198 ISSN 0717-164 septiembre 2016 | Año 25 www.revistaelectricidad.cl
Una nueva era para la transmisión
Hitos e implicancias de la mayor licitación de suministro de la historia
Los cambios que se considerarán en la reforma a la distribución
La visión de los especialistas argentinos sobre la interconexión con Chile
¿Qué tienen en común la “Internet de las Cosas” y el variador de velocidad Altivar Process? Ambos le ayudan a obtener un desempeño óptimo de sus negocios y procesos Altivar Process, el Primer variador de velocidad con servicios inteligentes incorporados, se une a la Internet de las Cosas para ayudarlo a optimizar el desempeño de sus procesos y el costo total de su operación. Maximice la eficiencia energética y desempeño de activos Altivar Process permite al sistema de control detectar instantáneamente desvíos de eficiencia, y reaccionar de manera inmediata antes de impactar en su estado de resultados. Altivar Process permite desarrollar mantenimiento predictivo real a través de monitoreo de condiciones, diagnóstico remoto y solucionador de problemas. Beneficios: minimizar detenciones no programadas, mejorar eficiencia energética y reducción de Costos Totales.
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Reportaje Central
Una nueva era para la transmisión
Foto: Gentileza Generadoras de Chile.
Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.
Sumario Entrevista Central Claudio Seebach, vicepresidente ejecutivo de Generadoras de Chile
“ Los proyectos energéticos se pueden y se deben hacer mejor”
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Editorial Energía
Informe Técnico
Eficiencia energética y uso de combustibles limpios es la tendencia
en grupos electrógenos
La visión de los especialistas argentinos sobre la interconexión con Chile 35
Escenario Energético
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Columna de opinión
Energía Hitos e implicancias de la mayor licitación de suministro de la historia
24
Carlo D’Agostino, director ejecutivo de Kioshi Chile
Energía 41
Los cambios que se considerarán en la reforma a la distribución
Columna de opinión
27
Jornadas de Derecho de la Energía PUC 42
29
Columna de opinión
Tecnologías para calefacción industrial eficiente
José Tomás Morel, gerente de Estudios del Consejo Minero 44
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Rodolfo Güenchor, seremi de Energía de Atacama
Sociales
Empresas
Informe Técnico
Advierten alto nivel de exigencia en parque de transformadores en el SIC
Cerro Pabellón busca ampliar capacidad instalada hasta 100 MW 45
198 ISSN 0717-164 septiembre 2016 | Año 25 www.revistaelectricidad.cl
Una nueva era para la transmisión
Apoyo y rechazo a la central termoeléctrica El Campesino
Hitos e implicancias de la mayor licitación de suministro de la historia
Mercado eléctrico
EDICIÓN Nº 198 | Revista Electricidad | ISSN 0717-1641 | www.revistaelectricidad.cl Consejo Editorial: Francisco Aguirre, Juan Carlos Araneda, Javier Bustos, Ramón Galaz, Daniel Gómez, Claudio Helfmann, José Tomás Morel, David Noe, Claudio Roa, Juan Pablo Schaeffer, Rainer Schroeer, Claudio Seebach, Rosa Serrano.
Los cambios que se considerarán en la reforma a la distribución
Torres eléctricas en zona de Alto Jahuel. Foto: Juan Carlos Recabal
GRUPO EDITORIAL EDITEC • Presidente: Ricardo Cortés D. • Gerente General: Cristián Solís A. • Gerente Adm. y Finanzas: Víctor Vicuña C.
Director: Roly Solís
Diseño y Producción: Ediarte S.A.
Editora: Daniela Maldonado
Director de Arte: Alfredo Eloy
Periodista: Roberto Valencia Fotografías: Juan Carlos Recabal / Archivo ELECTRICIDAD
Diseño y Producción Gráfica: Andrés Núñez Impresión: Sistemas Gráficos Quilicura S.A. Encuéntranos en:
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El poder para hacer la energía posible. Gestión inteligente y digital para la transmisión y distribución eficiente y confiable de la energía.
Energy Management www.siemens.com/energy
Editorial
Proyectos de Ley energéticos prometidos y futuros
El tren legislativo no para
T
ildada por varios especialistas de “ambicio-
medianos. De ellos, el más desafiante parece ser el Proyecto
sa”, la Agenda de Energía presentada por la
de Ley de Eficiencia Energética (EE). La misma Agenda de
Presidenta Michelle Bachelet y el Ministro de
Energía estableció una meta de ahorro de 20% a 2025,
Energía Máximo Pacheco, en mayo de 2014,
contemplaba una serie de iniciativas legislativas que permitirían materializar los objetivos propuestos. En las 130 páginas del documento, no solo se detallaba cuáles
señalando que la iniciativa legal en la materia debería contemplar al menos tres componentes: Eficiencia Energética en la Industria y Minería; EE para hogares, pequeñas industrias y comercios, y EE en el sector público.
serían los Proyectos de Ley (PdL) y reglamentos, sino que se explicitaban las fechas en las que cada uno debería estar
Adicionalmente a lo ya expuesto, a juicio de distintos es-
ingresado al Parlamento.
ses del año, se puede decir que, en términos generales, de los 11 proyectos, cinco ya son ley. Estos son: For-
A juicio de distintos especialistas del sector −tras finalizar un exitoso proceso licitatorio con la adjudicación de 12.430 GWh/año a un precio promedio de US$47,6 por MWh− el mayor reto está hoy en la elaboración de los reglamentos de las leyes aprobadas.
talecimiento del Ministerio de Energía; Licitaciones de suministro eléctrico; Franquicia
finalizar un exitoso proceso licitatorio con la adjudicación de 12.430 GWh/año a un precio promedio de US$47,6 por MWh− el mayor reto está hoy en la elaboración de los
reglamentos de las leyes aprobadas.
para colectores solares, Concesiones de la ley eléctrica y Ampliación del giro de Enap; Equidad tarifaria, y Transmisión.
En este sentido destaca el proceso colaborativo que se está llevando a cabo para elaborar los reglamentos de la Ley de
A estos se suman dos PdL que actualmente están en tramitación: Gas de cañería y el correspondiente al Nuevo Gobierno Corporativo y capitalización de Enap. Siguiendo la revisión se distinguen cuatro temas pendien-
Transmisión, el que se suma a instancias como la Política 2050 y las iniciativas para modificar aspectos legales de la distribución eléctrica. En todos se han considerado tanto las visiones públicas como privadas, lo que ha permitido llegar
tes: el perfeccionamiento a las concesiones de geotermia,
a importantes consensos. Son otros desafiantes objetivos
eficiencia energética, fortalecimiento de la SEC y sistemas
por cumplir.
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Ya en los últimos cuatro me-
pecialistas del sector −tras
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Reportaje Central
Inversiones y tecnologías
Una nueva era para la transmisión
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El reciente marco legal es destacado por los actores del sector por la mayor claridad que establece para el desarrollo de nuevas obras, de modo que este segmento se adelante a los proyectos de generación, aunque se advierten desafíos como la redacción de los reglamentos, la adecuación de las operaciones del sistema por parte del Coordinador Independiente, y la llegada de nuevas aplicaciones tecnológicas.
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Subestación de Alto Jahuel en el SIC. Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.
Reportaje Central
E
l segmento de transmisión pisa un nuevo terreno legal que plantea una serie de incentivos y desafíos para los actores del sector en lo que respecta a la ampliación del sistema, incorporación de nuevas tecnologías y la operación del futuro sistema interconectado nacional, según señalan varios especialistas y actores de la industria a Revista ELECTRICIDAD. Actualmente el sistema de transmisión en Chile (considerando cifras a diciembre del año pasado) cuenta con una capacidad instalada de 26.349 kilómetros de líneas en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) y en el Sistema Interconectado Central (SIC), de las cuales las líneas de 500 kV registran 1.336 km, ubicadas solamente en la zona centro-sur, mientras que las líneas de 220 kV llegan a 12.996 km, según los datos del Anuario Estadístico de la Comisión Nacional de Energía (CNE). De acuerdo a las cifras de la Unidad de Gestión de Proyectos del Ministerio de Energía, al 29 de julio de 2016 existían 32 proyectos de transmisión en construcción, equivalentes a 2.449 km, que representan una inversión total aproximada de US$ 2.395 millones.
señala que la normativa incorpora “nuevos criterios para la expansión del sistema, lo que minimizará los riesgos en el abastecimiento. A través de la creación de renovadas condiciones que promuevan la oferta y faciliten la competencia, las instalaciones serán económicamente más eficientes”. “Además, el rol del Estado se verá fortalecido con esta nueva ley ya que le otorga nuevas atribuciones en relación a la planificación energética, la expansión del sistema y la determinación de franjas de transmisión”, indica el ejecutivo. Para Eric Ahumada, vicepresidente de Desarrollo de Negocios de Transelec, la planificación de la expansión de la transmisión es relevante en la nueva Ley para mejorar “la seguridad y calidad de servicio de la transmisión zonal, ya que el grueso de las indisponibilidades de suministro se producen por fallas en instalaciones de ese segmento y no en el sistema troncal, ahora denominado Sistema Nacional”. Para Daniel Gutiérrez, abogado y socio fundador de BGS Energy Law SpA, la actual Ley establece un cambio de paradigma, dejando al segmento de transmisión como el motor y propulsor del sistema eléctrico nacional, que posibilitará la inyección de energía a nuevas centrales generadoras, donde la planificación tendrá un rol estelar”.
Nuevo escenario
Jorge Rodríguez, gerente general de Interchile, que realiza la línea Cardones-Polpaico, de 500 kV,
Reglamentos Pero en el sector también aprecian una serie de desafíos. Los primeros apuntan al campo legal, pues en la industria están atentos al proceso de consulta pública para la elaboración de los siete reglamentos, los cuales se refieren a: 1) Planificación energética. 2) Procedimiento para la determinación de franjas preliminares. 3) Los sistemas de transmisión y la planificación. 4) La valorización, remuneración y pago de la transmisión. 5) El Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional. 6) La coordinación y operación del Sistema Eléctrico Nacional. 7) La elaboración de normas técnicas.
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Los actores del sector destacan el nuevo escenario en que se desenvolverá la transmisión, especialmente en materia de inversiones e incorporación de nuevas tecnologías. Andrés Romero, secretario ejecutivo de la CNE sostiene que “con este marco legal, podremos desarrollar un sistema de transmisión más robusto, lo que implica una mayor resiliencia ante diferentes eventos como catástrofes naturales, indisponibilidad de unidades de generación, o sequías. Un sistema así trae mayor nivel de certeza y competencia para los actores, menores precios de abastecimiento, en atención a que se habrán despejado incertidumbres que escapan al manejo de los suministradores o de los usuarios finales”.
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Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.
Foto: Gentileza U. de Chile.
Reportaje Central
Jorge Rodríguez, gerente general de Interchile.
Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.
Foto: Gentileza PUC.
Rodrigo Moreno, académico del DIE de la Universidad de Chile.
Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.
Esteban Gil, académico de la UTFSM.
Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.
Juan Carlos Araneda, presidente de Cigré Chile.
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Eric Ahumada, vicepresidente de Desarrollo de Negocios de Transelec.
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Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.
Daniel Gutiérrez, abogado y socio fundador de BGS Energy Law SpA.
Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.
Andrés Romero, secretario ejecutivo de la CNE.
Daniel Salazar, director ejecutivo del CDEC SING
A juicio de Daniel Gutiérrez, “los principios o elementos que debiesen estar presente en la elaboración de los reglamentos son claridad regulatoria; consistencia y sujeción al texto legal; flexibilidad debida, y proceso participativo”.
Durante las XVI Jornadas de Derecho de Energía de la UC, Francisco Brotfeld, subgerente Legal de Negocios y Regulación de Transelec, sostuvo que “el proceso de aterrizaje de la Ley, a través de los reglamentos, será complejo porque cada una de las materias tiene un sinnúmero de aristas que tiene que ser reflejada detalladamente en lo que concierne a las obras de ampliación, acceso abierto, franja preliminar y valorización de servidumbre”. Según Jorge Rodríguez, “un tema que debiera estar más aterrizado en la normativa actual, para que sea menos engorroso y permita avanzar de manera más expedita en la concreción de obras que son estratégicas para el país, es trabajar el tema de las responsabilidades y cantidad de organismos involucrados en la realización de proyectos para permitir que estos avancen según los tiempos propuestos en los cronogramas comprometidos en la licitación”.
Desafíos operativos Otro tema que preocupa a los especialistas son los desafíos en la operación del sistema nacional de transmisión que traerá la interconexión SIC-SING y la llegada del Coordinador Independiente desde el 1 de enero de 2017. Daniel Salazar, director ejecutivo del CDEC SING indica que “los principales desafíos se relacionan con la localización geográfica de las reservas operativas en generación para hacer frente a las diversas condiciones de operación que se pueden presentar en el nuevo sistema interconectado nacional, dada su longitud (3.100 km) y la variabilidad en el despacho, dada las fuentes ERNC solares y eólicas, y la capacidad de almacenamiento hidroeléctrico del sur”.
Proyectos de transmisión troncal a junio de 2016 Proyecto
Sistema
V (kV)
SIC
500
Inversión
Fecha en servicio
753
US$1.000 millones
Enero -18
500
Interchile TEN
SIC-SING
600
US$700 millones
Línea Charrúa-Ancoa
Junio -17
SIC
500
Elecnor
196
US$140 millones
Febrero -18
Línea Ciruelos-Pichirropulli
SIC
220
Eletrans
71
US$35 millones
Mayo -18
Aumento capacidad línea Maintencillo-Cardones 1x220 kV
SIC
220
Transelec
24
US$3,9 millones
Noviembre -16
Línea Cardones-Polpaico Línea Mejillones-Cardones
Fuente: Ministerio de Energía.
Empresa Longitud km
Reportaje Central Fortalece y perfecciona las actuales funciones de coordinación del sistema eléctrico actual, ampliando la condición de Coordinados a los propietarios de instalaciones de servicios complementarios. Ello, a objeto que puedan participar nuevos actores y no solo los generadores, transmisores y clientes libres.
