso de programación de corto plazo.

También en materia de progreso técnico, ¿qué ventajas y funcionalidades destacaría del video wall con que cuenta el Coordinador Eléctrico en sus nuevas de pendencias?

El video wall del Centro de Despacho y Control del Coordinador, por su envergadura y tecnología, implicó un importante desafío desde el punto de vista de su diseño. Para ello, se recogieron las mejores prácticas de centros de control de operadores de clase mundial, privilegiando los elementos que contribuyeran a mejorar la con ciencia situacional de los ingenieros de nuestro centro de control.

Rodrigo Espinoza lidera al equipo de ingenieros del Centro de Despacho y Control del Coordinador Eléctrico.

Foto: Gentileza Coordinador Eléctrico

La suspensión de empresas generadoras del Mercado de Corto Plazo no es una buena noticia y se trata de una situación excepcional que está considerada en el diseño regulatorio”.

Por otro lado, destaco la flexibilidad y versatilidad de este equipo. De hecho, se cuenta con distintos tipos de despliegues que priorizan las distintas variables a monitorear en el sistema.

¿En qué temas opina que es necesario avanzar respecto a la interacción-comunicación del CEN con los coordinados y sus respectivos centros de control?

Existen varios aspectos donde podemos avanzar en nuestra interacción con los centros de control de las empresas coordinadas. Por ejemplo, debemos reforzar las campañas de difusión de los planes de recuperación de servicio, para luego retomar los entrenamientos en nuestra sala OTS. También es necesario fortalecer el entendimiento de los desafíos operativos actuales del SEN, que implican mayores exigencias de coordinación para atender desbalances intradiarios, y mejorar la calidad de los enlaces de comunicaciones y señales del sistema de información en tiempo real (SITR), que resultan cruciales para el buen funcionamiento de los auto matismos mencionados anteriormente.

Asimismo, es importante mejorar la información

Es importante mejorar la información e interacción con centros de control de empresas de distribución, particularmente, por situaciones en las que la instalación de PMGD en algunas zonas del SEN está provocando congestiones”.

Con más de 20 metros de extensión, el video wall del Centro de Despacho y Control del Coordinador muestra datos en tiempo real referentes a la operación del SEN.

e interacción con centros de control de empresas de distribución, particularmente, por situaciones en las que la instalación de PMGD en algunas zonas del SEN está provocando congestiones en los sistemas zonales. Por otro lado, señalo la relevancia de avanzar en herramientas que per mitan automatizar el envío de instrucciones y/o consignas de operación a los centros de control de los coordinados, sobre todo, en situaciones en que se deba aplicar recortes de generación en que su gestión manual resulte compleja. Finalmente, me gustaría destacar el hito que conseguimos hace unos días, de la firma de protocolos de comunicaciones con nuestro par de Argentina (Cammesa) para la gestión de las exportaciones e importaciones entre el SEN y el SADI (Sistema Argentino de Interconexión).

COMO LA DISPONIBILIDAD Y EL ALZA EN LOS PRECIOS DE LOS INSUMOS:

Expertos analizan complejidades que enfrenta el para instalaciones eléctricas

rubro EPC

Especialistas se refieren a los retos post pandemia y aquellos relacionados con la transformación de la matriz energética, y a cómo los proveedores se han adapta do al nuevo escenario.

UNA SERIE DE DESAFÍOS, con distintos grados de com plejidad, es lo que están enfrentando en el mercado post pandemia las empresas EPC, especializadas en montaje y obras de infraestructura eléctrica.

Los efectos de la situación generada por el Co vid-19 a nivel mundial, sumado al conflicto bélico en Ucrania, han impulsado al alza los precios de los materiales e insumos que se requieren para este tipo de instalaciones. Esto, en medio de un escenario de transformación de la matriz energética del país, con ambiciosas metas en materia de descarbonización, lo que supone una mayor presión al mercado en cuanto a la adopción de nuevas tecnologías y a la cons

Las empresas EPC de obras de infraestructura eléctrica han debido enfrentar alzas de costos, nuevas tecnologías y más regulaciones.

trucción de nueva infraestructura de generación y transmisión.

A lo anterior se suman los nuevos requerimientos regulatorios, como los establecidos por la norma tiva RIC (Reglamento de Seguridad de las Instala ciones de Consumo de Energía Eléctrica en Chile), que establece las condiciones y exigencias para el diseño, la instalación, operación, mantenimiento, inspección y la verificación de las subestaciones y salas eléctricas.

Usuarios más seguros

“Se ha incorporado una serie de condicionamien tos restrictivos, por la necesidad de asegurar a

Foto: Gentileza Clapez.

los usuarios, lo que se traduce en artefactos y accesorios adicionales que son requerimientos obligatorios para poder inscribir las instalaciones en la Superintendencia de Electricidad y Combus tibles (SEC)”, afirma Marcelo Morales, profesor del Departamento de Electrotecnia e Informática de la Universidad Federico Santa María (USM).

El académico dice que lo que se busca con la nueva regulación es que no ocurran electrocuciones y daños tanto a personas, mascotas y equipamiento, y que las pro tecciones efectivamente estén asegurando todos los materiales y equipamientos que estén bajo el campo de acción y cobertura.

Por eso, indica que las empresas deben mantener un mejoramiento continuo, con una permanente actualización de todo su personal respecto de las normas RIC. “Siempre deben estar capaci tados y preocupados por si hay nuevas mejoras en la normativa eléctrica, para dar seguridad a los usuarios de las instalaciones”, enfatiza el académico.

Proyectos más complejos

Ricardo Cornejo, gerente de Proyectos y socio fundador de Clapez Ingeniería y Servi cios Eléctricos, señala que efectivamente se ha registrado un aumento en la complejidad de los proyectos, por la introducción de nuevas tecnolo gías y mayores regulaciones, entre otros factores. “Cuando hablamos de montaje eléctrico, ya no nos referimos a las instalaciones solamente, sino también a tomar equipamiento que requiere cierto conocimiento y experiencia para su integración y

Fotografía: Gentil

puesta en marcha de manera segura”, argumenta. Sostiene, además, que en este tema interactúan varias especialidades, por lo que hace falta tener muy claras las normativas y los estándares que regulan este tipo de obras.

Mayores costos

Para Rafael Carvallo, socio Consultor de energiE, “la principal problemática, producto del escenario global, que ha debido enfrentar el rubro de los EPC para obras de infraestructura eléctrica es el aumento de los costos y la disponibilidad de materiales e insumos para la construcción”.

“Considerando que este tipo de obras requiere de períodos extensos para su desarrollo y cons trucción, típicamente entre 3 y 7 años, resulta previsible que muchas empresas EPCistas hayan sido afectadas, pues han observado desviaciones importantes entre sus presupuestos y, por lo tanto, entre los precios de sus contratos y los costos en frentados en la ejecución de las obras”, comenta.

“Lo anterior ha llevado a algunas de ellas incluso a abandonar sus obligaciones contractuales, con el consiguiente aumento en la conflictividad y de casos en revisión en tribunales arbitrales y en la justicia ordinaria”, complementa.

Poca flexibilidad

Se ha incorporado una serie de condicionamientos restrictivos, por la necesidad de asegurar a los usuarios, lo que se traduce en artefactos y accesorios adicionales que son requerimientos obligatorios para poder inscribir las instalaciones en SEC”, Marcelo Morales, USM.

Carvallo explica que, en el caso particular de las obras de transmisión eléctrica, la regulación no prevé márgenes o flexibilidad para ajustar los va lores con que las obras han sido adjudicadas. Por lo tanto, no existe un mecanismo para absorber desviaciones importantes entre presupuestos y costos, originados en cambios relevantes de las condiciones de mercado de insumos y materiales para la construcción.

“Actualmente la regulación solo se pone en el caso de que los valores de inversión referenciales de las obras sean insuficientes, y que a partir del test de mercado ofrecido por las correspondientes licita ciones estos puedan ser ajustados. Sin embargo, una vez que estas obras son adjudicadas admiten algunos ajustes en sus definiciones, no así en los valores adjudicados”, asevera.

Foto: Gentile

Marcelo Morales, USM.

Ricardo Cornejo, Clapez Ingeniería y Servicios Eléctricos.

A su juicio, esto evidencia una falencia de la regu lación vigente, pues sería razonable y más eficiente tener la posibilidad de revisar los precios de los contratos con EPCistas, en lugar de paralizar obras y retrasar su entrada en funciones; impactando en los costos de operación del sistema eléctrico y, eventualmente, en su confiabilidad. “Por supuesto, esta revisión debiese realizarse bajo parámetros objetivos”, apunta.

