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FEBRERO

203 2017 | Año 25

www.revistaelectricidad.cl

Polos de desarrollo:

Una nueva figura del sistema eléctrico

Agencia Internacional de Energía prevé instalación de 6.000 MW de ERNC en Chile

Monitoreo de la competencia: Dónde pondrá la lupa el Coordinador Eléctrico Nacional

¿Por qué aún no se hacen parques eólicos offshore en Chile?


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Sumario

Fallas de transformadores en subestaciones eléctricas bajo la mirada de la SEC

Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

Polos de desarrollo: Una nueva figura del sistema eléctrico

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Editorial

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Paul Simons, director ejecutivo de la Agencia Internacional de Energía (AIE) Energía La experiencia de los clientes libres en el ejercicio

de agregación de demanda

Uso de data center en sector eléctrico creció 2,8%

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Escenario Energético

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Sociales

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Energía

Monitoreo de la competencia:

Dónde pondrá la lupa el Coordinador Eléctrico Nacional

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Informe Técnico

Entrevista Central

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Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

Informe Técnico

Reportaje Central

Presentación del Coordinador Eléctrico Nacional Energía ¿Por qué aún no se hacen parques eólicos offshore en Chile? Columna de Opinión Andrés Castro, gerente general de Alumini

Columna de Opinión

Carlos Finat, director ejecutivo de la Asociación Chilena

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de Energías Renovables (Acera)

Gerente general del Grupo NTI, Francisco Fernández:

Nuevas tecnologías de aisladores evitan posibles accidentes en transmisión

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Empresas

Energía Los retos en seguridad tras la interconexión SIC-SING

FEBRERO

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Mercado Eléctrico

Nº 203 | FEBRERO 2017 | Revista Electricidad | ISSN 0717-1641

2017 | Año 25

www.revistaelectricidad.cl

Consejo Editorial:

Polos de desarrollo:

Una nueva figura del sistema eléctrico

• Francisco Aguirre

• David Noe

• Juan Carlos Araneda

• Claudio Roa

• Javier Bustos • Ramón Galaz • Daniel Gómez

Agencia Internacional de Energía prevé instalación de 6.000 MW de ERNC en Chile

Monitoreo de la competencia: Dónde pondrá la lupa el Coordinador Eléctrico Nacional

¿Por qué aún no se hacen parques eólicos offshore en Chile?

Tendido de la central hidroeléctrica El Paso. Foto: Juan Carlos Recabal

• Juan Pablo Schaeffer • Rainer Schöer

• Claudio Helfmann

• Claudio Seebach

• José Tomás Morel

• Rosa Serrano

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Periodista: Roberto Valencia Fotografías: Juan Carlos Recabal / Archivo ELECTRICIDAD

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www.revistaelectricidad.cl | febrero 2017 | Nº203

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Editorial

Primer estudio del Coordinador Eléctrico Nacional: Entregando luces al futuro de la transmisión UN HITO MARCÓ EL PRIMER ESTUDIO sobre la expansión del sistema de transmisión eléctrico, publicado por el nuevo Coordinador Eléctrico Nacional en enero, en el que recomendó realizar obras por un total de US$600 millones, entre las que se destaca la necesidad de contar con una línea de 500 kV desde la subestación Charrúa, ubicada en Concepción, hacia el sur del Sistema Interconectado Central (SIC).

ponibilidad de infraestructura energética, desastres naturales o condiciones hidrológicas extremas. Otro punto relevante que se consideró en el primer estudio es contemplar las condiciones que promuevan la oferta y faciliten la competencia, propendiendo a un mercado eléctrico que cumpla con el abastecimiento de la demanda a un mínimo costo, con el fin de abastecer el suministro, además de contar con instalaciones que sean económicamente eficientes y necesarias para el desarrollo del sistema eléctrico y la posible modificación de las instalaciones de transmisión existentes. Estos cuatro criterios deben ser resguardados por la CNE, como lo indica el artículo 87.