Las obras nuevas de los sistemas de transmisión para polos de desarrollo deberán supeditarse al estudio de franja y a evaluación ambiental estratégica, los que deberán someterse al proceso de Consulta o Participación Indígena contemplado en el Convenio 169 de la Organización Internacional del Trabajo, cuando el convenio así lo determine.
Perfecciona la regulación de los servicios complementarios, entregándole al Coordinador la función de elaborar un informe técnico, previo a la definición de los servicios complementarios por parte de la Comisión Nacional de Energía.
Principales contenidos de
Crea el Decreto de Emergencia Energética, para casos de sismos o catástrofes naturales, el que será dictado por el Presidente de la República, previo informe del Ministerio de Energía, en el cual se dispondrán las medidas que la autoridad estime conducentes y necesarias para manejar, disminuir o superar la respectiva emergencia energética, principalmente para asegurar el suministro de clientes sujetos a regulación de precios.
Se recoge el estándar y práctica internacional para la elaboración de la normativa técnica de detalle para el funcionamiento del sistema eléctrico, mediante un proceso público, participativo y profesional especializado a cargo de la Comisión Nacional de Energía.
Para el adecuado desarrollo del estudio preliminar de franja, permite al Ministerio ingresar a todas las propiedades fiscales, municipales y particulares en que sea necesario, debiendo comunicar a los dueños la realización del estudio y las características de las intervenciones que se realizarán para la obtención de la autorización de los respectivos propietarios, permitiéndosele incluso solicitar el auxilio de la fuerza pública cuando no sea posible el ingreso a la propiedad.
la nueva Ley de
Transmisión
Incorpora el Sistema de Interconexión Internacional, el que estará constituido por las líneas y subestaciones eléctricas destinadas a transportar la energía para efectos de posibilitar su exportación o importación, desde y hacia los sistemas eléctricos ubicados en el territorio nacional, distinguiendo entre las instalaciones de interconexión internacional de servicio público e instalaciones de interés privado. Las primeras quedan sometidas a un régimen de acceso abierto y a las exigencias propias de un servicio público.
Se establecen mecanismos de planificación y definición de polos de desarrollo de generación eléctrica que permitan operar con sustentabilidad y accesibilidad a todos los actores. Estos polos de desarrollo solo podrán disponerse en las regiones donde se emplaza el sistema eléctrico nacional interconectado.
Incorpora al Estado como garante del bien común en la definición de los trazados y emplazamiento de los nuevos sistemas de transmisión, especialmente en aquellos de servicio público, incluyendo aspectos ambientales, territoriales, ciudadanos, técnicos y económicos; considerando un esquema de participación ciudadana en la determinación del uso del territorio en el emplazamiento de redes de transmisión; y creando un esquema de información pública del uso del territorio para el emplazamiento de redes de transmisión.
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Se instauran reglas para la creación y desarrollo del mercado de servicios complementarios a través de licitaciones y subastas, estableciendo como excepción el mecanismo de prestación directa de un servicio complementario, el que solo procederá cuando las condiciones de mercado no sean competitivas o cuando las licitaciones o subastas sean declaradas desiertas.
Favorece el desarrollo de un mercado de generación más competitivo, que permita bajar los precios de energía al cliente final, libre y regulado.
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Reportaje Central
Inversión en proyectos de transmisión en construcción en junio de 2016.
2.265 94%
TOTAL: US$2.403 MM
SUBESTACIONES (US$ MM) LÍNEAS DE TRANSMISIÓN (US$ MM)
Fuente: Ministerio de Energía.
De acuerdo a Juan Carlos Araneda, presidente del capítulo Chileno del Consejo Internacional de Grandes Redes Eléctricas (Cigré), parte de los desafíos tecnológicos pasan por tener controles automáticos, los que estarían en servicio el próximo año en el Coordinador Independiente. “La idea es desarrollar todo esto en compatibilidad con el desarrollo del sistema de transmisión, con una buena evaluación, tanto desde el punto de vista de la industria como de las mejores prácticas que hay en otros países. Hacia mañana esperamos que la operación dinámica esté presente en la sala de control para que los operadores tengan un apoyo más directo, porque la integración masiva de ERNC cambia el concepto de energía de base a flexible”, precisó Araneda en el seminario “Nuevas Tecnologías y Desafíos en Transmisión Eléctrica”, organizado por la Unidad de Educación Continua del Departamento de Ingeniería Eléctrica (Ecodie) de la Universidad de Chile. Luis Hormazábal, director de EM Consulting, plantea que otro reto apunta a contar con sistemas de comunicaciones que sean capaces de actuar en milésimas de segundos frente a eventuales contingencias, como variaciones en los flujos de carga o de oscilaciones angulares en algunos puntos del sistema interconectado, considerando que tendrá grandes distancias físicas y eléctricas. A juicio de Esteban Gil, académico de la Universidad Técnica Federico Santa María, también existe un desafío “asociado a los modelos de predicciones de fuentes de generación variable, así como la consideración de restricciones de seguridad en los modelos
“Desde el punto de vista del control de frecuencia, en la medida que penetra una mayor cantidad de energía renovable, que tienen una baja inercia respecto a los convencionales, es un desafío tener suficiente capacidad de respuesta del sistema ante variaciones en la demanda o ante la ocurrencia de eventos de desconexión de generación u otros. Se necesita mantener un nivel de inercia suficiente en el sistema para evitar variaciones significativas de frecuencia”, precisa el académico. En opinión de Rodrigo Moreno, académico del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Chile, el rol que tienen las tecnologías de transmisión en el nuevo contexto es “permitir un manejo más eficiente y seguro del sistema eléctrico a medida que aumenten los niveles de ERNC, lo que es posible mediante el desarrollo de nuevos conceptos, prácticas y la incorporación de nueva tecnologías que aumenten los niveles de flexibilidad de la operación”. Finalmente, el especialista menciona que las principales tecnologías a incorporar son “aquellas asociadas al monitoreo, comunicación, protección y control (de la generación, redes y demanda), lo que requeriría no solo de una modernización de la red sino que también de las salas de control en los CDECs; en tanto que los equipos FACTS o Flexible AC Transmission System (Sistema de transmisión flexible en corriente alterna) y las tecnologías de almacenamiento contribuirían a flexibilizar el sistema a medida que aumente la penetración de ERNC”.
Conclusiones • Los actores del sector destacan que la nueva Ley de transmisión otorga una mayor certeza para la planificación y el desarrollo de inversiones, aunque plantean que los reglamentos que se elaboran deberán ser precisos y claros. • Especialistas sostienen que los desafíos del sistema de transmisión se concentran en los aspectos operativos del futuro sistema interconectado. • El futuro sistema nacional plantea la incorporación de tecnologías flexibles para la gestión de las redes.
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139 6%
de planificación y operación, porque el futuro Coordinador independiente deberá plantear una propuesta de despacho de unidades, considerando las predicciones que tenga, pero garantizando la seguridad del sistema”.
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TENDENCIAS EN TRANSMISIÓN
El Grupo NTI es representante exclusivo de CSL Silicones Inc
Tecnología protege aisladores eléctricos de Alta Tensión y disminuye costos en mantención
L
uego de investigar y probar productos que aumentaran la eficiencia en la industria nacional, el ingeniero comercial, Álvaro González, y el ingeniero civil en minas, Francisco Fernández, trajeron a Chile la más alta tecnología canadiense para proteger superficies.
LA COMPAÑIA cuenta con la certificación técnica de CSL Silicones Inc. para aplicar recubrimientos a base de silicona en Chile.
La empresa chilena es representante exclusiva de CSL Silicones Inc., que la provee de materiales a base de siliconas que optimizan el funcionamiento de aisladores de alta tensión y otros que permiten la protección antigrafitis y anticorrosivos. Con el producto Si-COAT 570 el grupo NTI conquistó a una de las compañías eléctricas más grandes del país, que invirtió en esta tecnología para ahorrar costos, tiempo y mano de obra. Fueron sobre 7.000 los primeros aisladores en Chile revestidos con polisiloxano vulcanizado a temperatura ambiente (RTV), protegidos bajo una solución que simula el efecto de la flor de loto. “Es un producto altamente hidrofóbico que limita las corrientes de fuga y evita las descargas que se producen por la contaminación del aislador”, explica Francisco Fernández, gerente general del grupo NTI. Dicho recubrimiento es resistente a la luz ultravioleta, las descargas de corona, los contaminantes químicos, la sal, las temperaturas extremas o los ambientes corrosivos, lo que garantiza la durabilidad de los aisladores en la industria eléctrica. “Esto repercute directamente en la eficiencia energética y significa un importante ahorro en costos de mantención, porque al no tener recubrimiento los aisladores deben lavarse entre una y tres veces al mes, dependiendo de las condiciones de la zona en que se ubiquen”, comenta Álvaro González, gerente comercial del grupo NTI, quien asegura que en otros países los aisladores han pasado hasta diez años sin tener que lavarse. Y es que la tecnología de Si-Coat 570, proporciona propiedades de encapsular el polvo y permite el autolavado con la presencia de lluvia. Ahorro de tiempo y recursos Considerando que el lavado de una subestación puede llegar a los US$100.000 anuales, vale la pena hacer una inversión que se recuperará fácilmente en poco más
JAVIERA FERNÁNDEZ, ENCARGADA DE IMPORTACIONES; FRANCISCO FERNÁNDEZ, GERENTE GENERAL, Y ÁLVARO GONZÁLEZ, GERENTE COMERCIAL Y OPERACIONAL DEL GRUPO NTI.
de un año, ofreciendo eficiencia y ahorro de tiempo y recursos. Con capacidad para pintar 1.000 aisladores diarios, el grupo NTI dispone de infraestructura con ambiente controlado para generar las condiciones que granticen la adherencia a la superficie y espesor requerido. Recubrimientos anticorrosión Junto al protector de discos de Alta Tensión, el grupo NTI importa desde Canadá los mejores recubrimientos anticorrosión. Se trata de Si-COAT 579, que ofrece altos niveles de protección, adhesión, elasticidad y durabilidad. “La gran gracia de esta aplicación es que al ser de
polisiloxano tiene la capacidad de rellenar las porosidades o fisuras superficiales”, señala el gerente general del grupo NTI, Francisco Fernández. Recubrimiento antigrafitis Otra de las aplicaciones de la empresa es la solución para los grafitis, que se aplica fácilmente con un equipo pulverizador estándar, una brocha o un rodillo. “Carteles o rayados de muros o superficies, se pueden remover con una hidrolavadora casera o con un paño húmedo, y no se requiere de químicos. Otra particularidad es que el producto no deja la humedad atrapada y es antibacterial”, concluye el ejecutivo.
TENDENCIAS EN TRANSMISIÓN
“
El Si-Coat 570 es un producto hidrofóbico que limita las corrientes de fuga y evita las descargas y efecto corona que se producen por la contaminación del aislador Francisco Fernández, Gerente General del grupo NTI.
”
Recubrimiento altamente resistente
Las innovadoras soluciones que ofrece en Chile el grupo NTI resisten la luz ultravioleta, las descargas de corona, los contaminantes químicos, la sal, las temperaturas extremas y los ambientes corrosivos, garantizando la durabilidad.
Si-COAT (570) para recubrimientos de aisladores de alta tensión
Descarga de corona y plasma
El HVIC es un recubrimiento de polisiloxano (silicona Si-COAT HVIC) con vulcanización a temperatura ambiente (RTV). Su exclusiva fórmula ofrece una superficie altamente hidrofóbica a lo largo de su período de duración, lo que virtualmente elimina las corrientes de fuga de los aisladores de alta tensión.
Con un recubrimiento tradicional de aisladores, los contaminantes que se acumulan en su superficie junto a la humedad ambiental, generan corrientes de fuga.
Aislador de vidrio o cerámico
Lavado
Un arco eléctrico de banda seca excesivo puede producir una descarga de corona al crear un plasma gaseoso de iones conductivo, que rodea al aislador.
Secado con aire
Montaje
Silicona Si-COAT Al aplicar Si-COAT HVIC se eliminan las corrientes de fuga, al microencapsular las partículas contaminantes creando una microtextura hidrofóbica.
Partículas contaminantes
Pintado de aisladores de alta tensión en niveles industriales con sistema Airless.
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Partículas de agua
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Entrevista Central
Claudio Seebach, vicepresidente ejecutivo de la Asociación de Generadoras de Chile
“Los proyectos energéticos se pueden y se deben hacer mejor”
H
ace poco más de un año que Claudio Seebach fue designado por el directorio de la Asociación de Generadoras de Chile como vicepresidente ejecutivo. Y ha sido un periodo donde “no he parado ni un minuto”, dice el ejecutivo, confesando que reparte su tiempo entre la Asociación, un par de directorios de empresas, la familia (tiene tres hijos) y sus hobbies: el esquí, la bicicleta y el montañismo. “En mayo de este año estuve una semana escalando Los Alpes”, cuenta a Revista ELECTRICIDAD el ingeniero civil eléctrico de la Pontificia Universidad Católica de Chile y Master of Science in Management Science and Engineering de la Universidad de Stanford.
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Hoy, y tras la adjudicación de la licitación eléctrica efectuada en agosto, el especialista realiza un análisis de los principales aspectos que le incumben al sector, especialmente al segmento de la generación. ¿Qué análisis realiza tras el proceso licitatorio que adjudicó 12.430 GWh/año y donde los ganadores fueron empresas de Energías Renovables No Convencionales junto a Endesa? Lo más importante es ver como esto demuestra que el sector de generación es muy activo y competitivo y como una adecuada regulación puede favorecer más competencia, algo que buscamos promover como asociación gremial junto a los otros dos pilares de sostenibilidad y seguridad. Estos proyectos deben realizarse adecuadamente con sus entornos y el medio ambiente, además de que el suministro esté siempre dado de manera confiable. El desafío a futuro está en ver cómo incorporamos una matriz más diversa, con una red más flexible y un adecuado respaldo hidroeléctrico y termoeléctrico, y ver que los precios finalmente se concreten y lleguen a los clientes. Foto: Gentileza Asociación de Generadoras de Chile.