Regulación y oportunidades

Otra complejidad para el mercado de las em presas EPC para infraestructura de transmisión eléctrica surgió a partir de la Ley 20.936 (Ley de

montaje de torres eléc tricas es parte del trabajo que realizan las empresas del rubro EPC.

Transmisión). Con la normativa anterior eran las transmisoras las que licitaban las obras de amplia ción de sus instalaciones, teniendo la posibilidad de gestionar a contratistas grandes o pequeños, dependiendo de la envergadura del proyecto y asumiendo parte de los riesgos involucrados.

“En la actualidad, varias de esas empresas contra tistas pequeñas han tenido que, de alguna manera, correr solas en el nuevo esquema regulatorio, donde es el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) el que licita las obras de ampliación señaladas, lo que las ha obligado a adaptarse y a asumir riesgos para los cuales no estaban preparadas. Por supuesto, lo anterior de alguna manera tam bién se traspasa e impacta en el desarrollo de la transmisión y, finalmente, en los usuarios”, afirma el consultor de energiE.

La principal problemática, producto del escenario global, que ha debido enfrentar el rubro de los EPC para obras de in fraestructura eléctrica es el aumento de los costos y la disponibilidad de mate riales e insumos para la construcción”, Rafael Carvallo, energiE.

En tanto, Ricardo Cornejo subraya que “cada día se están incorporando al área de los montajes eléctricos nuevas empresas, las que deben te ner la oportunidad de participar en las distintas licitaciones”.

A su juicio, estos contratos se asignan principal mente a las firmas más grandes, lo que coarta

El

Fotografía: Gentileza Transelec

Cuando hablamos de montaje eléctrico ya no nos referimos a las instalaciones solamente, sino también a tomar equipamiento que requiere cierto cono cimiento y experiencia para su integración y puesta en marcha de manera segura”, Ricardo Cornejo, Clapez.

las posibilidades de las más pequeñas de poder demostrar sus capacidades en el montaje de obras eléctricas. “Esto, a pesar de que estas últimas tienen una mayor flexibilidad de gestión, además de incorporar constantemente nuevas tecnologías. Hoy en el mercado existen empresas muy eficien tes en las distintas especialidades. Solo faltan las oportunidades”, remarca.

A corto y mediano plazo

En cuanto a los desafíos que deberá sortear el rubro de los EPC para obras de infraestructura eléctrica en el corto y mediano plazo, Rafael Car vallo sostiene que, en lo inmediato, parece urgente buscar una fórmula que permita dar flexibilidad, permitiendo evaluar de manera objetiva el impacto que ha tenido el nuevo escenario mundial en los costos de los materiales e insumos.

“Esto ya está siendo abordado en obras públi cas, por las mismas razones. Sin embargo, en el caso de las de transmisión eléctrica se requiere superar las barreras que impone la regulación”, puntualiza.

Mientras que, en un horizonte un poco más de mediano plazo, dice que es previsible que este mercado se estrese más allá de lo que se ha visto hasta ahora. “Esto, dado el aumento de la demanda por este tipo de servicios que se espera traerá el proceso de descarbonización que vive el país. Se requerirá la construcción de algunas

El personal especializado en montajes eléctricos requiere una perma nente capacitación sobre nuevos requerimientos técnicos y normativos.

decenas de GW de energías renovables, así como de la instalación de equipamiento que dote al sistema eléctrico de flexibilidad, eficiencia y con fiabilidad, además de algunos miles de kilómetros de líneas de transmisión. Y todo esto dentro de un horizonte de tiempo bastante ajustado, en donde está por verse si esto pueda ocurrir antes de 10 años”, advierte.

Por su parte, Ricardo Cornejo resalta que, de acuerdo con las proyecciones del CEN, se requerirá la instalación de 1.500 MVAr de potencia de aquí al año 2025, y de otros 1.600 MVAr para 2030. “Lo anterior va a requerir además una reconversión de profesionales de montaje de equipos eléctricos, los cuales se deberán capacitar en las nuevas tecnologías, como es el caso del almacenamien to mediante sistema de baterías BESS (Battery Energy Storage Systems), en hidrógeno verde y energía azul (que se libera cuando el agua dulce entra en contacto con la de mar)”, concluye.

Fotografía: Gentil Rafael Carvallo, energiE.

Fotografía: Gentileza Clapez.

ElecGas 2022

congregó a casi

200 líderes y representantes del sector eléctrico en torno a los desafíos de la transición energética

Los expositores abordaron los avances del país en materia de energías renovables y almacenamiento, regulación y el rol del gas natural en el proceso de transformación, entre otros temas.

CON LA PARTICIPACIÓN de más de 170 líderes, autori dades y representantes gremiales y de organismos del Estado, además de expertos, ejecutivos y profe sionales del ámbito privado y la academia, se realizó ElecGas 2022 - XXI Encuentro Energético, bajo la organización de B2B Media Group.

El evento, que se desarrolló en el hotel Best Western Premier Marina, de Las Condes, regresó al formato presencial después de tres años debido a las res tricciones derivadas de la pandemia por Covid-19.

La apertura del encuentro fue encabezada por el ministro de Energía, Diego Pardow, quien en su alocución destacó los avances del país en su camino

hacia la carbono neutralidad. En particular, mencionó los pasos que Chile está concretando en materia regulatoria, como por ejemplo la aprobación de la ley que promueve el almacenamiento de energía eléctrica y la electromovilidad.

ElecGas 2022 fue también el marco propicio para la realización de un reconocimiento a la trayectoria de Roly Solís, periodista y fundador, junto a Ricardo Cortés, del Grupo Editorial Editec, empresa fundada hace más de cuatro décadas y que inició la publicación de las revistas Minería Chilena, Electricidad y Aqua. En la ocasión, el periodista Jorge Goth, ex editor de la revista Electricidad hizo una reseña de la trayectoria de Roly Solis y su aporte a las comunicaciones del sector energético.

Energías renovables y almacenamiento En el primer módulo, donde se abordó el tema “Ener gías renovables y almacenamiento de energía: La base para lograr la meta de carbono neutralidad de Chile”, Ana Lía Rojas, directora ejecutiva de Acera

Ejecutivos y profesionales de distintos ámbitos del sector eléctrico llegaron hasta el hotel Best Western Premier Marina, de Las Condes, para participar en el evento.

EN SU REGRESO AL FORMATO PRESENCIAL:

A.G., advirtió de la situación que vive la industria renovable debido a las carencias del sistema de transmisión, resaltando al respecto los desafíos que tiene el país en este ámbito. Asimismo, señaló que Chile requiere incorporar 22,5 GB de energías re novables a la matriz eléctrica para lograr el retiro de las centrales a carbón de aquí a 2030.

Por su parte, Ernesto Huber, director ejecutivo del Coordinador Eléctrico, concordó en la importancia de la necesidad de introducir más generación basada en tecnologías limpias, pero, a la vez, cuidando de mantener altos estándares de seguridad. Además, subrayó la relevancia de avanzar en la virtualización de la red eléctrica y de la implementación de nuevas tecnologías para la operación del SEN.

En tanto, Javier Tapia, director ejecutivo de Transmi soras de Chile, expresó en que el sector transmisión está en la búsqueda de nuevas tecnologías para la optimización del sistema. Además, resaltó en que se requiere profundizar en los estudios de franjas; que las iniciativas para la mejora de la red necesitan del apoyo del Estado y que se deben dar señales de certezas para la inversión.

Así también, Claudio Seebach, presidente ejecutivo de Generadoras de Chile, recalcó la importancia de que en el sector haya una apertura a la inversión, a la innovación y al talento extranjero, como asimismo un mercado competitivo, políticas de largo plazo y decisiones basadas en análisis técnicos.

Regulación

En el módulo sobre regulación, Ramón Galaz, socio director de Valgesta, señaló que el marco regulatorio debe hacerse cargo de los desafíos de corto y largo plazo. “Acá, lo fundamental es liderazgo de la au toridad; necesitamos que se retome ese liderazgo para impulsar aquellas modificaciones que puedan ser necesarias de modo de generar condiciones habilitantes de la transición energética”. En ese sen tido, recalcó la importancia de que se genere una discusión en torno a cuáles son esas condiciones habilitantes para que el país llegue a contar con una matriz energética 100% renovable.