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El representante de las empresas que generan el 80% de la energía del país aseguró a Revista ELECTRICIDAD que solo se podrán concretar iniciativas que busquen de manera integral un aporte al desarrollo del país.
Claudio Seebach, vicepresidente ejecutivo de la Asociación de Generadoras de Chile.
Entrevista Central
¿Qué es lo que más destaca de la Ley de transmisión y cuál es el mayor desafío tras su promulgación? Lo más destacado de la ley de transmisión es la mirada a largo plazo que incorpora al sistema. Es una reforma profunda que incluye criterios de planificación territorial. Destaco positivamente el trabajo de diálogo que se dio entre todos los actores del sistema para establecer una mejor regulación. En cuanto a los desafíos, la ley de transmisión enuncia los servicios complementarios, sin embargo, todavía hay que ver cómo se implementarán. Hay que generar instrumentos de mercado que propicien una buena asignación de costos y beneficios de estos que generen un mercado 3.0.
Ceremonia de adjudicación de la licitación eléctrica efectuada el 17 de agosto de 2016.
Actualmente participan en la mesa de hidroelectricidad sustentable impulsada por el Ministerio de Energía. ¿Cuál es el principal objetivo que buscan obtener con este trabajo? La política energética 2050 tiene varias bajadas y una de las más relevantes es volver a establecer el rol que tenía la hidroelectricidad. En este contexto la mesa tiene como objetivo establecer los criterios para que se implemente la hidroelectricidad de manera más adecuada, en términos de marco normativo, sustentabilidad territorial, comunidades y biodiversidad. ¿Y cómo evalúan el rechazo ciudadano que hay frente a este tipo de generación de energía? Si miras la encuesta nacional de energía hay 50% de rechazo y 50% de aprobación de la ciudadanía. Hay grupos muy específicos y focalizados, aunque reconocemos que tenemos una gran dificultad en transmitir correctamente los beneficios y superar mitos que existen sobre este tipo de proyectos. De todas formas, nuestras empresas socias tienen un aprendizaje importante y están conscientes de que solo se pueden concretar proyectos que busquen de manera integral un aporte al desarrollo del país.
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¿Cuál es la opinión de la Asociación frente a las nuevas generadoras que han ingresado al mercado, especialmente de ERNC? Como asociación somos neutros tecnológicamente y en este sentido vemos de manera muy favorable que exista mayor diversidad. Es importante aclarar, tal como lo dijo el ministro Máximo Pacheco, en la Política 2050, que el concepto ERNC está superado. Prefiero hablar de tecnologías renovables, algunas de ellas intermitentes o variables, y en este contexto el desafío está en cómo hacemos el mayor y mejor uso de ellas considerando los complementos adecuados como la hidroelectricidad con regulación (los embalses) y también con gas. Será difícil desarrollar iniciativas eólicas y solares si no desarrollamos respaldos y más flexibilidad.
Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.
¿Cuáles son los principales objetivos que se ha planteado la Asociación de Generadoras de Chile en el corto plazo? Dentro de nuestro plan estratégico nos planteamos cuatro objetivos: el primer es establecer mayor participación, diálogo y confianza en torno a la industria; el segundo es fortalecer el conocimiento y la información sobre la generación; lo tercero es ser un aporte a las políticas públicas y el bien común y en cuarto lugar queremos buscar que los estándares que se usen para el desarrollo de los proyectos sean mejores, tanto en relacionamiento comunitario, biodiversidad o medio ambiente en general. Estamos convencidos que los proyectos se pueden y se deben hacer mejor.
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Foto: Gentileza AES Gener.
Energía
Línea Andes-Salta, la única interconexión eléctrica existente entre Chile y Argentina.
Prevén aumento de demanda
La visión de los
E
l principal desafío que enfrenta el actual proceso de interconexión eléctrica entre Chile y Argentina es la forma en que se abrirá el mercado energético para el sector privado al otro lado de la cordillera, a partir de la Ley 24.065 promulgada por el Gobierno del Presidente Mauricio Macri con el fin de incentivar las inversiones en la industria de ese país. De acuerdo a los consultores argentinos contactados por Revista ELECTRICIDAD, los estudios que encargó el Ministerio de Energía de Chile a la Corporación Andina de Fomento del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) para explorar la factibilidad de las cinco opciones que analiza el Gobierno, son fundamentales para avanzar en el intercambio de electricidad entre ambos países
Luego de que el Ministerio de Energía de nuestro país anunciara la realización de un estudio para explorar otras alternativas de conexión, los especialistas trasandinos destacan el potencial incremento de intercambios debido a la recomposición de su mercado eléctrico. que se realiza a través de la línea Andes-Salta, de AES Gener.
Mayor demanda Juan Bosh, presidente de la consultora San Atanasio Energía S.A. (Saesa) afirma que “la importación de energía eléctrica desde el norte grande de Chile es parte de una necesidad puntual que se apoya en la solución de la integración. Hoy
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especialistas argentinos sobre la interconexión con Chile
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Energía
el comprador no es el mercado, sino que es la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa), o sea es el propio Estado argentino que está comprando la energía y el actual gobierno está tendiendo paulatinamente a que vuelva el mercado a actuar con el fin de que los compradores privados, como la gran industria y el comercio, retomen sus propios consumos”.
Diego Werner, gerente Técnico y Comercial de la consultora Aires Renewable Energy Sources, señala que “es factible que se evalúen más líneas de transmisión con Chile, pues en Argentina están en un plan estratégico de desarrollo energético, con énfasis en energías renovables y probablemente en los dos o tres próximos años esté presente y se puedan desarrollar más. El mercado está estudiando la capacidad de las líneas y estoy seguro que habrá un crecimiento de las mismas, con posibles interconexiones”.
Foto: Gentileza AES Gener.
En este escenario, el especialista señala que el gran desafío para el futuro de la interconexión eléctrica entre Chile y Argentina “es que se vuelva a abrir el mercado, tal como está previsto en la Ley 24.065 y que los grandes usuarios vuelvan a comprar energía de modo libre y normal como ha sido siempre”.
Especialistas argentinos señalan que la demanda trasandina de energía desde Chile aumentará en el corto plazo.
La opción de profundizar la interconexión bilateral desde la zona centro sur de Chile es factible a juicio de los consultores trasandinos. Juan Bosh
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Las cinco opciones de interconexión
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Durante el Primer Encuentro Chileno Argentino sobre Integración Energética, organizado por la Cámara Chileno Argentina de Comercio, Andrés Romero, secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), señaló que las alternativas que estudian para potenciar las interconexiones son: 1) Línea Pascua Lama-Veladero: Es la opción más avanzada, pues faltan 6 kilómetros para conectarse a la red argentina. La línea es de la empresa minera Barrick Gold y tiene una capacidad de 150 MW.
2) Paso Aguas Negras: Está en estudio. Pasaría entre la región de Coquimbo y Aguas Negras por el lado argentino. 3) Biobío: En estudio y contemplaría una línea desde Concepción hasta Neuquén. 4) Aysén: En estudio y consideraría una línea entre Aysén y Comodoro Rivadavia. 5) Magallanes: En estudio y tomaría en cuenta una línea entre San Gregorio y Río Gallegos.
sostiene que “si bien hay desafíos técnicos, desde el sur de ambos países podría haber posibilidades de interconexión, pero hay que ver que el cruce de la línea sea sencillo y que haya una necesidad puntual de consumo para abastecer. Hay puntos donde hay demanda desde Argentina que sería fácilmente accesible para ser suministrada desde Chile con energía hidroeléctrica”. Carlos Skerk complementa esta visión señalando que “el sistema de transmisión argentino en 500 kV es mallado, con alta capacidad de transmisión hacia los principales centros de demanda, por lo que en una primera aproximación la inyección de energía desde el centro o sur de Chile es factible para abastecer la demanda interconectada total de Argentina, sin distinciones particulares por áreas”. En su opinión, “en una primera aproximación las inversiones entre ambos países deberían ser estructurales, en lo que se refiere a nuevas líneas que crucen la frontera, para luego enfocarse en refuerzos locales que permitan la máxima inyección desde el SIC o el SING al sistema argentino (SADI) por las interconexiones, tales como refuerzos en 220 kV o inferiores tensiones, mayor capacidad de transformación, así como adaptación de lógica de control, y recursos de estabilización”.
Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.
Energía
El ministro de Energía, Máximo Pacheco, tomó la palabra antes de la lectura de las adjudicaciones.
Impactos en la industria
Hitos e implicancias
de la mayor licitación de suministro de la historia Los actores del sector eléctrico concordaron en que los resultados alcanzados en este proceso, con un precio promedio de US$47,6 por MWh marcan un antes y un después. GWh); WPD Chile (942 GWh); Global Power Generation Chile (850 GWh); Acciona Chile (506 GWh); y Aela Energía 88 GWh, entre otras empresas (ver recuadro Ganadores de la licitación).
Fueron 84 compañías las que ofertaron un total de 85.000 GWh, lo que corresponde a siete veces el total de la energía licitada, “lo que convierte a este proceso en el más competitivo de la historia de las licitaciones de distribución”, destacó Pacheco.
En la otra vereda se ubicaron Atacama Solar, Qanquña y SPV P4, cuyas ofertas no fueron consideradas pues sus propuestas no se ajustaron a los requerimientos técnicos del proceso.
Los principales ganadores fueron Endesa Chile, que se adjudicó 5.950 GWh anuales para entregar a las distribuidoras a partir de 2021, lo que representó el 48% del total ofertado, además de otros desarrolladores como Mainstream Renewable Power (3.366
De acuerdo a lo señalado a Revista ELECTRICIDAD por los actores de la industria, esta licitación marcó varios hitos, con más de un desafío para el sector eléctrico en cuanto a competitividad, el futuro de los grandes actores convencionales, el impacto en el mercado de clientes libres y la materialización de proyectos adjudicados.
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“E
stamos en un nuevo escenario de energía en Chile”, señaló el ministro de Energía, Máximo Pacheco, al detallar los pormenores de la licitación de suministro eléctrico por un total de 12.430 GWh en el SIC y SING, repartidos en cinco bloques, donde se alcanzó el menor precio promedio desde que existe el sistema licitatorio para ofertas de energía a clientes regulados: US$47,6 por MWh, lo que representó una baja de 40% respecto a la licitación de octubre de 2015 (US$79,3 MWh) y de 63% en comparación a la de diciembre de 2013 (US$130 MWh).
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Energía
Competencia El ministro Máximo Pacheco señaló que los precios obtenidos en este proceso implicarán una rebaja de 20% en las cuentas de la luz para el sector regulado desde 2021, “lo que se suma a la disminución de 14% que ya se consiguió con la promulgación de la ley de equidad tarifaria y que beneficiará a 2,7 millones de hogares”.
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“Estos mejores precios significarán menores márgenes de utilidad para las empresas y eso le hace bien a la economía chilena porque cuando hay competencia se produce este impacto, porque es un beneficio para los consumidores y para el negocio en el largo plazo. La combinación de tecnologías nuevas con un costo de capital menor marca un nuevo escenario de precios. Creo que la primera lección de este proceso es que el mercado verá la profundidad de las transformaciones que han ocurrido en el sector energético”, indicó el ministro de Energía.
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Andrés Romero, secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), afirmó que continuarán buscando menores precios promedio en las tres próximas licitaciones que se avecinan, la primera de las cuales comenzará a fines de este año, por un total de 3.800 GWh, para inicio de suministro en 2023, seguida de otra subasta en 2017 por 7.200 GWh, para suministrar desde 2024 y otra en 2018 por 8.900 GWh, para empezar a suministrar en 2025. “No nos vamos a quedar tranquilos con estos precios. Ya tenemos programadas visitas a China, Australia y Canadá a seguir contactando inversionistas. Hay que seguir buscando los precios más eficientes que podamos transferirles a nuestros consumidores, así que los procesos siguientes son tan importantes como este que ha culminado”, indicó Romero. Por su parte Nicolás Atkinsons, abogado socio de Aninat Schwencke & Cia., destacó que los menores precios registrados en el proceso licitatorio se de-
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Energía
bieron a las modificaciones hechas a la ley de bases de licitación, como el establecimiento del plazo de cinco años para poder empezar el suministro.
El ministro Pacheco aclaró a Revista ELECTRICIDAD que “aquí no hay perdedores porque hubo siete veces más energía de la que se estaba licitando y vienen otras licitaciones, por lo que las empresas seguirán desarrollando su capacidad competitiva para adjudicarse energía en los próximos procesos”. Esto es compartido por Rodrigo Castillo, director ejecutivo de Empresas Eléctricas A.G., quien precisó que “tenemos mucha gente que está interesada en vender energía al sistema regulado que no pudo adjudicarse las licitaciones en esta oportunidad y estamos seguros de que serán más agresivos y competitivos en las próximas licitaciones, por lo que la idea es seguir haciendo licitaciones cada uno o dos años de forma tal de generar mejores precios y para que las empresas que no lograron adjudicarse energía tengan la oportunidad de hacerlo prontamente”. Hugh Rudnick, director de Systep y académico de la Universidad Católica sostuvo que las generadoras más grandes “hicieron una lectura no adecuada del mercado y de los precios que se venían y tendrán que participar en futuras licitaciones”, mientras que María Isabel González, gerente general de Energética, aseguró que “no hay un riesgo con que actores como Colbún, Engie Energía Chile y AES Gener no hayan tenido adjudicaciones porque esta licitación es una de muchas y estas empresas tienen contratos de suministro con clientes libres que
El ministro Máximo Pacheco felicita a Daniel Canales, gerente comercial de Mainstream Renewable Power Chile por haberse adjudicado 3.400 GWh.
les duran hasta 2021, por lo que no es un tema dramático ni para asustarse”. Respecto a la situación de estas generadoras, el reporte de agosto de Systep comparó los últimos tres procesos licitatorios, versus los contratos regulados que vencen a diciembre de 2021, señalando que “Engie (ex E-CL) logró nuevos contratos de suministro gracias a la licitación 2015-03 en el segundo llamado, y solo Endesa logró renovar parcialmente su energía contratada a un precio menor. Por su parte Colbún y Gener quedarán más expuestos al mercado spot, al menos hasta 2023, dependiendo de si logran adjudicarse nuevos contratos de suministro en las próximas licitaciones o contratos con clientes libres”. Alejandro Vergara, director del Programa de Derecho Económico y Administrativo de la Universidad Católica, señaló que las empresas generadoras tradicionales “deberán poner énfasis en los futuros procesos licitatorios, ampliando sus respectivos parques generadores y abriéndolos a alternativas más baratas de energía, aprovechando las características del territorio nacional. En términos simples, el mercado ha hablado, y ha escogido la energía barata”. La generación con GNL tampoco se adjudicó bloques, aunque el ministro Pacheco afirmó que sus ofertas fueron competitivas, quedando afuera por “fallo fotográfico”. A juicio de la autoridad, “ven-
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Uno de los puntos que llamó la atención del mercado es la no adjudicación de ofertas para generadores como Colbún, AES Gener y Engie Energía Chile (ex E-CL). Sin embargo las autoridades y especialistas no piensan que esto sea preocupante.
Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.
Situación de grandes actores
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Energía
Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.
drá una próxima licitación en diciembre, donde esa oferta que hoy no se adjudicó la licitación volverá a competir de muy buena forma, por lo que el compromiso que tenemos de traer más gas a nuestra matriz energética es totalmente válido y renovado, porque el gas también lo necesitamos para calefacción y cocina, además de la generación eléctrica”.
Clientes libres Otra implicancia es el impacto que tendrá en el mercado de clientes libres, pues los actores de la industria señalan que los US$47,6 por MWh también producirán un efecto en este sector. “Hay un gran número de centrales que están disponibles para contratarse con clientes libres, por lo que habrá una presión muy grande en este sector cuando terminen sus contratos”, aseveró Sebastián Bernstein, director de Synex.
El ministro Pacheco saluda al presidente de Enersis Chile, Herman Chadwick.
mercado libre”, lo que fue respaldado por Andrés Romero: “El precio promedio de mercado de los clientes libres está en US$90 MWh, por lo que se puede esperar que en las próximas negociaciones habrán precios inferiores”. Para Carlos Finat, director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera) “no debiera haber duda alguna de que en su próxima licitación los clientes libres tienen que invitar a las
En esta línea Pacheco indicó que “cuando las empresas que compran electricidad vean los precios de US$47 MWh usarán esto como un valor de referencia para las negociaciones que tienen en el
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La visión de algunos ganadores
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Endesa Chile, Mainstream Renewable Power Chile, WPD Chile, Acciona Chile, Cox Energy y Besalco Energía fueron algunos de los desarrolladores que se adjudicaron ofertas en este proceso, por lo que sus principales ejecutivos señalaron que cuentan con las condiciones para enfrentar el suministro eléctrico desde 2021.
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Valter Moro, gerente general de Endesa Chile: “Estos precios han sido bajos debido a las características de esta licitación como el volumen demandado, sus extensos plazos de suministro e importante flexibilidad en opciones para los oferentes, no existente en otros mercados. Esta oferta la hemos podido construir con nuestro mix de plantas existentes y un contrato de opción de compra de energía renovable con Enel Green Power”.
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Daniel Canales, gerente comercial de Mainstream Renewable Power Chile: “Son alrededor de 3.400 GWh los que nos adjudicamos, los cuales pensamos generar con siete proyectos eólicos desde la Región de Antofagasta hasta la Región de Los Lagos. En 2017 se detallará el cierre del desarrollo de los proyectos y se iniciará la construcción en 2019. Los proyectos estarán levantados en 18 meses para iniciar el suministro en 2021”.
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José Ignacio Escobar, gerente general de Acciona Chile: “Nos adjudicamos 506 GWh, lo que significa la construcción de unos
500 MW adicionales, lo cual implica el desarrollo de unos 200 MW adicionales en proyectos renovables. Esto significará la construcción del parque eólico San Gabriel (que se construirá en el sur de Chile) y eso será complementado con la planta fotovoltaica El Romero Solar que tenemos en Vallenar”.
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Lutz Kindermann, presidente de WPD Chile: “Con lo que nos adjudicaciones pensamos tener una capacidad instalada de 350 MW en proyectos eólicos que ya tienen RCA aprobada, más otras dos iniciativas en etapa de aprobación. Calculamos tener todos los proyectos con RCA a fines de este año para poder construirlos a partir de 2017 y 2018 en etapas”.
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Rafael Loyola, director ejecutivo de Apemec: “Es muy destacable el nivel de competencia obtenido en la pasada licitación. Respecto a las hidroeléctricas de pasada, pudimos ver un notable esfuerzo competitivo que se tradujo en buenas ofertas del sector, muy por debajo de lo tradicionalmente visto. Para que este importante sector pueda seguir ganando competitividad, se requiere seguir perfeccionando las bases de licitación, incluyendo un control más estricto en las bases respecto de la posibilidad de especulación por parte de tecnologías intermitentes, y en lo que a regulación se refiere, seguir avanzando en terminar con la asfixia regulatoria en que permanentemente vive el sector hidroeléctrico. La matriz energética necesita de la energía renovable continua para funcionar, como son las centrales hidroeléctricas de pasada”.
Energía
Ganadores de la licitación
Fuente: Ministerio de Energía.
De acuerdo a Alejandro Vergara, “es esperable que los clientes libres, al ver la fuerte baja en los precios de los contratos de suministro que fueron adjudicados, propongan a las generadoras que los suministran, una renegociación de los precios de sus contratos respectivos puesto que se encuentran en conocimiento respecto de los potenciales precios que podrían llegar a contratar”. “Lo anterior, sin embargo, se entendería solo respecto a aquellos clientes libres suministrados por generadoras ERNC, debido a que la generación tradicional no pudo ofrecer precios realmente competitivos en la licitación, lo que no podría mover a los clientes libres a pedir renegociación alguna de sus contratos”, agregó la autoridad académica.
Construcción de proyectos Pacheco indicó que la adjudicación de la energía implicará la construcción de nuevos proyectos por más de US$3.000 millones, los que deberían estar en operaciones para 2021, cuando entren en vigencia los contratos de energía. “Quienes
se adjudicaron bloques tienen un mix equilibrado entre centrales que están construidas y otras por construir: Un 50% corresponde a proyectos nuevos, cuya tecnología será 83% eólica; 16% solar, y 1% será tecnología hidro”, complementó la autoridad. Andrés Romero agregó que el proceso licitatorio cuenta con las garantías para evitar que no se entregue la energía comprometida. “Por cada 1.000 GWh se presentaron boletas de garantía por aproximadamente US$12 millones, lo que da absoluta seriedad al proceso”, aseguró el personero. Carlos Finat, por su parte, sostuvo que también “hay un plazo relativamente largo para concretar los proyectos, pues “si uno mira lo que ha pasado en la industria, los costos de la inversión han bajado por lo que son más atractivos y los precios adjudicados promedio son comparables con lo que se ha visto en otras licitaciones en el mundo, por lo que son sustentables”. Lo mismo planteó Sebastián Bernstein: “En 2010 los costos solares eran de US$180 por MWh y los eólicos eran de US$120 -140 MWh, pero ahora estamos viendo ofertas solares de US$30 MWh. Ha habido un cambio tecnológico, superpuesto a un ambiente de mayor competencia que está manifestándose en estos resultados exitosos”.
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ERNC. Cuando las empresas mineras, de celulosa u otros tengan que renovar sus contratos tienen que seguir el ejemplo que hizo el Metro que adjudicó 30% de su demanda a energía renovable no convencionales. Hay una oportunidad enorme de ajustar los costos de la energía y de respaldar desde esta industria la competitividad del país”.
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TENDENCIAS EN LICITACIONES
Aela cerrará el 2016 con portafolio de 332 MW de activos en operación y en construcción
A
ela Energía ratificó su protagonismo dentro de las dos últimas licitaciones de suministro eléctrico para clientes regulados, las cuales han subastado los bloques de energía más grandes desde que se creó el sistema y donde se privilegiaron las ofertas que presentaron los precios más competitivos. En este marco es donde Aela Energía se ha adjudicado un total de 856 GWh, de los cuales 768 GWh corresponden al proceso de 2015 y 88 GWh al reciente proceso licitatorio concluido en agosto.
LA EMPRESA ES uno de los actores que entregará energía a los
clientes regulados a partir de 2017, luego de que en la licitación 2015 se adjudicara 768 GWh. A esto se suman los 88 GWh adjudicados en el proceso licitatorio recientemente terminado, los que deberán ser suministrados desde 2021.
“Para nosotros era claro que la licitación sería la más competitiva vista en los últimos años, pues los grandes incumbentes requerían renovar contratos relevantes que vencían a partir de 2021. Así mismo, dado el éxito demostrado por Aela en la licitación de noviembre de 2015, podíamos adelantar el interés de desarrolladores de energías renovables y de nuevos entrantes en este mercado”, explica Daniel Garrido, gerente comercial de Aela Energía. La empresa, cuyos accionistas son el fondo inglés de capital privado, Actis (60%) y el desarrollador de proyectos ERNC, Mainstream Renewable Power (40%), fue fundada en 2013 con el objetivo de materializar la construcción y operación de un portafolio de proyectos por más de 600 MW, con una inversión total de US$1.400 millones. Al respecto, señala el especialista “estamos listos para iniciar la construcción en los próximos meses de nuestros proyectos Sarco (170 MW), ubicado en la comuna de Freirina, en la región de Atacama, y Aurora (129 MW), ubicado en la comuna de Llanquihue, en la Región de Los Lagos, para suministrar la energía comprometida producto de nuestra adjudicación de contratos en la licitación de noviembre de 2015”. “Esto, unido con la operación de nuestro parque eólico Cuel (33 MW), ubicado en Los Ángeles, en la Región del Biobío, nos da un respaldo suficiente para suministrar más de los 856 GWh anuales que la empresa tiene contratados, por lo que estamos seguros de cumplir con los compromisos que hemos adquirido”, sostiene el ejecutivo. Garrido afirma que los parques de Sarco y Aurora “tendrán un factor de planta superior al 30%, lo que para el contexto nacional significa un rendimiento destacable. Asimismo, nuestro parque eólico Cuel está dentro de los mejores en Chile respecto de la disponibilidad de sus turbinas, presentando respectivamente durante 2014 y 2015, el primer y segundo mayor factor de planta a nivel nacional, lo que convierte a Aela en uno de los mejores operadores de parques eólicos en el país”.
ZONA EN QUE SE EMPLAZARÁ EL PARQUE EÓLICO SARCO, DE 170 MW, EN LA REGIÓN DE ATACAMA.
PARQUE EÓLICO CUEL, DE 33 MW, UBICADO EN LA REGIÓN DEL BIOBÍO.
TERRENOS EN QUE SE CONSTRUIRÁ EL PARQUE EÓLICO AURORA, DE 129 MW, EN LA REGIÓN DE LOS LAGOS.
Según Garrido, “Aela cuenta con un portafolio de proyectos con una diversidad geográfica que permite reducir los riesgos propios del negocio de generación de energías renovables no convencionales, basando su trabajo en un enfoque proactivo, donde las políticas y estándares respecto al medioambiente y la comunidad son un eje fundamental para el establecimiento de proyectos exitosos e integrados al territorio”. El ejecutivo indica que la empresa “ha elegido proveedores de primera línea para el suministro de turbinas, que garanticen los más altos estándares de calidad en la industria. Para los nuevos emprendimientos, Aela observará con atención la aparición
de nuevas tecnologías para el desarrollo de proyectos”. “Además, ya ha quedado demostrado que el camino que inició Aela, de ofrecer soluciones de suministro continuo 24/7 basados en tecnologías renovables no convencionales, es totalmente factible en nuestro mercado. Gracias a esta competitividad, Aela beneficia a los consumidores finales de electricidad (las familias chilenas, pymes e industria en general) con precios competitivos y energía limpia. Asimismo, Aela tiene la capacidad de entregar soluciones creativas y flexibles acorde a las necesidades de nuestros clientes y en particular los no regulados”, concluye el gerente comercial.
TENDENCIAS EN LICITACIONES
“
Aela cuenta con un portafolio de proyectos con una diversidad geográfica que permite reducir los riesgos propios del negocio de generación ERNC, basando su trabajo en un enfoque proactivo, donde las políticas y estándares medioambientales y comunitarios son un eje fundamental. Daniel Garrido, gerente comercial.
”
Los proyectos eólicos que suministrarán energía limpia a clientes residenciales Aela Energía suministrará 856 GWh a partir de 2017 y 2022 a los clientes regulados del país, a partir de tres parques eólicos: Cuel, de 33 MW, que ya está en operaciones, además de los proyectos Sarco (170 MW) y Aurora (129 MW) que pronto iniciarán su construcción en las regiones de Atacama y Los Lagos, respectivamente.
SARCO Ubicación: Región de Atacama, a 70 km al sur oeste de Vallenar. Capacidad instalada:
Hitos de la empresa 2013 Creación de empresa
170 MW.
Número de turbinas: 50 Estado: en construcción. Año de entrega: 2017.
CUEL
Inicio operación comercial Parque Cuel
Número de turbinas: 22 Estado: en operación desde 2014.
Cierre de año de Cuel con Factor de Planta más alto del país
2014
FIN 2014
AURORA
Adjudicación de 64% de licitación 2015/02 para clientes regulados
Número de turbinas: 43 Estado: en construcción. Año de entrega: 2017.