En el mismo segmento, Rodrigo Moreno, investiga dor del Instituto Sistemas Complejos de Ingeniería

En ElecGas 2022 se realizó un reconocimiento a la trayectoria de Roly Solís, fundador de las revistas Electricidad, Minería Chilena y Aqua. El ministro Diego Pardow encabezó el homenaje. Los acompañan Jorge Goth, ex editor de Electricidad (izq.) y Cristián Solís, gerente general de B2B Media Group.

(ISCI), advirtió que el impuesto verde presenta varias distorsiones. Entre ellas, el hecho de que sea un mecanismo, “que lleva a que parte del impuesto lo paguen las centrales renovables”. Agregó que, “evidentemente, es un impuesto que no está dando las señales adecuadas”.

En el tercer módulo se abordó el rol del gas natural en el proceso de transición energética. En este seg mento, Carlos Cortés, presidente ejecutivo de AGN Chile, afirmó que “hay extensa evidencia respecto de las ventajas de contar con el gas natural como energético transicional, siendo de hecho un apoyo al ingreso de las renovables variables”. En esa línea, agregó que “este conocimiento hoy se contrapone a miradas voluntaristas y el activismo, que pretenden

poner en tela de juicio dicho rol y que desconocen que este energético reduce emisiones de otros com bustibles como el carbón y los derivados del petróleo”.

Por su parte, Diego Rivera, research associate de la U. de Columbia, hizo una presentación donde se refirió al rol del gas natural en los procesos de transición energética de distintos países de América Latina, poniendo hincapié en la necesidad de com prender que cada uno tiene sus procesos internos particulares y debe evaluar sus desafíos futuros a la luz de la realidad que enfrenta.

Otros módulos abordaron los temas “El factor socioam biental como elemento habilitante en el desarrollo del sector energía” y “Financiamiento verde: Barreras y factores habilitantes”. Asimismo, se realizó un Panel Tecnológico que contó con la participación de ejecutivos de Black & Veatch, Hitachi Energy Chile y SoEnergy.

3 Cristián Solís, gerente general de B2B Media Group, en las palabras de bienvenida.

4 Sobre los avances de Chile camino a la descar bonización y la transición energética, habló el ministro Diego Pardow.

5 Un hito de la jornada: el saludo del ministro Diego Pardow a Roly Solís, en reconocimiento a su trayectoria y contribución a las comunicacio nes.

6 Como parte del homenaje, Jorge Goth hizo una reseña de la carrera de Roly Solís.

7 En el módulo sobre energías renovables y almace namiento participaron Ernesto Huber (Coordina dor Eléctrico), Javier Tapia (Transmisoras de Chile), Claudio Seebach (Generadoras de Chile) y Ana Lía Rojas (Acera). El encuentro fue moderado por Nicola Borregaard (EBP Chile), al centro.

8 Bajo la conducción de Aura Rearte, asesora en conexión de centrales (al centro), se desarrolló el módulo sobre regulación, donde intervinieron Carolina Zelaya (ZeBra), Ramón Galaz (Valges ta), Deninson Fuentes (CNE), Sebastián Novoa (ACEN), Rodrigo Moreno (ISCI) y Víctor Tavera (Empresas Eléctricas).

9 En el módulo 3 participaron Johana Markman (YPF) Daniel Salazar (energiE) y Diego Rivera, (U. de Columbia); este último, vía telemática. Condujo el encuentro Carlos Cortés (AGN Chile), primero a la izq.

10 Durante el Panel Tecnológico, desarrollaron sus ponencias Ángela Castillo (Black & Veatch), Cesar Ferreira (Hitachi), y András Mesics (SoEnergy). El segmento fue conducido por Horacio Acuña, editor de Electricidad (a la izquierda).

11 El módulo sobre factor socioambiental contó con los aportes de Jorge Canals (ex subsecre tario del Medio Ambiente), Sara Larraín (Chile Sustentable), Matilde Spoerer (ministerio de Energía) y Julián Cortés, (Línea de Incidencia Pública). El bloque fue moderado por Diego Luna (Fundación Futuro Latinoamericano)

12 Finalizando la jornada, en el módulo sobre financiamiento verde intervinieron Álvaro Videla (Centro de Energía UC), Francisco Meneses (Corfo) y Carola Moreno (ministerio de Hacien da), bajo la conducción del consultor Carlos Finat.

13 El ministro Diego Pardow y Cristián Solís, durante la apertura del encuentro.

14 ElecGas 2022 se desarrolló bajo la conducción del destacado comunicador Carlos Bencini.

15 Captados previo al inicio del evento: Darío Mo rales (Acera), Roly Solís (B2B Media Group), Nicola Borregaard (EBP Chile), Ramón Galaz (Valgesta) y Claudio Seebach (Generadoras de Chile).

16 Carlos Cortés (AGN Chile), Johana Markman (YPF), Rafael Carvallo (energiE) y Daniel Sala zar (energiE), durante un intermedio.

17 Generando contactos, Catalina Gamboa (Col bún), Catalina Irarrázaval (CNE), Aurea Rearte (asesora en conexión de centrales) y María José Aranda, estudiante de posgrado.

18 Carlos Finat (consultor), Roly Solís (B2B Media Group), Cristián Solis (B2B Media Group) y Eduardo Andrade (ACEN).

19 El equipo de Black & Veatch: Estefanía Delga do, Pedro Farías y Ángela Castillo.

20 Angelo Luiz Vieira, César Ferreira y Ávaro Barra, todos de Hitachi.

21 Sonriendo a la cámara, Lorena Aguilera y Andrés Vera, ambos de SoEnergy.

22 El equipo de SoEnergy, integrado por András Mesics, Lorena Aguilera, Andrés Vera y Andrés Garafulich.

23 Juanita Muñoz (B2B Media Group) Angelo Luiz Vieira (Hitachi) y Alejandra Cortés (B2B Media Group), durante un intermedio.

24 Los participantes del módulo sobre gas natural: Carlos Cortés (AGN Chile), Johana Markman (YPF) y Daniel Salazar (energiE).

25 Ernesto Huber (Coordinador Eléctrico), Javier Tapia (Transmisoras de Chile), Nicola Borrega ard (EBP Chile), Claudio Seebach (Genera doras de Chile) y Ana Lía Rojas (Acera), tras participar en el primer módulo del evento.

26 Los charlistas del módulo sobre regulación: Ra món Galaz (Valgesta), Carolina Zelaya (ZeBra), Deninson Fuentes (CNE), Sebastián Novoa (ACEN), Rodrigo Moreno (ISCI) y Víctor Tavera (Empresas Eléctricas).

Columna de Opinión

Por Ana Lía Rojas, Directora Ejecutiva de Acera A.G.

Un fenómeno multicausal

LOS NEGATIVOS EFECTOS de un sistema de transmisión que sufre retrasos en la gestión y otorgamiento de permisos del territorio y que no cuenta con una planificación con holguras, ha sido una materia de permanente preocupación para Acera. Y esto, especialmente, después de que en el estudio realizado en 2014 “Imaginando un Chile sustentable - Cinco hallazgos sobre el futuro del sistema eléctrico y energético chileno”, una de sus principales conclusiones ya vaticinaba que “los costos de integración para la alta penetración de energías renovables intermitentes se triplican si la expansión de transmisión se ve obstaculizada”.

La incorporación de las holguras en la Ley N° 20.936, por las que Acera abogó firmemente, fue una muy buena noticia para el sector, aunque en los procesos de tarificación posteriores a la nueva ley, esas holguras fueron subestimadas o simplemente ignoradas.

Lo que ocurre actualmente en el mer cado eléctrico nacional es un fenómeno cuya explicación no tiene una sola causa y por ello requiere de un trabajo que apunte a una solicitud sistémica: más in versión en renovables, almacenamiento y transmisión, para dar base realista a la aceleración en el retiro de fósiles del Sector Eléctrico Nacional (SEN).

Por otro lado, las restricciones de transmisión causan que el sistema se desacople en zonas en donde el fenómeno ante rior se da con mayor fuerza, debido a que existe una mayor proporción de capacidad renovable instalada.

Con respecto a la aplicación del criterio de seguridad del sistema eléctrico que hace el Coordinador Eléctrico, aún no se han agotado todas las posibilidades de, por ejemplo, incentivar mediante reconocimientos ad-hoc la flexibilidad que el sistema requiere, así como mejorar la de las centrales termoeléctricas, o de incorporar “automatismos” que aumenten la capacidad útil de la red de transmisión sin afectar su seguridad para mayores transferencias de energías renovables.