Cierre de año de Cuel con 2do Factor de Planta más alto del país
2015
32,5%
332 MW
Es la capacidad instalada de los tres parques.
856 GWh
Es la energía que Aela tiene comprometida con los clientes regulados de Chile
Daniel Garrido, gerente comercial daniel.garrido@aelaenergia.cl
FIN 2015
+56 2 25 923 180 www.aelaenergia.cl Reseña de la empresa
2016 Adjudicación de 80 GWh en licitación 2015/01
Suministro a clientes regulados Aela Energía Clientes regulados Sistema interconectado central
33%
2015
Ubicación: Región de Los Lagos, a 15 km al oeste de la ciudad de Llanquihue. Capacidad instalada:
129 MW.
2014
2013 Construcción Parque eólico Cuel. Primer parque de la región Biobío Primer proyecto financiado 100% al Mercado Spot
Ubicación: Región del Biobío, a 12 km al oeste de la ciudad de Los Ángeles. Capacidad instalada:
33 MW.
Factor de Planta central Cuel
Aela es una empresa de generación de energías renovables fundada en junio de 2013 para materializar un plan inicial de construcción y operación de 600 MW en proyectos solares y eólicos a lo largo del país. A la fecha, la empresa cuenta con un portafolio de tres parques eólicos que en total suman 332 MW de capacidad nominal. Parque eólico Cuel (33 MW), que inició su operación en 2014, y los parques Sarco (170 MW) y Aurora (129 MW), que comienzan su construcción este año. En su conjunto, los parques respaldarán los 856 GWh anuales adjudicados por la compañía en las últimas dos licitaciones de energía para clientes regulados.
Energía
Foto: Gentileza Universidad Católica.
Hugh Rudnick, director de Systep y académico de la PUC.
Anteproyecto de ley
Los cambios que
se considerarán en la reforma a la distribución
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L
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a reforma al segmento de la distribución eléctrica fue uno de los temas que más despertó el interés del público asistente a las XVI Jornadas de Derecho de la Energía que organiza el Programa de Derecho Administrativo Económico de la Universidad Católica, donde se abordó la nueva institucionalidad del sector. En el panel sobre la distribución eléctrica del futuro y los desafíos regulatorios, Hugh Rudnick, director de Systep y académico de la Pontificia Universidad Católica de Chile, detalló los cambios que se proyectan para este segmento, señalando que en diciembre de 2017 debería estar listo el anteproyecto con las modificaciones al sector.
Reforma De acuerdo al especialista, los eventuales cambios al sector apuntarían a pasar “de una red
En las XVI Jornadas de Derecho de la Energía, organizadas por la Universidad Católica, el director de Systep y académico de la Casa de Estudios, Hugh Rudnick, mostró los principales desafíos regulatorios que plantea la modificación a este segmento de la industria eléctrica. radial a una red enmallada donde los generadores se convierten en productores y consumidores y donde aparecen recursos energéticos distribuidos con tecnologías de información que manejan una red inteligente y en que interactúan diversos actores”. A su juicio, un cambio fundamental en el segmento se dará con la generación distribuida, la que irá aumentando en la medida que se reduzca el costo de las tecnologías solares fotovoltaicas y de otras fuentes como min hidro y mini generadores eólicos.
Energía
Otro cambio mencionado por Rudnick es la mayor demanda de electromovilidad, en que “vamos a tener una gran flota de vehículos eléctricos que serán almacenadores, generadores y consumidores de energía. Otros recursos energéticos distribuidos a considerar son la cogeneración y el almacenamiento de baterías, “por lo que aparecerán enormes necesidades de planificación proactiva para prepararse a estas tecnologías”.
bierno siguiente verá lo que hace con este”, puntualizó Rudnick.
Argentina La participación público-privada y los organismos técnicos reguladores también fue un tema analizado en el primer panel del evento, donde Ezequiel Cassagne, académico de la Universidad de Buenos Aires, afirmó que el gobierno argentino busca reimpulsar la asociación público-privada para el desarrollo de proyectos, “con una nueva normativa contractual en materia de energía eléctrica para dotar de certeza y seguridad a los contratistas e inversionistas”.
Rudnick afirmó que los desafíos regulatorios pasan por “generar métodos y herramientas para estimar la capacidad de integrar los recursos energéticos distribuidos”, además de revisar la gestión de la demanda por horarios, la reestructuración de las tarifas y adaptar los esquemas de remuneración de las redes y buscar nuevos modelos de negocios.
Otro punto que captó la atención del público fue la propuesta del abogado Daniel Gutiérrez, socio fundador de BGS Energy Law SpA, para que la tecnología vinculada al almacenamiento de energía y a los servicios complementarios sea incorporada en las obras de expansión que se establecen en la nueva Ley de Transmisión.
“El objetivo planteado por el Gobierno es que a diciembre del próximo año (2017) se tenga un anteproyecto legal de reforma y que el Go-
Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.
En este contexto Rudnick señaló que el Ministerio de Energía, la Comisión Nacional de Energía (CNE), la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) y la Universidad Católica iniciaron un proceso de análisis de cambios regulatorios en la distribución, “para discutir qué reformas vamos a introducir con las empresas y cooperativas de distribución”, considerando el método de talleres de discusión en este tema, similares a los que se realizaron en la reforma al segmento de la transmisión.
Primer panel de las Jornadas de Derecho de Energía UC abordó la participación públicoprivada y organismos técnicos reguladores.
“Con una obra de ampliación cumpliríamos los objetivos que se propone la Ley, como la eficiencia económica, por cuanto ampliar la capacidad, a través de estas tecnologías, facilitaría la ejecución de la línea. Por lo tanto esta propuesta es compatible con el mercado de servicios complementarios y con el de sistemas de almacenamiento”, concluyó Gutiérrez.
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“En este sentido aparece el gran desafío de definir una transición de esta empresa que genera, transmite y distribuye hacia abajo a una empresa que ahora vería distribución, flujos de energía en ambos sentidos en una red mucho más complicada de manejar y de controlar. La industria se va a resistir a estas modificaciones, por lo que evidentemente hay que ver los adecuados incentivos e innovar regulativamente ante cambios de esta naturaleza”, sostuvo el académico.
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Sociales
XVI Jornadas de Derecho de la Energía UC Eugenio Evans, académico de la PUC y Jorge Quintanilla, académico de la Universidad de Chile.
Académicos, miembros del Panel de Expertos, abogados de empresas eléctricas y directores del CDEC SIC y CDEC SING estuvieron en la versión XVI de las Jornadas de Derecho de la Energía, organizada por la Universidad Católica en su Casa Central, donde se abordaron las principales novedades de la actual situación del sector energético en materia de regulaciones, especialmente con la nueva Ley de Transmisión y el análisis de los proyectos de ley sobre rentabilidad en la industria del gas de distribución y sobre ordenamiento territorial. Fotos: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.
Manuel Sanz, gerente general de Celeo Redes y Rodrigo Sáez, gerente general de Enorchile.
Ignacio Carrasco, ingeniero especialista de Abengoa Chile; Rafael Carvallo, subdirector de Peajes del CDEC SIC; Andrés Salgado, director técnico ejecutivo del CDEC SIC, y Claudio Espinoza, gerente de Regulación de Enersis Chile.
Jaime Reyes, jefe del Departamento de Regulación de Empresa Eléctrica Puente Alto; Rodrigo Miranda, gerente de Regulación del Grupo Saesa, y Rubén Stipo, gerente de Operaciones de Empresa Eléctrica Puente Alto.
Roly Solís, director de Revista ELECTRICIDAD y Alejandro Vergara, director del Programa de Derecho Administrativo Económico de la PUC.
Jaime Misraji, subgerente Regulación y Contraloría Técnica del CDEC SIC; Eduardo Ricke, Panel de Expertos, y Juan Clavería, Panel de Expertos.
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Eduardo Escalona, director del CDEC SING; Cristián Araya, abogado de Larraín y Asociados, y Rodrigo Quinteros, director del CDEC SING.
Flavio Viterbo, abogado; Gabriel Troncoso, gerente de Energía de Arcadis, Josefina Soto, académica de la PUC y Daniel Gutiérrez, abogado y socio de BGS Energy Law Spa.
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Columna de Opinión Por José Tomás Morel,
gerente de Estudios del Consejo Minero
Estampillado: El punto
débil de la nueva ley de Transmisión sistema radial (no enmallado). Con este estampillado se pierde una señal de localización para los generadores, lo que provoca una tendencia a expandir en exceso las redes de transmisión. Existen alternativas de similar simpleza y transparencia que permiten cobrar más al generador que se ubica lejos de los centros de consumo, y sin embargo no fueron debidamente analizadas. Además, dado que el estampillado exime a los generadores del pago de peajes de transmisión, va a ser prácticamente indiferente para ellos el costo de las redes, con lo que se pierde un aporte esencial de información y visiones contrastantes en los procesos de expansión y tarificación del sistema. Es decir, perdemos un factor de contención de costos de la transmisión.
En términos generales, coincidimos con la necesidad de modificar la regulación de la transmisión, propendiendo a un sistema más robusto que evite los episodios de congestión de los últimos años. Asimismo, estuvimos de acuerdo con la necesidad Los clientes (libres) del SING –que de hacer adecuaciones a los son principalmente mineros– se CDEC para convertirlos en un Junto a estos argumentos que enfrentarán a un aumento del costo nuevo Coordinador, reforzando nos llevan a predecir que las rede la transmisión cercano al 50%. su independencia y aprovedes de transmisión se harán más chando más cabalmente sus gravosas, hay efectos concretos capacidades. También valoramos que durante la tramitación de la nueva ley. Por el solo hecho de pasar desde un pago sedel proyecto de ley algunos de nuestros planteamientos fueran parado entre SING y SIC a un pago por el sistema nacional, los incorporados en el texto final, como la regulación del acceso clientes (libres) del SING –que son principalmente mineros– se abierto a sistemas dedicados, el régimen transitorio o las com- enfrentarán a un aumento del costo de la transmisión cercano pensaciones por indisponibilidad de suministro. al 50%, sin considerar el aumento de 30% por el costo de la línea de interconexión. Sin embargo, también debo referirme al cambio de la remuneración de la transmisión nacional (ex troncal), que pasó desde un En suma, si bien vemos elementos positivos en la nueva ley elécesquema de pago por uso (donde el generador asume el 80% trica, tratándose del cambio a la remuneración de la transmisión, y los clientes el 20% restante) a un estampillado a la demanda, que pasa a un estampillado cobrado íntegramente a la demanda, lo estimamos contraproducente porque producirá una tendencia según el cual los clientes pagarán el 100% de la transmisión. Al respecto, si bien compartimos el objetivo de buscar un es- al encarecimiento excesivo de las redes, y dada la forma concreta quema más simple y transparente, estimamos inapropiado el en que se aplica, es la minería localizada en el SING quien asumirá estampillado a la demanda en un país como el nuestro con un mayormente el alza de costos.
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a minería representa en torno al 30% del consumo eléctrico del país y la electricidad es un 10% de los gastos operacionales de la minería, por lo tanto los cambios relevantes del sector eléctrico son de interés para nuestra industria. Es así que el Consejo Minero participó activamente en el debate de la ley N°20.936, que modificó la normativa sobre transmisión eléctrica y creó un nuevo coordinador del sistema.
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Foto: Gentileza Geotérmica del Norte S.A.
Informe Técnico
NOMBRE: Central geotérmica Cerro Pabellón.
Capacidad instalada
48 MW
DESARROLLADOR: Geotérmica del Norte S.A. (Enel Green Power-Enap)
Inversión
US$320
Generación anual
millones
340 GWh
PROVEEDORES:
• Sgasa (EIA). • GHD (EIA de ampliación del proyecto). • Geoestrella (perforación de pozos). • Puga, Mujica Asociados S.A. (Construcción y Montaje). • RTHÖ Elektrisch (Ingeniería Alta Tensión).
CARACTERÍSTICAS: La planta contará con una unidad de evaporación instantánea de 40 MW y una planta de ciclo binario de 10 MW. El complejo incluirá 20 pozos geotérmicos de entre 1.900 m y 2.700 m de profundidad. La energía generada se inyectará al Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) a través de una línea de transmisión de 220 kV de circuito simple que se extenderá por 73 km desde la planta a la subestación El Abra.
Entrada en operaciones Primer Semestre
2017
Construcción a 4.500 msnm
Cerro Pabellón busca ampliar
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capacidad instalada hasta 100 MW
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n junio pasado Geotérmica del Norte S.A. presentó al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (Seia) el Estudio de Impacto Ambiental (EIA) para ampliar el proyecto de la central geotérmica Cerro Pabellón que actualmente se construye en la zona de Pampa Apacheta, a 4.500 metros sobre el nivel del mar en la comuna de Ollagüe, ubicada en la Región de Antofagasta. La iniciativa fue presentada por Geotérmica del Norte S.A., donde participan Enel Green Power y la Empresa Nacional del Petróleo (Enap), con el objetivo de instalar dos unidades generadoras de 24 MW cada una, con lo cual
Cerro Pabellón llegaría a un total de 100 MW, los que estarían operando en mayo de 2018, de acuerdo a lo informado por el desarrollador en su EIA. “Actualmente, la Central Cerro Pabellón comprende una planta binaria con capacidad total de 48 MW y, dentro del proceso lógico de búsqueda de optimizaciones operacionales, se requiere optimizar y aumentar esta cifra mediante la implementación de las siguientes obras: adición de dos unidades de generación 3 y 4, un sistema de separación de fluidos y una zona de acople/almacenamiento (área temporal)”, señala el documento presentado por la empresa al Seia.
Informe Técnico
línea principal y otra de reserva, los cuales serán descargados a la atmósfera mediante torres de enfriamiento, junto a una piscina de almacenamiento de agua de condensado de vapor, una estación de bombeo para la circulación de agua de enfriamiento, y tres bombas de reinyección.