“Lo que ocurre en el mercado eléctrico nacional es un fenómeno cuya explicación no tiene una sola causa y por ello requiere de un trabajo que apunte a más inversión en renovables, almacenamiento y transmisión”.

Por una parte, está la llamada “canibalización de precios” en el mercado mayorista con remuneración a costo marginal, donde el incremento de la cantidad de energías renovables a determinadas horas reduce el costo marginal en esos pe riodos, efecto que se acentúa cuando aumenta el porcentaje de penetración de dichas energías con costo variable cero.

Por lo visto, urge entonces implementar medidas co rrectivas, concretas y efecti vas, que moderen los efectos negativos de las condiciones actuales antes descritas, en el marco de una estricta observancia de la regulación sectorial, pero manteniendo la firme convicción de que es necesario aumentar la penetración de las energías renovables y del almacenamiento en el SEN. Esto último, acorde a nuestros compromisos de descarbonización, contenidos tanto en el acuerdo suscrito en 2019 entre empresas propietarias del carbón y el Estado de Chile, como en las NDC comprometidas para los objetivos de carbono neutralidad, en un contexto de grave preocupación climática que persiste y que el Secretario General de Naciones Unidas, Antonio Guterres, reiteró en su mensaje al cierre de la COP27.

Foto:

Acera

ampliar recurso humano Académicos plantean propuestas para calificado

Docentes de las universidades de Chile y Adolfo Ibáñez analizan los desafíos que ha generado para la educación superior el dinamismo de la transición energética en el país, lo que exige nuevas capacidades.

LAS BRECHAS Y LA ESCASEZ de habilidades son casi inevitables cada vez que aparece un nuevo pro ducto o servicio; y la transición energética no es la excepción. Por otro lado, la transformación del sector eléctrico en Chile ha sido muy profunda y los profesionales dedicados al rubro necesitan nuevos conocimientos y herramientas.

Ambas visiones comparten docentes de las uni versidades de Chile y Adolfo Ibáñez (UAI), al

analizar los desafíos que ha generado para la educación superior el significativo crecimiento de las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) a nivel nacional.

Sector dinámico

En Chile existe una oferta variada de carreras ligadas al sector energético, y que es creciente, por lo que las universidades e institutos están constantemente actualizando sus cursos para poder seguir el ritmo de un rubro altamente di námico. Así lo asevera Rodrigo Moreno, profesor del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Chile.

“Incluso las empresas ligadas al rubro han estado

ANTE VERTIGINOSO CRECIMIENTO DE LAS ERNC EN CHILE:

Foto: Gentileza Skyclope.

La industria de energías renova bles en Chile y en el mundo se ha convertido en uno de los sectores más dinámicos dentro del mercado laboral.

dictando algunos cursos abiertos o colaborando de forma constante con las universidades para actualizar sus programas”, indica.

La industria de energías renovables en Chile y en el mundo se ha convertido en uno de los sectores más dinámicos dentro del mercado laboral, coincide Shahriyar Nasirov, acadé mico e investigador del Centro de Transi ción Energética (CENTRA) de la Facultad de Ingeniería y Ciencias de la Universidad Adolfo Ibáñez.

De acuerdo con el docente, desde la perspectiva nacional, una transición rápida hacia un sistema energético basado en ERNC no solo crea nuevas oportunidades de empleo, sino también múltiples desafíos para el mercado laboral.

Desafíos

“Abordar las nuevas demandas que surjan del ingreso de ERNC en los sistemas energéticos y preparar el personal calificado para cumplir con las necesidades del mercado siguen siendo los principales desafíos para el sector académico”, precisa Nasirov.

Asimismo, recuerda que las tecnologías reno vables generalmente involucran trabajos en el procesamiento de materias primas, la fabricación de tecnología, diseño y gestión de proyectos, ins talación y/o construcción de plantas, operaciones, mantenimiento y eventual desmantelamiento.

“En cuanto a la cadena de valor, la mayor parte del empleo se crea en la construc ción, instalación, operación y manteni miento. Dependiendo de la tecnología, se necesitan diferentes habilidades y ocu paciones en cada paso de dicha cadena”, señala el investigador.

Desde la perspectiva de los conocimientos, argu menta, los trabajos en ERNC pueden exigir nuevas habilidades y competencias o un ajuste en las operaciones existentes, y la capacitación puede ser la respuesta para superar estos desafíos.

Acota que “por ello, los programas académicos deben responder a una creciente necesidad de

profesionales que puedan sostener el crecimiento del mercado ERNC; trabajen con nuevos marcos regulatorios, que posean capacidades técnicas y habilidades para el uso de nuevas tecnologías, que sean capaces de detectar nuevas oportunidades, que estén dispuestos al cambio y que logren gestionar integralmente negocios relacionados a las energías renovables”.

Carrera integral Moreno concuerda con que la transición energé tica requiere tanto de personal más especializado como de aquel con una capacidad de integración mayor. “Creo que la principal carencia está en lo segundo. En este sentido, se necesita un mayor

Algunas universidades e institutos han fundado áreas de estudio y docencia en energía que son inter-facultad, reconociendo la necesidad de cruzar conocimiento avanzado en ingeniería, economía, derecho, medio ambiente o ciencias sociales”, Rodrigo Moreno, Universidad de Chile.

esfuerzo y una coordinación de múltiples escuelas dentro de una misma universidad”, sostiene.

“Algunas universidades e institutos, de hecho, han fundado áreas de estudio y docencia en energía que son inter-facultad, reconociendo la necesidad de cruzar conocimiento avanzado en ingeniería, economía, derecho, medio ambiente, ciencias sociales, etc., para resolver problemas con una complejidad creciente”, detalla el docente de la Universidad de Chile.

Para Nasirov, hay pocas instituciones de educa ción superior que incluyen en su oferta académica carreras más integrales en el ámbito de la energía. “Si bien la mayoría de las carreras de ingeniería que atienden al sector energético se enfocan en ingeniería industrial, eléctrica o mecánica, la mayoría tiene una exposición limitada a las ener gías renovables y, por lo tanto, los graduados no pueden agregar valor sustantivo en sus empresas desde el primer día”, advierte.

Foto: GentilezaUniv e

Rodrigo Moreno, académico Universidad de Chile.

Foto: GentilezaI

Shahriyar Nasirov, académico Universidad Adolfo Ibáñez.

Añade que después corresponde al empleador llevarlos a algún tipo de aprendizaje o programas de tutoría que faciliten la transferencia de habili dades necesarias para desempeñarse en energía solar fotovoltaica, eólica y almacenamiento de energía, entre otras áreas, según la industria y la tecnología.

En esa línea, resalta que “la escasez se vuelve más profunda cuando entramos en roles especializa dos de nicho, como ingenieros de automatización SCADA, analistas eólicos, ingenieros de estudios de energía, ingenieros de almacenamiento de energía o desarrolladores de proyectos”.

Al respecto, comenta que “la lista continúa, por lo cual, es necesario generar nuevas ofertas acadé micas para formar ingenieros particularmente en el área de energía. Es decir, no solo con sólidas bases de ingeniería eléctrica o mecánica sino también en aspectos regulatorios, medioambien tales y de optimización, evaluación y gestión de proyectos”.

Infraestructura y educación continua

El docente de la UAI señala que hoy en día hay amplias ofertas para formar a profesionales con competencias de posgrado en el ámbito ener gético. “Pero pocas instituciones de educación superior cuentan con modernos laboratorios e instalaciones donde, por ejemplo, los alumnos puedan conocer una planta fotovoltaica, que cuenta con distintas tecnologías de paneles so lares y con almacenamiento en baterías de litio. Por lo cual, falta desarrollar clases experimentales como estrategia de enseñanza”, indica.

Sobre este punto, Moreno asegura que la Facultad de Ciencias Físicas y Matemáticas de la Univer sidad de Chile tiene posgrados (magísteres y doctorados), postítulos y cursos que buscan tanto reforzar el conocimiento de los recién graduados como realizar educación continua en profesionales del sector en materias técnicas, matemáticas, económicas y regulatorias, entre otras.