Construcción Actualmente Cerro Pabellón está en su etapa de construcción, estimando que en el primer semestre del próximo año se entraría en la fase de operación, a partir de una capacidad instalada de 48 MW, los cuales proyectan generar un total de 340 GWh anuales en el actual Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), a través de una línea de transmisión de 220 kV de circuito simple, de 218 torres, que se extenderá por 73 kilómetros desde la planta a la subestación El Abra.
Planta binaria La presencia de una planta de generación binaria es una de las novedades tecnológicas de Cerro Pabellón, pues es un “sistema independiente de generación para optimizar el uso de la energía proveniente de los fluidos geotérmicos”, la cual estará compuesta por intercambiadores de calor, dos casas de máquinas, un sistema de enfriamiento con aire, y un estanque de almacenamiento de fluido orgánico.
La iniciativa considera una inversión de US$320 millones y considera la habilitación de 20 pozos geotérmicos de entre 1.900 y 2.700 metros de profundidad, además de 11 plataformas de perforación para pozos de producción y pozos de reinyección, así como una red de tuberías, red de caminos internos y obras auxiliares para su funcionamiento.
“La planta binaria en conjunto con la planta a condensación, están diseñadas para recibir un flujo total de 1.850 t/h de fluido geotérmico (fase vapor y fase líquida caliente), para generar 48 MW de energía eléctrica”, se indica en la Resolución de Calificación Ambiental (RCA) del proyecto.
Vista aérea de la zona de construcción del proyecto.
Otras instalaciones de la planta de generación son un separador ciclónico a presión; silenciador; casa de máquinas, y una turbina que operará en un rango de presión de entrada de 5 a 7 bar y un caudal nominal de vapor de 350 t/h, con una velocidad de rotación de 3.000 revoluciones por minuto.
Además se contempla un sistema de extracción de gases no condensables, compuesto por una
Foto: Gentileza EGP.
También se habilitará un condensador de vapor, una sala de control para dirigir los procesos de la planta de generación a condensación y de los equipos asociados a los pozos geotérmicos, separadores y el sistema de transporte de fluidos.
La iniciativa además considera la implementación de un sistema de automatización, supervisión y control remoto “para garantizar el funcionamiento de la planta con plena seguridad”, por lo que estará integrado por instrumentación electrónica “para el monitoreo continuo del cliclo termodinámico de las maquinarias, aparatos y circuitos eléctricos”.
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De acuerdo a lo informado a la autoridad ambiental, el proyecto instalará una planta de generación geotérmica que contará con “un sistema de generación de 40 MW denominada “Planta de condensación”, alimentada por el vapor transportado desde los pozos geotérmicos, además de una “planta binaria” con una capacidad de 10 MW adicionales, alimentada por el fluido caliente separado del vapor en las plataformas.
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Informe Técnico
Foto: Gentileza Atlas Copco.
Los grupos electrógenos se usan en diversas industrias para el respaldo de energía.
Capacidades técnicas
Eficiencia energética
y uso de combustibles limpios es la tendencia en grupos electrógenos
Mónica Brevis, directora del Área de Electricidad y Electrónica de Inacap, sostiene que al momento de usar un grupo electrógeno “se debe tener claro lo que se quiere respaldar, por lo que se deben considerar las características de potencia, porcentaje de rendimiento que cubrirá, rango de exactitud y cargas críticas”, entre otros puntos.
Características técnicas Andrés González, docente de las carreras Electricidad
El respaldo en la generación, en caso de cortes de suministro, y la posibilidad de manejar la demanda eléctrica y así ahorrar el pago de horas punta en las tarifas está cambiando el perfil tecnológico de estos equipos. y Automatización Industrial del Duoc UC de Valparaíso, explica que en el mercado local se pueden “encontrar generadores de varios MVA de potencia en sistemas modulares (contenedores), con sistemas de transferencia sincronizados que aseguran la continuidad en ambientes críticos; con cabina insonorizada de bajos niveles de dBA (decibelios), según el tamaño o la potencia del equipo y de acuerdo con las normas establecidas; con filtros de aire de admisión completos con visor de polvo; silencioso de escape del tipo residencial; radiador de agua con protección de ventilador y correas; acople directo entre motor y generador y operación de generadores a distancia por internet con conexión a redes internas para revisar las 24 horas desde cualquier lugar”.
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a eficiencia energética y el uso de combustibles con menores emisiones de CO2 , como Gas Natural Licuado (GNL), biogás, biodiésel y syngas (o gas de síntesis), son parte de las principales tendencias que se utilizan actualmente en las tecnologías de grupos electrógenos en el país, los cuales son fundamentales para el respaldo de la generación en caso de que se produzcan cortes de suministro eléctrico en la red, además de adecuar la demanda en horas punta y así evitar el pago de tarifas en exceso, según señalan a Revista ELECTRICIDAD los especialistas en este tipo de soluciones.
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Informe Técnico
Mario Betancourt, miembro del comité eléctrico de la Asociación de la Industria Eléctrica-Electrónica (AIE), indica que la tendencia tecnológica de estos equipos se concentra en potencias de 100 kVA, pues “estos generadores pueden alimentar varios equipos a la vez sin problema, pues la corriente que producen es de gran calidad y se genera con total estabilidad”. “En ocasiones los equipos electrónicos que están conectados a generadores corren el riesgo de sufrir algún daño por el hecho de que los generadores no son de calidad, lo que puede traer como consecuencia, por ejemplo, que los equipos estén expuestos a variaciones violentas de voltaje. No obstante, con los generadores eléctricos de 100 kVA los equipos no sufren ningún perjuicio, pues los generadores trasmiten energía de manera estable”, plantea Betancourt. Según el especialista de la AIE los grupos generadores “deben cumplir con una norma de emisión que es fiscalizada por el seremi de Salud, condicionando la debida eficiencia del generador, por lo que deja muy poco margen a pérdidas, lo cual implica llevar un mantenimiento programado del equipo para garantizar la inexistencia de corrientes parásitas, fugas de corrientes y minimizar las pérdidas típicas (rose y ventilación, calentamiento, histéresis). Si el grupo electrógeno es eficiente se verá reflejado en el factor de potencia en su instalación”.
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Matthew Gilliver, general manager West LAM de Aggreko, afirma que en el escenario actual “se
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ha puesto a la eficiencia y reducción de costos como factores clave de decisión al momento de evaluar este tipo de soluciones. Para satisfacer esta necesidad junto con utilizar combustibles más eficientes, se hace indispensable contar con más y mejor información de la demanda en tiempo real y de los parámetros de operación, con lo cual se consigue anticipar potenciales riesgos, ajustar la solución a las necesidades reales de la empresa y reducir los costos por mantenimientos correctivos y preventivos, lo que se puede lograr por medio de complementos como el monitoreo remoto”.
Ahorros Un rol clave de los grupos electrógenos es la opción para manejar la demanda eléctrica y así obtener reducciones de costos. Mónica Brevis señala que “hay industrias que usan sus grupos justamente en las horas punta para disminuir sus consumos, porque hay una potencia contratada que, si se excede en las horas punta, resulta mucho más cara. Lo que se hace es dejar algunas cargas en los horarios puntas para que el grupo electrógeno sirva de respaldo y las electrifique, por lo que cada empresa debe hacer un estudio de su tarifa y ver si le conviene más un grupo electrógeno o cambiar su tarifa eléctrica”. En esta línea Andrés González asegura que se pueden obtener ahorros de hasta 40% en el pago de las horas punta, por lo que la operación de estos equipos consiste “en configurar el cuadro de control del generador 15 minutos antes del comienzo del horario punta y, una vez que estos terminen, se entrega la carga nuevamente a la red”.
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ESCENARIO ENERGÉTICO
Participantes del Foro Santiago 2041.
AChEE y GIZ lanzan plataforma web que aborda la cogeneración
Foto: Daniela Maldonado-Revista ELECTRICIDAD.
En la sede de la Agencia Chilena de Eficiencia Energética (AChEE) fue lanzada la plataforma www.cogeneracioneficiente.cl. Se trata de una iniciativa conjunta entre la AChEE y la Agencia Chilena de Cooperación Alemana (GIZ) y que fue estructurada en un taller constituido por varios especialistas, incluyendo representantes del Ministerio de Energía. El objetivo del sitio Web es promover la cogeneración como una tecnología alcanzable y atractiva en eficiencia energética, con beneficios también en lo que respecta a suministro eléctrico, explicó Juan Pablo Payero, jefe de la Línea de Desarrollo de Industria y Minería de la AChEE, agregando que “a través de esta nueva plataforma se busca entregar más información e impulsar la cogeneración eficiente como una herramienta de productividad y competitividad que tiene un potencial interesante de desarrollo en el país y que hoy no estamos aprovechando”. Por su parte, el director ejecutivo de la AChEE, Diego Lizana, destacó que la cogeneración es un tema que se ha abordado a nivel internacional desde distintas aristas y que en los próximos años se va a expandir en nuestro país.
Algunos de los profesionales que participaron en la elaboración y promoción del portal.
Ministerio de Energía y SEC activan portal que agiliza trámite de concesiones eléctricas El Ministerio de Energía y la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) han puesto en marcha una nueva plataforma para tramitar, en forma digital, las concesiones eléctricas, con el fin de incentivar el desarrollo de nuevas iniciativas energéticas a lo largo del país. La iniciativa fue mostrada en las dependencias del ex Congreso Nacional de Santiago, donde el Ministro de Energía, Máximo Pacheco y el Superintendente de la SEC, Luis Ávila, explicaron sus alcances a cerca de un centenar de ejecutivos del sector eléctrico. La plataforma está dirigida a la industria eléctrica y para ingresar es necesario estar inscrito en los registros de la SEC, con un nombre de usuario y contraseña. Este portal informático permite realizar la solicitud, tramitación y otorgamiento de una Concesión Eléctrica en forma digital, proceso que se realiza en conjunto con la Difrol; el Ministerio de Bienes Nacionales, y la Contraloría General de la República, permitiendo a las empresas participantes seguir en línea todo el proceso de tramitación, lo que agiliza el procedimiento y recorta los tiempos que este conlleva.
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En el marco del VII Foro Santiago 2041, ¿Santiago Ciudad Compartida? organizado por Siemens, Chilectra, IBM y la Universidad del Desarrollo (UDD), Andreas Gebhardt, gerente general de Chilectra, destacó los medidores inteligentes como una tecnología que no solo va a permitir cambiar la relación y forma de servicio, sino que permitirá gestionar la energía. “En este sentido tenemos grandes oportunidades, ya que esto no es solo un deseo sino que es una tecnología que ya está andando. Hoy tenemos 50.000 medidores inteligentes que van a estar instalados en octubre”, detalló el ejecutivo. Otros de los temas abordados en el encuentro fue la movilidad en la ciudad. Para el CEO de Siemens, Juan Ignacio Díaz, “Santiago está en condiciones de dar el paso hacia una movilidad eléctrica que resultará definitivamente competitiva y beneficiosa para los ciudadanos”, enfatizó. En la misma línea Marcelo Salinas, gerente de Movilidad de Siemens, aseguró que la compañía está trabajando para introducir 400 vehículos eléctricos para la ciudad de Santiago.
Foto: Gentileza Santiago 2041
En octubre estarán instalados 50.000 medidores inteligentes
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ESCENARIO ENERGÉTICO
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CGE estrena nueva imagen corporativa En un evento que reunió a más de mil personas, CGE estrenó la renovada imagen que la acompañará. La evolución de la marca CGE “hace visible y le imprime identidad a la aprobada fusión entre Gas Natural Fenosa y CGE, tomando lo mejor de ambas compañías, fomentando la integración y creación de una cultura única”, explicaron a través de un
comunicado. De esta forma, “CGE comienza a formar parte de una marca que ya está presente en más de 30 países en el mundo, agregando a su logo la mariposa característica de Gas Natural Fenosa, que simboliza la energía, discreta y silenciosa, siempre en movimiento, renovándose y evolucionando”, detallaron en la compañía.
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El Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado Central (CDEC SIC) −organismo encargado de coordinar la operación de las instalaciones del sistema eléctrico ubicadas entre Taltal y Chiloé− cerró con éxito su proceso de negociación colectiva, tras lograr un acuerdo con su sindicato de trabajadores, según detalló el organismo a través de un comunicado. Dicho convenio tendrá una duración y vigencia de 24 meses a contar del 1 de agosto de 2016, hasta el 31
de julio de 2018. El organismo manifestó su satisfacción por el término de este proceso, “cuyo resultado responde a los esfuerzos que realiza el organismo y sus trabajadores por mantener un excelente clima laboral; donde prima la confianza y el orgullo por cumplir una función técnica del mayor interés público, como es coordinar de manera segura y económica la operación del Sistema Interconectado Central (SIC), el cual abastece de energía eléctrica a cerca del 93% de la población de Chile”.
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Papel impreso
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Crean grupo de trabajo público-privado para nueva política de ordenamiento territorial
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LA EDITORIAL TÉCNICA Y DE NEGOCIOS LÍDER DE CHILE
La jefa de la División de Desarrollo Sustentable del Ministerio de Energía, Nicola Borregaard, destacó la creación de una comisión público-privada, integrada por 12 Ministerios para “generar una política nacional de ordenamiento territorial por primera vez en la historia, que nos va a entregar un marco regulatorio, legal e institucional,
para esta materia”. Borregaard participó en el seminario “El futuro de la energía en Chile”, organizado por la Universidad Católica, donde dijo que esta comisión sería presidida por el Ministerio de Vivienda y Urbanismo y su finalización está prevista para agosto de 2017.
posibilitado avanzar con Perú, con el que ya existe un proyecto de interconexión que cuenta con interesados para su desarrollo. “Necesitamos de dos impulsos en ambos países para que esto se concrete: ajustes regulatorios y liderazgos técnicos claros”, explica. En el contexto del intercambio eléctrico con Argentina, Salazar señaló la efectividad de la iniciativa pero estableció que su revisión como consecuencia de la interconexión local −como lo establece la normativa de autorización legal− no es conveniente porque podría generar un vacío o poner una pausa innecesaria. “Soy un convencido que esa regla debería flexibilizarse para dar continuidad y profundidad al proceso”, concluyó.
La Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera) celebró sus 13 años de existencia siendo la voz del sector ERNC. Según destacó el gremio, la Asociación “nació en 2003 por iniciativa de un grupo de empresarios de las Energías Renovables No Convencionales que querían lograr el posicionamiento de estas tecnologías en el mercado. Al comienzo, las pequeñas empresas que la conformaban eran principalmente mini-hidro. Con los años, la agrupación fue abarcando compañías de todas las tecnologías ERNC y de toda la cadena de valor del sector, desde proveedores de productos y servicios hasta grandes generadores de energía”. Alfredo Solar, presidente de Acera, comentó que “un sector clave para la competitividad y sustentabilidad como el de las Energías Renovables No Convencionales, se merece un gremio a la altura, que logre impulsar a las ERNC hacia un desarrollo rápido y positivo para todos los involucrados en su cadena de valor”.
AGENDA
3al 4
OCTUBRE / NOVIEMBRE
9al 11
XIII Foro SING Organiza: Grupo Editorial Editec Lugar: Hotel Enjoy de Antofagasta Contacto: forosic@editec.cl
Organiza: Grupo Editorial Editec Lugar: Hotel Enjoy de Antofagasta Contacto: enersol@editec.cl Más información: www.ener-sol.cl
Noviembre
Octubre
II Enersol
Organiza: Kallman Latin America, Asociación de Industriales de Antofagasta Lugar: Recinto AIA, Antofagasta Contacto: info@ift-energy.cl
Más información: www.forosing.cl
5
IFT Energy Atacama Desert
Más información: www.ift-energy.cl
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Congreso de Energía Renovable Organiza: Cámara de Comercio Argentino-Británica Lugar:
Hotel Sheraton Libertador,
Buenos Aires
Contacto: enquiries@charlesmaxwell.co.uk Más información: www.energiarenovableargentina.com
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La experiencia acumulada en los últimos años en el proceso de integración eléctrica de Chile en la región −específicamente con Argentina y Perú− fue expuesta por el director ejecutivo del CDEC SING, Daniel Salazar, en sus intervenciones durante el panel sobre este tema efectuado en el 6th Latam Power Generation Summit. Según el ejecutivo, el CDEC SING ha acompañado el proceso de integración con Perú a través de trabajos en conjunto con Sinea y el coordinador del país vecino Coes, lo que a su juicio “abrió un camino de grandes oportunidades para el despegue del proceso”. Explicó que, por su parte, la experiencia con Argentina estableció un efecto demostrativo que ha
Asociación Chilena de Energías Renovables cumplió 13 años
ESCENARIO ENERGÉTICO
CDEC-SING: La interconexión profundizaría los intercambios con Argentina
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Sin título-1 1
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Manténgase informado de la actualidad del sector energético nacional. Electricidad al Día es el newsletter que de lunes a viernes, a partir de las 08:30 am, mantiene informado al sector energético con una selección de noticias nacionales.
Más de
13.400
profesionales y ejecutivos del rubro ya están inscritos. Fuente: Mailchimp, marzo 2016.
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LA EDITORIAL TÉCNICA Y DE NEGOCIOS LÍDER DE CHILE
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Columna de Opinión Por Carlo D’Agostino,
director ejecutivo de Kioshi Chile.
¿Por qué hay oposición a la mantención de transformadores eléctricos?
U
n porcentaje importante de empresas eléctri- madores eléctricos, debiendo cumplir legalmente en tal caso con cas y mineras se están viendo afectadas en su diagnosticar, identificar, clasificar y velar por el seguimiento de un proceso de mantenimiento ya que compañías normado plan de manejo, mitigación de riesgos y almacenamiento externas o sus propios trabajadores se oponen de residuos peligrosos. al mantenimiento de los transformadores eléctricos por estar contaminados con PCB (o bifenilo ploriclorado, compuesto También es muy importante evitar derrames, descargas o emanaquímico formado por cloro, carciones de sustancias peligrosas bón e hidrógeno), y si a esto le al medio ambiente y para esto Lo más importante es hacer un sumamos las altas multas de la hay que elaborar procedimientos diagnóstico del cumplimiento de autoridad por el mal menejo de y reglamentos ajustados a las las normas levantando información estos residuos, es una alerta a políticas de las empresas, coheen terreno, tomando muestras de la que hay que tomar en cuenta. rente con las normativas. los aceites de los transformadores
Por lo anterior, se hace muy necesario atender tempranamente los requerimientos de la autoridad bajo el contexto de su rol fiscalizador, ya que ninguna industria está libre de sufrir contaminación cruzada durante los mantenimientos de sus transfor-
Lo más importante es hacer un diagnóstico del cumplimiento de las normas levantando información en terreno, tomando muestras de los aceites de los transformadores eléctricos para identificar aquellos que tienen PCB sobre la norma (>50ppm), y con ello lograr hacer un inventario que le permita a las empresas gestionar, colocando señaléticas ajustadas a la NCH 2.190 of 93. para cumplir con las normativas vigentes.
Todo lo anterior cobra una mayor relevancia por lo estipulado en el Art. 85 de dicha ley, sobre las sanciones sanitarias aplicables por la Superintendencia del Medio Ambiente, que van desde la clausura temporal o definitiva del local industrial o comercial hasta cursar multas por 10.000 UTA por daños inminentes o reales al ambiente o a las personas.
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eléctricos para identificar aquellos sobre la norma.
Una amplia gama de químicos que tienen PCB sintéticos han sido utilizados históricamente por décadas, debido a sus ventajosas características fisicoquímicas operacionales. De ellos, un poco más 50 ppm de PCB (Bifenilo Policlorado) podrían causar efectos tóxicos severos al ser humano (arts. 11 al l17, DS 148/2003). Este tema está presente en importantes programas medioambientales de la ONU (PNUMA) donde nuestro país es parte, así como del “Convenio de Estocolmo” que se convirtió en Ley en el D.S. N° 38 de 2005 y regido por el “Reglamento Sanitario sobre Manejo de Residuos Peligrosos”.
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Sé parte de la discusión en torno a la ERNC con mayor potencial en la zona del norte grande de Chile Enjoy, 5 Octubre / Hotel Antofagasta
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Enersol 2016 es la reunión técnica y de negocios enfocada en la energía solar presente en el norte del país. En esta nueva versión, se analizará las ventajas y desafíos que tiene la industria que ya cuenta con el 42% de los proyectos en construcción.
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Columna de Opinión Por Rodolfo Güenchor,
seremi de Energía de Atacama.
Cuando nos volvimos “solares”
Nº198 | septiembre 2016 | www.revistaelectricidad.cl
E
ste año sucedió un evento que cobró espe- Atacama y que existen otros cinco proyectos de generación que cial relevancia para nosotros; un hecho que totalizan 653 MW de capacidad instalada de ERNC en plena se transformó en un hito: por primera vez la ejecución con maquinaria y mano de obra. generación de energía solar superó a la eólica, como quedó establecido en el registro consolidado de generación Por eso es tan importante lo que pasó en la última licitación de eléctrica de los principales sistemas interconectados en 2016, suministro eléctrico para sectores regulados donde el número con 952.670 MWh versus 907.958 MWh, respectivamente. Si de oferentes se elevó respecto de los procesos anteriores a consideramos que el 50,2% de esa cifra lo aportamos desde 2014 llegando a cifras inéditas por la cantidad de competencia e interesados en invertir en nuestro Atacama (478.466 MWh) −la cual se empina hasta el 78% si país y en nuestras regiones, con tenemos en cuenta solo al Sis84 propuestas. No hay que olvidar que hasta 2013, tema Interconectado Central− prácticamente la totalidad de la veremos por qué hoy nuestra Es cierto que estas palabras enenergía de Atacama provenía de región es la capital solar de trañan un “sesgo” al no incluir la fuentes convencionales térmicas Latinoamérica. generación eléctrica mediante como el carbón o el petróleo diésel. biomasa e hidráulica de embalse Un salto significativo si comparamos Así es como ese “hito solar” y/o de pasada, entre otras, que con similar periodo de análisis a enero podría servir para explicar por superan a la solar y la eólica, pero de 2015, cuando ese porcentaje es por su “denominación de orisí solo que entre los pasados apenas alcanzaba el 15,9% con gen”: surgen desde Atacama, el meses de enero y febrero ha70.039 MWh generados por centrales yamos contribuido como región de mayor radiación del planeta. fotovoltaicas. a acercarnos cada vez más a la meta que plantea que el 20% Relevante para esta región es de energía inyectada provenga de fuentes renovables para 2025. que el SINC y el SING no solo empalmen en la zona (Copiapó), No hay que olvidar que hasta 2013, prácticamente la totalidad sino que lo hagan en los próximos meses, adelantando tanto la de la energía de Atacama provenía de fuentes convencionales posibilidad de evacuar energía a otras regiones, como de traer térmicas como el carbón o el petróleo diésel. Un salto significativo consigo la inversión necesaria en mano de obra, desarrollo de si comparamos con similar periodo de análisis a enero de 2015, proveedores y especialización que, además, contribuirá a bajar cuando ese porcentaje apenas alcanzaba el 15,9% con 70.039 los precios de las cuentas de suministro eléctrico. MWh generados por centrales fotovoltaicas. Son los pequeños-grandes hitos que nos permiten vislumbrar Es interesante destacar que ese mismo año entrará en operación cercano el día en que celebremos y/o recordemos cuando nos la planta solar más grande de Latinoamérica en la zona sur de volvimos “solares”.
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Foto: Gentileza Bosch.
Calderas industriales
Buscando el equilibrio entre costos y cuidado del medioambiente
Tecnologías para
calefacción industrial eficiente
E
Nº198 | septiembre 2016 | www.revistaelectricidad.cl
n un escenario donde la eficiencia energética cruza transversalmente las áreas de negocio, la tendencia en calefacción industrial apunta a lograr un adecuado equilibrio entre los costos y el cuidado del medioambiente.
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“La calefacción industrial hace ya un tiempo ha priorizado la búsqueda de sistemas más eficientes y planificados, que permiten entregar un mayor confort, al mismo tiempo, de minimizar los costos a largo plazo. Esto en contraste con las soluciones improvisadas del pasado, que buscaban minimizar la inversión”, afirma Andrés Pica, jefe de la Oficina de Calefacción Sustentable del Ministerio del Medio Ambiente. En este contexto las fuentes de calefacción más contaminantes se han ido sustituyendo por otras más limpias. “Algunas mineras han optado por
Expertos de la academia y la industria entregan sus recomendaciones para elegir el sistema adecuado según las características, ubicación y aislación de cada espacio.
complementar fuentes fósiles con calor proveniente de la energía solar. Aún más interesante es la incorporación de este recurso para enfriar, mediante sistemas de absorción que se han implementado en la industria vitivinícola, por ejemplo”, sostiene Andrés Díaz, investigador del Centro de Energía y Desarrollo Sustentable de la Universidad Diego Portales.
Las opciones Las soluciones de calefacción industrial varían dependiendo de las características del espacio
en que se requiere climatizar y también de la ubicación y del tipo de operación. No obstante, en términos generales, Andrés Pica del Ministerio del Medio Ambiente, recomienda los sistemas en base a bombas de calor de alta eficiencia, tanto para calefacción como refrigeración, aunque recomienda usar refrigerantes que no generen contaminantes. “En zonas más frías, puede que convenga optar por sistemas de calefacción central en base a chips de madera o pellet, utilizados en calderas de alta eficiencia”, dice el especialista.
Cortés, subgerente de Ingeniería de Gasco GLP, tiene bajos costos operativos, especialmente si se compara con la calefacción radiante eléctrica. Sin embargo, antes de seleccionar el sistema de calefacción conviene revisar las características del ambiente. No es lo mismo climatizar una bodega, un túnel o un taller de trabajo. Por eso, en Gasco GLP utilizan un sistema de simulación computacional, que permite evaluar cada proyecto según la dinámica de fluidos que contiene cada espacio para, posteriormente, dar con la solución más eficiente.
En tanto, Álvaro Boehmwald, director de Ingeniería en Energía y Sustentabilidad Ambiental de la Universidad San Sebastián, asegura que los sistemas que ofrecen un mejor desempeño ambiental son eléctricos, ya que no cuentan con emisiones directas. “Se presentan, además, como una buena opción en términos de costo, siempre y cuando no se alcancen los límites de consumo, en especial estacionales para los meses de invierno”, destaca el académico.
Otra opción de climatización industrial es la calefacción radiante a gas que, según Marcelo
Antes de seleccionar el sistema de calefacción conviene revisar las características del ambiente.
Igualmente, para que la relación costo-beneficio sea favorable, las pérdidas de calor deben ser minimizadas, lo que se logra con una buena aislación térmica, agrega el académico de la Universidad Diego Portales, Andrés Díaz. “El gran desafío no está en identificar el sistema de calefacción apropiado, sino en aislar adecuadamente los recintos”, sentencia el investigador. De todas formas, hay un desafío pendiente en investigación y desarrollo, reconocen en el Ministerio del Medio Ambiente. “Hay un gran aprendizaje que recoger de las experiencias de países más desarrollados, quienes han adaptado sus soluciones de calefacción sustentable a la realidad local de manera creativa, sustentable y eficiente”, concluye Andrés Pica, jefe de la Oficina de Calefacción Sustentable de la cartera.
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“Las calderas de calefacción están equipadas con un sistema de condensación, que proporciona un rendimiento energético aún mayor, utilizando el calor residual de las calderas de manera eficiente para calentar el agua de retorno de la red”, explica Granadino. Es decir, la eficiencia puede llegar a un 98%, lo cual se complementa con los quemadores que están equipados con variador de frecuencia, por lo que la velocidad del ventilador se adapta a la potencia del quemador en forma real, en lugar de funcionar constantemente en todos los rangos de carga. “Lo anterior, reduce los costos de energía hasta en 75% y minimiza considerablemente el ruido de funcionamiento”, señala el ejecutivo de Bosch.