Dice que la oferta es variada en Chile, pero faltan programas que sean más interdisciplinarios, que

Pocas instituciones de educación superior cuentan con laboratorios e instalaciones donde, por ejemplo, los alumnos puedan conocer una planta fotovoltaica. Por lo cual, falta desarrollar clases experimentales como estrategia de enseñanza”, Shahriyar Nasirov, Universidad Adolfo Ibáñez.

permitan mirar un problema desde distintos ángu los, tratando de buscar soluciones más integrales. “Se están haciendo varios esfuerzos, pero aún caemos en preservar un foco que es principalmen te técnico, dejando de lado otras dimensiones muy importantes. Esto es muy relevante en energía, ya que es un sector altamente multifacético que necesita varias miradas”, agrega.

La educación superior dedicada a la energía aún se concentra mayoritari amente en lo técnico.

Por su parte, el profesor Nasirov concluye que lo que se requiere es “una colaboración más estrecha entre la industria y las instituciones educativas”.

Buses eléctricos para Chile: En ruta hacia un transporte público sostenible

En Chile más de un tercio del consumo energético corresponde al sector transporte, el cual se basa casi por completo en combustibles fósiles, lo que conlleva a que este segmento sea responsable de un cuarto del total de emisiones de CO2 en el país

Con el diagnóstico claro, Chile lanzó su Estrategia Nacional de Electromovilidad en el año 2017, donde la electrificación del transporte público –principalmente buses– era clave. Esta estrategia se actualizó en 2021 con metas más ambiciosas, como por ejemplo que todas las nuevas incorpo raciones al transporte público urbano sean cero emisiones a 2035, al igual que las ventas de vehículos livianos. Para alcanzar este objetivo, la estrategia propone trabajar en distintos ejes, como financiamiento e incentivos a la adquisición de este tipo de vehículos, ir creciendo en infraestructura de carga –electroterminales, en el caso de buses–, desarrollo de capital humano y transferencia de conocimientos, entre otros.

En lo concreto, uno de los factores que ha impul sado el crecimiento del parque de buses eléctri

Actualmente, Copec Voltex está construyendo 10 electroterminales en la Región Metropolitana

Si bien no es fácil estimar una fecha para contar con una flota 100% electrificada, considerando la baja de los precios de los vehículos cero emisiones y el aumento del precio del diesel, en pocos años será más económica la opción eléctrica.

Por Luis Gutiérrez, doctor en Ing. Eléctrica, director de la carrera de Ing. Civil en Energía y académico de la Fac. de Ingeniería y Cs. de la Universidad Adolfo Ibáñez (UAI); investigador asociado del Centro para la Transición Energética (CEnTra-UAI) y de Solar Energy Research Center (SERC-Chile).

Foto: Gentileza Copec Voltex

cos hasta ahora es un requerimiento mínimo de un porcentaje de este tipo de vehículos en las licitaciones a empresas de transporte urbano y un reconocimiento a aquellas compañías que proponen un porcentaje alto. En la última lici tación, iniciada a fines de 2020 y adjudicada a principios de 2022, los contratos de operación podían ser entre 5 y 7 años. El resultado fue el ingreso de 1.637 buses nuevos de los cuales 991 son eléctricos (60%). Con esto, Santiago pasa a tener 1.770 buses eléctricos, consolidándose como la ciudad con la flota más grande de este tipo en Latinoamérica y de las más importantes en el mundo, llegando a más de un cuarto del total de buses urbanos en la Región Metropolitana.

Un desafío importante vendrá de electrificar las flotas de buses en regiones, ya que hasta ahora no hay servicios licitados de buses eléctricos operando fuera de la capital”.

También es importante destacar la existencia de acuerdos público-privados. En el caso chileno, los buses eléctricos comenzaron hace algo más de cuatro años gracias a un acuerdo entre el ministerio de Trans portes, el operador de buses Metbus, el fabricante chino BYD y Enel X, que gestionaba el proyecto completo.

En nuestro país ya se está promoviendo en las licitaciones cuotas del 50% de buses eléctricos y sería esperable que esta proporción vaya su biendo. Aunque el costo de inversión es hasta un 50% mayor comparado con un bus equivalente diesel –320 millones de pesos para el eléctrico–, los costos en la operación son mucho menores –70% menos aproximadamente–, lo que hace a la opción eléctrica más económica que su par diesel en recorridos de muchos kilómetros para un horizonte de unos pocos años. Por lo mismo, aun sin la necesidad de requerir mayores cuotas de buses eléctricos en licitaciones futuras, se espera que esta sea la opción natural basado en su mayor conveniencia.

Si bien no es fácil dar una fecha para alcanzar la meta de una flota 100% eléctrica, considerando la baja de los valores de los buses eléctricos –por el cada vez menor costo de baterías– y el au mento del precio del diesel, en pocos años será más económica la opción eléctrica, incluso para recorridos cortos.

En regiones

Un desafío importante vendrá de electrificar las flotas de buses en regiones, ya que hasta ahora no hay servicios licitados de buses eléctricos operando fuera de la capital. Sin embargo, la estrategia de electromovilidad busca integrar a las regiones y actualmente existen proyectos en distintas etapas de avance para hacer llegar esta tecnología a ciudades como Arica, Antofagas ta, Copiapó, Coquimbo-La Serena, Valparaíso, Rancagua, Talca, Concepción, Temuco y Puerto Montt. De estas, Antofagasta sería la primera, comenzando los recorridos de 40 buses cero emisiones en marzo de 2023.

El mayor reto, sin embargo, es contar con in fraestructura necesaria y eso no se remite sola mente a más electroterminales, sino también a las adecuaciones que pueden requerir las redes eléctricas de distribución, que no fueron diseña das para este nivel de demanda. Al respecto, hay que considerar que la transición a un transporte eléctrico también trae desafíos relevantes en la operación del sistema eléctrico nacional, pero no solo por un mayor nivel de demanda, sino también porque para que se logre el objetivo de descontaminar es necesaria una alta par ticipación de energías renovables en la matriz energética, caracterizadas por la variabilidad de su recurso.

Finalmente, es relevante destacar que la electrifi cación del transporte público trae consigo varias oportunidades, desde la oferta de capacitación de capital humano, la disponibilidad de nuevos servicios relacionados al manejo de carga, pro yectos de electroterminales que crean trabajo, etc. Asimismo, transicionar hacia un sistema de transporte eléctrico permite reducir la contami nación ambiental y acústica de las ciudades.

Luis Gutiérrez, académico e investigador asociado de CEnTra-UAI y Solar Energy Research Center (SERC-Chile).

Valgesta se reunió

con actores del sector energético para analizar eventuales repercusiones en el SEN

Durante el encuentro, la consultora presentó un estudio en el que se descartan efectos inmediatos de la guerra sobre el sistema eléc trico chileno.

CON LA PARTICIPACIÓN DE AUTORIDADES, líderes gremia les y expertos del sector energético, se realizó un foro-desayuno para abordar la guerra en Ucrania, sus perspectivas y eventuales repercusiones so bre el mercado eléctrico chileno, organizado por Valgesta Nueva Energía.

A la actividad, efectuada en el hotel Best Western Premier Marina Las Condes, asistieron el Secreta rio Ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Marco Mancilla, y el Vicepresidente del Coordinador Eléctrico, Felipe Cabezas, junto con la directora ejecutiva de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera A.G.), Ana Lía Rojas; su par de la Asociación Gremial de Clientes Eléctricos No Regulados

(Acenor), Javier Bustos, y los socios directores de Valgesta y anfitriones del encuentro, Andrés Romero y Ramón Galaz.

Durante el foro-desayuno se efectuaron tres expo siciones. Jaime Baeza, socio y director de Andes Risk Group y académico del Instituto de Asuntos Públicos de la U. de Chile, quien analizó el conflic to bélico en Ucrania y sus proyecciones desde el punto de vista geopolítico. Posteriormente, Diego Rivera, Research Associate de Center on Global Energy Policy de la U. de Columbia (Nueva York), abordó la guerra y las posibles repercusiones en el mercado del gas natural a nivel internacional.

Por su parte, Ramón Galaz presentó un estudio desarrollado por Valgesta Nueva Energía, donde se analizaron escenarios de borde de abastecimiento de gas natural para el mercado eléctrico chileno. De acuerdo con este trabajo, el conflicto no pondría en riesgo la seguridad del sistema, al menos, en el

Fotos: B2B Media Group

CONFLICTO EN UCRANIA:

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corto plazo. Asimismo, los consultores concluyeron que, de afectarse las importaciones de gas, la fuente que se utilizaría para su reemplazo sería el carbón, lo cual –indicaron– podría afectar las aspiraciones del país de concretar una descarbonización acelerada.

A la actividad asistieron, además, representantes de empresas clientes de la consultora y ejecutivos del sector energético y la banca.

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1 Autoridades y representantes de organismos sectoriales, expertos y líderes de gremios eléctricos, entre otros asistentes, llegaron hasta el hotel Best Western Premier Marina Las Condes para participar en el encuentro convocado por Valgesta.

2 Ramón Galaz presentó un estudio que analiza escenarios de borde de abastecimiento de gas natural para el mercado eléctrico chileno, desarrollado por Valgesta.

3 Otro de los expositores del encuentro fue Diego Rivera, Research Associate de la U. de Columbia, quien se refirió a la guerra en Ucrania y las perspectivas del mercado del gas natural.

4 Marco Antonio Mancilla, secre tario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía, dio a conocer la visión de la autoridad sobre el tema del encuentro.

5 En la ocasión, también estuvo presente Felipe Cabezas, vicepresidente del Coordinador Eléctrico, quien aportó la pers pectiva de este organismo.

6 Ana Lía Rojas, directora ejecu tiva de Acera, fue uno de los líderes gremiales presentes en la actividad.

7 Otro gremio presente fue Acenor, a través de su director ejecutivo, Javier Bustos.

8 Diversos ejecutivos y represen tantes de empresas y organi zaciones sectoriales asistieron al encuentro. Entre ellos, Juan Eduardo Vásquez, de Colbún; Alfredo Solar, de Acera, y Felipe Cabezas, del Coordinador Eléc trico.

9 El encuentro fue conducido por Andrés Romero, socio director de Valgesta Nueva Energía.

integridad

Las infraestructuras de gene ración, transmisión y distri bución se encuentran imple mentando el estándar ISO 55.001 –Sistema de Gestión de Activos–, lo que apunta a introducir mejoras en térmi nos de seguridad operacional y calidad de servicio.

CONSTRUIR NUEVA INFRAESTRUCTURA y extender las redes existentes. Ambas, iniciativas que a menudo saltan a la palestra cuando se trata de plantear soluciones para fortalecer el sistema de transmisión –buscan do evacuar la energía generada por las centrales renovables– o bien electrificar zonas rurales, con el fin de abordar la pobreza energética. Así, las propuestas de mejora tienden a enfocarse generalmente en la implementación de nuevos ac tivos físicos. No obstante, ¿qué pasa con aquellos que ya están operativos, en todos los segmentos del sector eléctrico, y cómo se resguarda la inte gridad de dichas instalaciones?

En respuesta a esta interrogante, la Superintenden cia de Electricidad y Combustibles (SEC) lideró el proceso de desarrollo de un reglamento de segu ridad para las instalaciones eléctricas del Sistema Eléctrico Nacional (SEN), que en su contenido exige la implementación de un Sistema de Gestión de Integridad de Instalaciones Eléctricas (SGIIE). En lo medular, este instrumento apunta a introducir mejoras en términos de seguridad operacional y calidad de servicio. Con este propósito, en 2018 se publicó en el Diario Oficial el D.S. N° 109.

El SGIIE, basado en la norma ISO 55.001, con siste en un “conjunto de actividades sistemáticas, debidamente formalizadas y documentadas, desti nadas a controlar los riesgos de accidentes y daños a las personas o las cosas, que una organización se propone cumplir en un período determinado”. Esto, con el objetivo de “maximizar las condiciones de seguridad de las instalaciones eléctricas, por medio de la prevención de la ocurrencia de inci dentes o accidentes y, en caso que éstos ocurran, la minimización de sus consecuencias”.

SGIIE:

en de las instalaciones eléctricas

Foto: Gentileza Clapez.

La implementación del SGIIE rige para las instalaciones de generación, transmisión y distribución eléctrica.

Foto: Gentileza Enel.

En otras palabras, a través de este reglamento se busca “establecer las exigencias en las condiciones de seguridad de las personas, equipos e instala ciones, que se deben considerar para el diseño, construcción, puesta en servicio, operación y man tenimiento de toda la infraestructura destinada a la producción, transformación, transporte y distribución de energía eléctrica”.

En virtud del nuevo marco regulatorio, en marzo de 2020 se publicó el pliego técnico normativo RPGT N° 17, que es parte del reglamento establecido a través del D.S. N° 109, y donde se establece que las instalaciones eléctricas deben implementar un sistema de ges tión de activos basado en la norma ISO 55.001. Posteriormente, la SEC emitió la resolución exenta 33.056, en agosto de 2020, indicando a las empresas operadoras o propietarias de instala ciones eléctricas, que tenían plazo hasta marzo de 2021 para hacer un diagnóstico y, en mayo del mismo año, entregar un informe con un plan de implementación del SGIIE.

Desde entonces, la industria eléctrica ha comenzado con la elaboración de este instrumento.

A paso lento

Rodrigo Cordovero, socio y gerente de Consultoría de la consultora Micor, hace un balance respecto a este proceso. El ingeniero señala que “en el caso del sector eléctrico, con los segmentos de distribución, transporte y generación de energía eléctrica, el nivel de avance en la implementación de un sistema de gestión de activos basado en la norma ISO 55001:2014 es bastante mayor a lo esperado, con una buena respuesta de grandes y medianas empresas en toda la cadena desde la generación hasta distribución, incluyendo las instalaciones de grandes consumidores como las empresas de minería y otros sectores industriales”.

Sin embargo, añade que desde la perspectiva de la consultora, miembro corporativo del IAM (Institute of Asset Management), “vemos que el ritmo de la implementación de la norma es un poco más lento de lo esperado en empresas de todos los segmentos Dx, Tx y Gx”. Asimismo, advierte que

observan “con preocupación la falta de compe tencias en gestión de activos, lo que genera falta de compromiso e involucramiento de parte de los tomadores de decisiones clave en cada empresa; esto se traduce en falta de liderazgo y rechazo al cambio en todos los niveles de la organización”.

Debido a lo anterior, dice Cordovero, aún es tem prano para evaluar los efectos positivos que se esperan de la implementación del estándar ISO 55.001. “Cuando los altos directivos de las empre sas tengan clara la definición de ‘valor’, a través de la gestión de activos, podremos tener una mejor interpretación del valor obtenido o que esperan obtener las empresas del sector energía”, señala.

Perspectiva internacional

Luis Amendola y Tibaire Depool son socios funda dores de la consultora internacional PMM Innovation Group, que ha asesorado a varias empresas eléctricas en Chile para la implementación del SGIIE.

Amendola –CEO de la firma– sostiene que, en su interacción con compañías nacionales, “los obstáculos que hemos identificado se alinean con la falta de conocimiento de los beneficios que el SGIIE puede aportar, no solo a nivel de asegurar la calidad y continuidad del servicio, sino de sostenibilidad a nivel financiero, solvencia técnica y económica”.

Agrega que la implementación del SGIIE tiene que abordarse considerando dos metas: “La primera es ineludible, que es el cumplimiento regulatorio, lo que además debe considerarse desde una meta de asegurar un servicio no solamente de calidad, sino de asegurar que nuestras empresas sean sos tenibles y ello implica que seamos competitivos”.

Los obstáculos que hemos identificado se alinean a la falta de conocimiento de los beneficios que el SGIIE puede aportar, no solo a nivel de asegurar la calidad y conti nuidad del servicio, sino a nivel de sosteni bilidad a nivel financiero, solvencia técnica y económica”, Luis Amendola, CEO y socio fundador de PMM Innovation Group.

Foto: GentilezaMi

Rodrigo Cordovero, socio consultor de Micor Consulting.

Foto: Gentileza PMMI

up .

Luis Amendola, CEO y socio fundador de PMM Innovation Group.

Para el experto, el sector eléctrico debe tomar en cuenta que para seguir avanzando, innovando y afrontar los nuevos desafíos “se requiere contar con una base sólida de cómo gestionamos los activos desde la estrategia, fase de ingeniería, construcción, mantenimiento y operaciones, disposición final y gestión de compromisos voluntarios, legales y regulatorios”.