Foto: Gentileza Bosch.
Por su parte, Cristián Granadino, Large Thermal Plants & System Solutions del Grupo Bosch, recomienda la calefacción distrital, generada a través de un sistema centralizado de calderas, que proporciona calefacción y agua caliente.
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Empresas
Hay preocupación en el debilitamiento de las líneas
Advierten alto nivel de exigencia en parque de transformadores en el SIC
L
a necesidad de avanzar en sistemas de monitoreo inteligente para garantizar la seguridad de transformadores de potencia instalados en las subestaciones eléctricas es uno de los mayores retos técnicos que tendrá la gestión de las redes cuando se materialice la interconexión SIC-SING, según afirma Sergio Palacios, gerente general de la empresa JORPA.
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A su juicio, ¿cuáles son los principales desafíos técnicos de la interconexión SICSING? Mi preocupación principal es el debilitamiento de las líneas que actualmente dejan pasar cierta cantidad de corriente sin que se afecte su operación, por lo que hay que instalar más líneas en paralelo o reforzar las actuales con nuevas tecnologías en conductores y otros dispositivos. En este contexto, ¿cómo prevé el comportamiento de las subestaciones cuando opere la interconexión? Como no han habido nuevos proyectos de centrales hidroeléctricas importantes y ha seguido aumentando la demanda de energía en la red, en el SIC se ve un nivel elevado de exigencia y muchos transformadores están en períodos de sobrecarga en ciertos momentos Sergio Palacios, gerente general de Jorpa. Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.
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De acuerdo al gerente general de JORPA, Sergio Palacios, la incorporación de tecnologías inteligentes para monitorear y controlar los niveles de sobrecarga de estos equipamientos en las subestaciones es parte de los desafíos técnicos que se plantean para el sistema eléctrico interconectado. del día, lo que hace que todo el parque de transformadores esté perdiendo su vida útil, por lo que se necesitan controles más adecuados. ¿Eso significa que se deben incorporar tecnología más flexibles de monitoreo? Es necesario incorporar sistemas en línea que monitoreen los niveles de sobrecarga, anticipándose a los niveles que pueden ser óptimos de manejar en un transformador, como el control de las temperaturas de sus aceites y de los enrollados. ¿Se puede aplicar tecnología inteligente en el control de los transformadores? Se puede hacer un monitoreo en línea para saber la condición de carga del transformador y las proyecciones de sobrecarga, con sistemas que informan en el momento cuánta vida útil están perdiendo estos equipos. Si bien los actores del sector cuentan con sistemas de monitoreo se debe pasar a un control especializado que sea capaz de ver más parámetros.
energía, en que se están viendo muchos proyectos e inversión en generación y transmisión. Además Chile está bien enfocado en desarrollar estas actividades porque el mercado minero regresará, al igual que el ciclo alto en la economía y Chile está preparado para eso”, sostuvo Angulo.
Foto: Roberto Valencia-Revista ELECTRICIDAD.
Inauguración del Tech Day de Eaton en Santiago.
Experto de ABB proyecta madurez de Smart Grids en Chile González, de ABB en EE.UU., junto a Marcelo Mermedo, Distribution Automation Market manager y Nicolás Vidal, Sales Specialist, ambos de ABB. “En unos 10 años en Chile veremos niveles de automatización que sustenten la conexión en todas las etapas de la red eléctrica. Algunas compañías ya han hecho esfuerzos por automatizar las redes de distribución. A lo que vamos a llegar en algún minuto es a tener el 100% de la red coordinada y automatizada, logrando que los automatismos sean transversales a las empresas”, proyectó Mermedo.
Foto: Gentileza ABB Chile.
Marcelo Mermedo, Distribution Automation Market manager de ABB en Chile, afirmó que el desarrollo de redes eléctricas automatizadas, conocidas también como redes inteligentes, podría ser una realidad en los tres segmentos de la industria eléctrica de nuestro país. El especialista participó en el VI Seminario de Protecciones en Sistemas Eléctricos de Potencia organizado por la Escuela de Ingeniería Eléctrica de la Pontificia Universidad Católica de Valparaíso (PUCV), donde se reunieron ingenieros eléctricos de distintas empresas, investigadores y especialistas, además de David
Especialistas de ABB participaron en el seminario de Protecciones Eléctricas de la PUCV.
Yokogawa otorga a Veset y Soltex distribución de sus instrumentos de campo en Chile
Yokogawa, compañía japonesa que desde hace un siglo fabrica sistemas de automatización industrial e instrumentos de medición y control, otorgó a las empresas nacionales Veset y Soltex la distribución de sus equipos de instrumentación de campo en el país. Veset está ubicada en Concepción y tiene responsabilidad de atender la distribución en el sur del país. Soltex, en tanto, cuenta con oficinas en Santiago y es responsable de la zona centro-norte de Chile. Entre los equipos marca Yokogawa que ambas empresas están comercializando en el país destacan transmisores de presión y temperatura, medidores másicos Coriolis, flujómetros magnéticos, vórtex y analizadores digitales inteligentes para medición de pH y ORP, calidad de agua, conductividad, oxígeno disuelto, cloro, entre otros parámetros. “La alianza con estas empresas se enmarca en nuestra estrategia de co-innovación, la cual apunta a crear valor y acelerar el crecimiento mediante el trabajo conjunto con clientes, proveedores y empresas de ingeniería”, dice Osvaldo Batista, gerente general de Yokogawa Chile.
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Eaton realizó el Tech Day en el Hotel Double Tree de Santiago, donde se mostraron las tecnologías más recientes lanzadas por la compañía para el mercado industrial y eléctrico, especialmente con soluciones destinadas al ahorro de energía. El encuentro contó con la presencia de altos ejecutivos de Eaton en Latinoamérica, además de sus especialistas de Chile, Brasil y México, provenientes de las divisiones de Power Distribution Organization (PDO); Crouse-Hinds; Power Quality; Life Safety; Hidraulics, y Lighting, quienes mostraron detalladamente las características de los productos, servicios y soluciones que tiene la empresa para el mercado nacional y regional. Walter Angulo, Country Manager Electrical Group de Eaton, señaló a Revista ELECTRICIDAD que el Tech Day “es una vía para dar a conocer a nuestros clientes las innovaciones, adaptadas a las necesidades del mercado chileno en sus diferentes segmentos y el foco de esta actividad estuvo centrado en la energía hidráulica y eléctrica”. “Vemos un futuro brillante para Chile, porque pese a las circunstancias hay cierta dinámica en segmentos de mercado como la
MERCADO ELÉCTRICO
Eaton mostró soluciones de ahorro de energía en Tech Day 2016
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ABB
Power Grids de ABB en Chile.
Marcio Ferraz asumió como gerente de Water & Power Generation para Sudamérica de la empresa global. El ejecutivo es ingeniero civil eléctrico de la Universidade Federal de Itajubá, Brasil y MBA de la Universidad de Sao Paulo y ha pasado por cargos de diversa responsabilidad en el rubro, el más reciente de ellos fue gerente de la actual División
ARCADIS
Los últimos proyectos intensivos en tecnologías energéticas y para el sector hídrico serán presentados en la quinta versión del IFT Energy, que se realizará entre el 9 y 11 de noviembre próximo en Antofagasta, donde se reunirán diversas empresas proveedoras de ambos sectores. Una de las empresas que participará en el evento es Aguas Antofagasta, que tiene una planta desalinizadora en la región. Su gerente general,
Fredy Zuleta, señaló que IFT Energy es una oportunidad “para mejorar los procesos industriales”. El ejecutivo también destacó la importancia de reunirse con los proveedores en la feria tecnológica “porque es una instancia para conocer nuevas innovaciones que puedan generar un valor agregado al servicio, que es llevar agua potable de calidad a nuestros clientes” señaló.
Schneider Electric lanzó aplicación 24/7 para interactuar con clientes Schneider Electric lanzó en Chile “mySchneider app”, una aplicación destinada al servicio Customer Care, mediante la oferta de servicios y atención personalizada sin interrupciones, durante las 24 horas al día y los siete días a la semana. La aplicación se puede descargar de forma gratuita, tanto para dispositivos Android e iOS, en las tiendas Google Store e iTunes. Carlos Cruz, director de Marketing y Desarrollo de Negocios de Schneider Elec-
tric Chile indicó que con este servicio “los usuarios podrán tener acceso a opciones exclusivas, tales como buscar productos por nombre o por número de referencia, así como recibir información de productos al escanear códigos QR y obtener documentos técnicos de forma sencilla”. “La aplicación mySchneider app tiene funcionalidades y características orientadas a atender las necesidades de nuestros clientes de una forma interactiva y personalizada”, dijo el ejecutivo.
COLEGIO DE INGENIEROS
Cristian Hermansen fue reelegido como presidente nacional del Colegio de Ingenieros de Chile. Es ingeniero civil eléctrico de la Universidad de Chile, con estudios de Planificación de Inversiones y de Tarificación a Costo Marginal en Electricité de France y Diplomados en Tópicos de Macroeconomía, Mercado de Valores y Administración de Riesgo Financiero en universidades chilenas. También es profesor adjunto y director del Diplomado en Regulación Eléctrica de la Universidad de Chile.
C O M I T É E S P E C I A L DE NOMINACIONES
Andrés Romero fue designado como presidente del Comité Especial de Nominaciones que deberá elegir al Consejo Directivo del Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional. Romero es el secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía y es abogado de la Universidad de Chile, Máster en Gobernabilidad y Gestión Pública por el Instituto Ortega y Gasset de España.
FINNING
Sebastián Reisch asume el cargo de Director de Marketing y Product Support para los mercados de Construcción y Energía de Finning Sudamérica. Reisch es ingeniero Comercial de la Universidad Técnica Federico Santa María, con MBA en la Universidad Adolfo Ibáñez, y llegó en 2008 a la Compañía desempeñándose en distintos cargos a lo largo de estos años.
PANEL DE EXPERTOS
Blanca Palumbo asumió la presidencia del Panel de Expertos. Es abogada de la Pontificia Universidad Católica de Chile. Se desempeñó como gerente de Asuntos Legales de Gener S.A. hasta 2001. Ha impartido clases de derecho económico, de regulación y de libre competencia en las Facultades de Derecho de la Universidad Andrés Bello y de la Universidad Mayor.
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IFT Energy mostrará soluciones tecnológicas en energía y agua
El ingeniero Ronaldo Pellicer, tras desempeñarse durante dos años como gerente de Operaciones de la compañía holandesa Arcadis, asumió como gerente general de la misma empresa. Pellicer tiene un Master en Hidráulica de la Universidad de Campinas de San Pablo y durante más de 20 años de carrera se ha vinculado a la industria de la ingeniería brasilera, principalmente como project management.
MERCADO ELÉCTRICO
Designaciones
47
ÍNDICE DE AVISADORES
ABB S.A.
Tapa 4
IFT Energy 2016
46
Aela Energía SPA
22 - 23
Jorpa Ingeniería S.A.
18
38
Centro de Marketing Industrial
14
Newsletter Electricidad al día
Cigre
28
NTI SpA
Comulsa
14
E-CL S.A.
EMCO
Pesco S.A.
20
8
Portal www.revistaelectricidad.cl
36
28
Rhona S.A.
26
Enersol 2016
40
Schneider Electric Chile S.A.
Felval S.A.
20
Siemens
2
Ferretería Amunátegui
20
Sinelec Ltda.
38
ForoSing 2016
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Jefe de Ventas Nacionales Nicolás Ibarra E-mail: nibarra@editec.cl Tel.: +56 2 2757 4258, +56 9 64683561 Jefa de Ventas Internacionales Alejandra Cortés E-mail: acortes@editec.cl Tel.: +56 2 2757 4287, +56 9 83610279 CHILE • Pía Martínez, Ejecutiva Comercial E-mail: pmartinez@editec.cl Tel.: +56 2 2757 4203, +56 9 58649421
FIMM Equipment
48
10 - 11
Gerente General Cristián Solís E-mail: csolis@editec.cl Tel.: +56 2 2757 4200
28
Tapa 3
Tapa 2
Transformadores Tusan S.A.
34
TRENT
26
Grupo Editorial Editec S.A. Edificio Plaza Bellet, Antonio Bellet 444, piso 6. Providencia, Santiago, Chile. Código postal: 750 00 00. Tel.: +56 2 2757 4200, Fax: +56 2 2757 4201. E-mail: ventas@editec.cl. Internet: www.revistaelectricidad.cl Representantes en el extranjero ESTADOS UNIDOS: Detlef Fox, D.A. Fox Advertising Sales, Inc. detleffox@comcast.net 5 Penn Plaza, 19th Floor New York, NY 10001 Tel.: 212 896 3881 ALEMANIA, AUSTRIA Y SUIZA: Gunter Schneider, GSM Internacional info@gsm-international.eu Alma-Mahler-Werfel-Str. 15 D-41564 Kaarst / Alemania Tel.: +49 2131 – 51 1801 ITALIA: M. Ester Weisser mewe@fastwebnet.it Vía Fratelli Rizzardi 22/3, 20151, Milán, Italia Tel.: +39 02 452 6091, Fax: +39 02 700 502 233 RESTO DE EUROPA: Phil Playle, Lansdowne Media Services phil@im-mining.com 2 Claridge Court, Lower Kings Road, Berkhamsted, Hertfordshire, HP4 2AF, UK., Tel.: +44 (0) 1442 877 777, Fax: +44 (0) 1442 870 617 CHINA Overseasad Network Technology Shanghai Co., Ltd. martin.meng@overseasad.cn No. 500 Bibo Rd., Office 310 Pudong District, 201203 Shanghai, CHINA Tel/Fax: +86 21 50809867
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