En la misma línea, Tibaire Depool advier te que, “desafortunadamente, muchas empresas del sector están manejando la implementación del SGIIE como una visión documental a muy corto plazo, pero no como una forma sistemática de gestionar los activos y que pueda demostrarse su valor”. En este sentido, agrega la especialista, “nuestra percepción es que las acciones para su implementación solo se han enfocado en generar documentación, pero no se ha profundizado en comprender y/o desarrollar las

En el caso del sector eléctrico, con los segmentos de distribución, transporte y generación de energía eléctrica, el nivel de avance en la implementación de un sistema de gestión de activos basado en la norma ISO 55.001:2014 es bastante mayor a lo espe rado”, Rodrigo Cordovero, socio y gerente de Consultoría de la consultora Micor.

prácticas en los puntos clave que marca el SGIIE, por ejemplo, metodología de toma de decisiones, criticidad y salud de activos, gobierno de los datos de los activos y estandarización de prácticas de optimización de planes y confiabilidad”.

Por otro lado, Depool sostiene que actual mente numerosas compañías han avanza do en una primera instancia en el diagnós tico de cómo están gestionando sus activos, “obteniendo un GAP o conocimiento de sus brechas, entre cómo gestionan hoy sus activos respecto a los requisitos o prácticas establecidas para un SGIIE”. Sin embargo, detalla la ejecutiva, el avance del cierre de estas brechas ha sido un poco más lento “y en nuestra opinión la falta de agilidad radica por una parte en que las empresas del sector desconocen conceptos como son fases

del ciclo de vida y lo que eso representa; criterios de decisión de integridad y salud de activos”. Asimismo, la experta estima que se desconoce el valor que un SGIIE puede aportar: “No lo de cimos desde una visión filosófica, sino desde la experiencia que hemos alcanzado junto con otras empresas a nivel de la perspectiva financiera y de sostenibilidad a través del ROIC (Return on invested capital), entre un 5% a 20%; optimización del presupuesto de CAPEX-OPEX, entre el 15% a 38%, al mejorar la gestión de las fases del ciclo de vida de los activos, y gestión de los riesgos, criticidad y salud de los activos, en más del 15% en ahorros, en las primas de seguros de acuerdo con gestión de riesgos”.

SGIIE y SGIR

Al hablar del SGIIE es inevitable hacer un paralelo con el SGIR (Sistema de Gestión de Integridad de Redes), cuya implementación se hizo obligatoria en 2012 para las empresas de transporte y dis tribución de gas por red, en el contexto de una iniciativa impulsada también por la SEC.

Enrique Acuña, gerente general de Dandilion In geniería, comenta que “los gatillantes de ambos procesos fueron similares, correspondientes a eventos adversos para los clientes finales y el público en general. Sin embargo, a mi juicio, los procesos fueron totalmente distintos”.

Primeramente, explica que la regulación de la industria del gas de red en Chile “exige la aplica ción de una amplia y robusta base de normas y códigos internacionales aplicable a todo el ciclo de vida de las instalaciones, lo que no ocurre con las instalaciones eléctricas”.

Añade que, en el caso del SGIIE, el proceso fue distinto, “con un déficit importante de estándares de referencia para la gestión del ciclo de vida de los activos eléctricos y, por lo tanto, contar con bench marks que permitan medir efectividad, evidente mente antes de la ocurrencia de eventos adversos”.

Por lo tanto, a juicio del consultor, “el éxito del SGIIE, expresado como un mecanismo de gestión del riesgo para prevenir incidentes, aún está por verse”.

Foto: Gentileza PMMIn up

Tibaire Depool, socia fundadora de PMM Innovation Group.

Foto: GentilezaDand a

Enrique Acuña, gerente general de Dandilion Ingeniería

Luz verde ambiental

A continuación, presentamos los principales proyectos energéticos que obtuvieron la aprobación del Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) durante noviembre:

1

Nombre : Optimización Planta Solar Sol de Loa

Empresa : Sol del Loa SpA

Inversión : US$ 480 millones

Descripción: El proyecto contempla la construcción y operación de una central de generación de energía eléctrica solar con una potencia nominal total de 640 MWAC (megawatts en corriente alterna). Considera tam bién la instalación de módulos fotovoltaicos con centros de transformación y subestación elevadora de 220 kV, áreas de almacenaje de energía mediante baterías, por una capacidad total de 10.400 MWh; además de un nuevo punto de conexión con la subestación Frontera de 220 kV de propiedad de Transelec, por una línea de transmisión 2×220 kV, de 10,9 km de longitud.

La planta solar se ubicará entre las comunas de María Elena (región de Antofagasta) y Pozo Almonte (región de Tarapacá).

Nombre : Subestación Eléctrica LNRG2 23/66 KV de LENERGÍA Chile SpA

Empresa : LENERGÍA Chile SpA

Inversión : US$ 10 millones

Descripción: El proyecto, emplazado en la co muna de Molina, contempla la construcción y operación de una subestación eléctrica elevadora de barra simple, la cual aumentará el voltaje en media tensión, de 23 kV hasta los 66 kV en alta tensión.

La instalación considera una línea de transmisión de 66 Kv, compuesta por 14 torres y con una longitud de 1.334 metros, que se inicia en el patio de alta tensión de la subestación LNRG2 y termina en el patio de alta tensión de la sub estación Itahue.

3

Nombre : Parque Fotovoltaico Faro de Santa Ana

Empresa : Fotovoltaica Faro III SpA

Inversión : US$ 9 millones

Descripción: El proyecto, que se desarrollará en la comuna de Rancagua, comprende la construcción y operación de una planta de generación fotovoltaica de 10.69 MWp de potencia nominal, que inyectará su energía al SEN. Para ello, en una superficie aproximada de 22,82

ha, se dispondrán 19.440 módulos fotovoltaicos, agrupados eléctricamente en 54 inversores distri buidos y conectados de forma equitativa en tres estaciones transformadoras de 0,8/15Kv, ensam bladas a su vez en paralelo mediante celdas de media tensión.

Columna de Opinión

Gentileza Cinergia Por Arturo Brandt Consejero Estratégico en CINERGIA

Que el usuario escoja ¿Cliente libre o regulado?:

HOY EN DÍA, LA TARIFA ELÉCTRICA que pagamos está determinada por el tipo de cliente que somos. ¿Cómo así?

Aquellos usuarios que tienen una potencia conectada igual o menor a 500 kW –es decir, los hogares y la mayoría de las Pymes– no cuentan con la opción de elegir a su proveedor de electricidad. Por el contrario, deben conformarse con ser clien tes regulados, lo que implica no poder escoger su proveedor de electricidad ni menos aún las condiciones de suministro.

Luego, están los clientes que poseen una potencia conectada entre 500 kW y 5 MW –empresas de mayor tamaño–, que pueden escoger entre seguir en el régimen regulado o migrar hacia una modalidad de cliente li bre. Curiosamente, la gran mayoría escoge esta opción.

Finalmente, se encuentran los clientes libres, es decir aquellos que tienen una potencia conectada igual o mayor a los 5 MW y que, como su nombre lo indica, negocian libremente su suministro y acceden a todas las ventajas que ello implica.

para bajar sus costos de producción, a lo cual hoy hay que agregar la lucha contra la inflación. En cuanto al primer punto, los costos de electricidad para una PYME, dependiendo del tipo de industria, varían entre un 15% a un 25% de sus costos totales. Junto con lo anterior, debemos considerar que en los últimos años los precios de la electricidad para clientes libres han sido, en promedio, un 30% menores que para los clientes regulados. Otro dato no menor es que en Chile el 65% de los empleos formales viene de las PYMES, número que aumenta si agregamos las plazas de trabajo informales.

El hecho de rebajar el límite de potencia es una realidad que sí se da en otros países, llegándose incluso al caso de algunos en Europa y estados de los Estados Unidos, en que no existe límite de potencia y todos son libres de elegir a su proveedor.

“Debemos considerar que en los últimos años los precios de la electricidad para clientes libres han sido, en promedio, un 30% menores que para los clientes regulados”.

Esta reducción no solo generaría un menor precio en las cuentas de luz de nuestras esforzadas PYMES, sino que también las habilitaría para escoger su suministrador –bienvenida la competencia– y, adicionalmente, negociar los términos y condiciones de su contrato de suministro.

En esta columna de opinión quiero poner el foco en la posi bilidad que se discute al interior del sector eléctrico, de que se baje el límite de potencia de los clientes libres, que hoy es de 500 kW, para que este tipo de usuarios pueda escoger de manera libre e informada a su proveedor de electricidad y, lógicamente, las condiciones de su suministro.

Muchos de estos clientes “forzadamente” regulados son PYMES que, como todos bien sabemos, luchan día a día

Sin embargo, también seríamos beneficiados todos los ciu dadanos, ya que podremos acceder a productos de origen nacional a mejores precios, lo cual es especialmente relevante en estos días con una inflación –el impuesto de los pobres–anual superior a al 10%.

La autoridad debe avanzar rápidamente en ese sentido. Mal que mal, su misión es mejorar la vida de sus ciudadanos.

Foto:

HITACHI ENERGY: “LAS SUBESTACIONES DIGITALES SON EL FUTURO”

Los beneficios que ofrece a largo plazo la innovación tecnoló gica y la apuesta por las subestaciones digitales, fueron parte de los temas abordados en el evento “Subestación Digital 61850 Ed2.1: Nuevas metodologías de especificación y pruebas”, organizado por Hitachi Energy en conjunto con IM3 y que convocó a actores de la industria energética nacional.

“Es importante que las licitaciones vayan empujando la innovación tecnológica. La tendencia mundial es ir hacia las subestaciones digitales; son el futuro. Si bien una sub estación digital involucra, en casos puntuales, una inversión un poco más elevada en el inicio, a largo plazo ganas en cuanto a montaje, cableado, reducción de los tiempos de pruebas y puestas en servicio, administración, etc. Todo es mucho más sencillo”, expresó Mauricio Mazuela, gerente general de Hitachi Energy.

Por su parte, Daniel Sánchez, gerente general de IM3, comentó que como empresa de ingeniería hasta ahora trabajaban con los formatos antiguos de subestaciones, mediante memorias de cálculo y planos normales en AutoCAD. “Hoy, al llegar el paradigma de la subestación digital, nos obliga a hacer esa migración, a trabajar sobre un modelo

de información. Y lo que hemos hecho es, a través de una aplicación propia, empezar a formarnos internamente y a ofrecer servicios para nuestros clientes con ese modelo de información, Atlan”. Agregó que, al trabajar con esta herramienta, valiosa en cuanto a objetos y atributos, se puede seguir utilizando en todo el proceso de la subestación, no solo el diseño, que es la parte de ingeniería, sino también en la puesta en servicio y mantenimiento.

PRYSMIAN: ELECCIÓN DE CABLES ADECUADOS ES CLAVE PARA EL FUNCIONAMIENTO DE PLANTAS FOTOVOLTAICAS

Los cables fotovoltaicos o solares son cables unipolares que se utilizan para conectar los paneles de un sistema de energía eléctrica fotovoltaica (PV). Este tipo de conductor es parte del balance del sistema (BOS, por su sigla en inglés) en una planta PV y representa solo el 1% o 2% del costo total de la planta. Por este motivo, a veces no se les considera un componente principal, aunque son parte crucial de cualquier unidad de generación fotovoltaica y, por ende, elegir los adecuados brinda mayor seguridad e instalaciones más duraderas.

Los cables solares a menudo están expuestos a condiciones ambientales adversas, como radiación ultravioleta, humedad y fluctuaciones de temperatura, así como viento, nieve y lluvia. Debido a eso, en caso de seleccionarse un producto inapropiado, es causa de que los conductores sean uno de los primeros componentes en presentar fallas y por ello se interrumpa la generación de energía.

Con el fin de responder a esta necesidad de la industria, Prys mian pone a disposición del mercado su cable Prysun, para instalaciones fotovoltaicas, que cumple la norma europea EN 50618 y el IEC 62930, primer estándar internacional para cables fotovoltaicos.

Prysun está diseñado para responder a las exigencias de las instalaciones fotovoltaicas, tanto por su variedad como por su exposición ambiental (estáticas, móviles, domésticas, industriales, para vertido en red, etc.).

Durante su desarrollo, superó un amplio abanico de ensayos eléctricos, mecánicos, químicos, de reacción al fuego y medioambientales. El producto, asimismo, cuenta con certificación de Bureau Veritas y tiene una vida útil estimada superior a los 25 años.

Foto: Gentileza Hitachi Energy

Foto: Gentileza Prysmian

DESIGNACIONES

COPEC VOLTEX Y VOLVO CARS CHILE FIRMAN ALIANZA

La empresa Volvo Cars Chile firmó una alianza con Copec Voltex con el propósito de ofrecer cargadores domiciliarios gratuitos a los clientes de la compañía automotriz que adquieran vehículos híbridos enchufables o eléctricos.

Rodrigo Espinoza, gerente de Volvo Cars Chile destacó que estas alianzas estratégicas permiten avanzar en el plan de electromo vilidad de su empresa, además de contribuir al desarrollo de la red de carga pública y privada.

“Estamos muy contentos de continuar generando estos vínculos que van en línea con la estrategia global y local de la compañía de ofrecer una movilidad personal, sostenible y segura”, aseguró.

A través de su estrategia Recharge y la alianza con Copec Voltex, la firma busca ofrecer soluciones de carga accesibles para lograr una movilidad sostenible y sustentable, con miras a fortalecer la red de carga pública y privada, facilitando de esta manera la vida de las personas dueñas de vehículos eléctricos y abonando el camino hacia la carbono neutralidad.

Francisco Larrondo y Rodrigo Espinoza destaca ron la alianza suscrita entre ambas compañías.

Al respecto, Francisco Larrondo, gerente de Copec Voltex, se ñaló que su empresa está “trabajando intensamente para que la movilidad sostenible sea una realidad, para ello dotar de infraestructura de carga es clave y con ese objetivo es que cada día incrementamos las posibilidades para masificarla, tanto a nivel público como con cargadores domiciliarios que es el caso de esta alianza”.

El cargador provisto por Copec Voltex corresponde a una solución tipo wallbox de 7,4 kW, que se gestiona desde una aplicación móvil que permite regular potencias, horarios y obtener reportes de carga, entregando una experiencia cómoda, segura e inteligente.

APEx

Durante la última reunión general de socios de la Asociación de Operadores de Mercados Eléctricos (APEx) se eligió al presidente del Coordinador Eléctrico, Juan Carlos Olmedo, como director de esa entidad. Actualmente, APEx congrega a representantes de más de 40 países, con el objetivo de proporcionar una plataforma para el intercambio de información entre sus miembros.

SEC

En un hito histórico, por ser la pri mera mujer en acceder al cargo a través del sistema de Alta Dirección Pública, Marta Cabeza Vargas asumió como nueva titular de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC). La profesional es ingeniero en industrias, con un magister en Gerencia Pública.

CNE

Jerson Reyes asumió como jefe del Depto. de Información, Innovación Energética y Relaciones Institucionales de la Comisión Nacional de Energía (CNE). El profesional es ingeniero civil electrónico y doctor en Ingeniería Eléctrica por la U. de Concepción. Posee más de 18 años de experiencia en el sector de energía a nivel nacional e internacional.

Acera

El director de Producción de Ac ciona Energía para Sudamérica, Jaime Toledo, fue elegido como nuevo presidente del directorio de Acera A.G. Toledo es ingeniero civil eléctrico. Y cuenta con 19 años de experiencia comercial, operativa y de mantenimiento en energía fotovoltaica, eólica, geotérmica e hidroeléctrica en América Latina.

ACSP

Frank Dinter, director ejecutivo de Fraunhofer Chile, fue elegido como nuevo presidente de la Asociación de Concentración Solar de Potencia (ACSP). El ejecutivo y destacado científico alemán es doctor en Ingeniería de Sistemas de Alma cenamiento de Energía Térmica y cuenta con una vasta trayectoria en la industria de las energías renovables.

Foto: Gentileza

Copec Voltex

ABB S.A.

Tapa Cuatro

Bac Ingenieros 12

CM3- Energia 36

Abastible 2

CMI Universidad de Chile 28

Catastro de Centrales y Proyectos Energéticos Tapa Tres en Chile 2021-2022

Conecta Ingeniería S.A. 24

Electromov 28

Editec Ferias y Conferencias 32

Estudio del Hidrógeno Verde en Chile y el mundo 2021 Tapa Dos

Elecgas 2019

Hitachi Energy Chile S.A.

Tapa Tres

Exponor 2019 22

Tapa Cuatro

Foro Apemec 2019 30

Newsletter Electricidad 40

Forosur 2019 Tapa Dos

Servicios de Ingenieria Black & Veatch (CHILE) Ltda. 12 Zero Water 8

Inteligencia de Mercados 34

RHONA S.A. 2

Transformadores Tusan S.A. 46

UNHOLSTER S.A. 44

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• Presidente: Ricardo Cortés D.

• Gerente General: Cristián Solís A.

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• Gerenta Comercial: Alejandra Cortés L.

• Subgerente de Ventas: Alvaro Muñoz A.

CHILE

CHILE

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