El documento presentado por el organismo que reemplaza a los anteriores Centros de Despacho Económico de Carga (CDECs) es el primer análisis para pensar en el futuro proceso de expansión de la planificación en El artículo 91, por su partransmisión que elabora el El documento publicado por el nuevo te, delega la responsaCoordinador Eléctrico Naorganismo constituye el primer ejercicio bilidad al Coordinador cional, como lo estipula la para avanzar en la planificación de largo Eléctrico Nacional para nueva Ley de Transmisión plazo en este segmento de la industria llevar adelante estos es(N°20.936), específicaeléctrica en el país. tudios, lo que se reflejó mente en los artículos 87 en el informe de enero, y 91 en que se establecen donde se emitió el primer plan de expansión de la transmisión los requisitos clave para llevar adelante la planificación de que deberá considerar la CNE, tal como fue planteado en el la transmisión, considerando la opinión de los distintos espíritu de la Ley de Transmisión. actores del mercado. El artículo 87 señala que la planificación debe basarse en los criterios de eficiencia económica, competencia, seguridad y diversificación. En este escenario, el rol del Coordinador Eléctrico Nacional es vital puesto que, de acuerdo a la normativa, tiene que recoger las propuestas del sector privado, específicamente en las iniciativas de generación y de transmisión, las cuales presenta a la CNE que es la encargada final de hacer la planificación. En este proceso es de suma importancia la consideración de aspectos que tiendan a evitar los riesgos de abastecimiento, tomando en cuenta eventualidades como aumento de costos, indisponibilidad de combustibles, atrasos o indis-

Un elemento aún pendiente en el proceso es la planificación energética de largo plazo que el Ministerio de Energía debe realizar y que servirá de insumo para la planificación de la expansión del sistema de transmisión. Considerando que aún no está publicado el reglamento que determinará el procedimiento metodológico para planificar la expansión del sistema de transmisión con las holguras y redundancias, el primer estudio publicado por el Coordinador Eléctrico Nacional es un verdadero insumo para el proceso reglamentario mencionado y para el futuro de la transmisión en el país, especialmente cuando se materialice la conexión física entre el SIC y SING en 2018. www.revistaelectricidad.cl | febrero 2017 | Nº203

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Reportaje Central

LUZ VERDE DESDE 2018

Polos de desarrollo:

Una nueva figura del sistema eléctrico El Ministerio de Energía espera que a fines del próximo año esté dictado el decreto de planificación energética que identifique los potenciales lugares para que varios proyectos de generación, ubicados en una determinada zona, se coordinen usando un solo sistema de transmisión.

Maqueta de central hidroeléctrica en el territorio de la Región del Biobío. Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

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Reportaje Central

EL SEGUNDO SEMESTRE DE 2018 es la meta que se ha planteado el Ministerio de Energía para definir las zonas que cuentan con un potencial de recursos energéticos renovables y así dar vida a los llamados polos de desarrollo, el nuevo concepto incorporado en la Ley de Transmisión del año pasado y que, de acuerdo a lo indicado a Revista ELECTRICIDAD por los especialistas y actores del sector eléctrico, podrían debutar a partir de 2022. De acuerdo al artículo 85 de la Ley de Transmisión los polos de desarrollo son “aquellas zonas territorialmente identificables en el país, ubicadas en las regiones en las que se emplaza el Sistema Eléctrico Nacional, donde existen recursos para la producción de energía eléctrica proveniente de energías renovables, cuyo aprovechamiento, utilizando un único sistema de transmisión, resulta de interés público por ser

eficiente económicamente para el suministro eléctrico, debiendo cumplir con la legislación ambiental y de ordenamiento territorial”.

Cronograma A fines del año pasado fue publicado el reglamento 134 sobre Planificación Energética de Largo Plazo, donde se estipula que cada cinco años el Ministerio de Energía debe definir los escenarios energéticos, identificando los polos de desarrollo establecidos en la Ley, para lo cual debe tener listo un informe preliminar en agosto de este año. Javier Bustos, jefe de la División de Prospectiva y Política Energética del Ministerio de Energía, explica que este documento “tendrá los potenciales polos de desarrollo de generación, que deberán pasar por un proceso de evaluación ambiental estratégico, y para así finalmente

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Reportaje Central

ser decretados por el Ministerio de Energía y enviados a la Comisión Nacional de Energía (CNE) para que los incluya en la planificación de la expansión de la transmisión”.

Daniela Martínez, socia del estudio Quintanilla & Busel Niedmann indica que a mediados de año el Ministerio emitirá un informe preliminar con los escenarios energéticos y los potenciales polos de desarrollo, siendo estos últimos sometidos a un proceso de evaluación ambiental estratégica (EAE) en cada provincia donde se encuentren.

Foto: Gentileza Grupo Saesa.

Este proceso contempló una etapa de registro de participación ciudadana, donde se inscribieron 262 participantes, los cuales formularon observaciones al informe preliminar que será publicado entre julio y agosto próximo. En el proceso participaron la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera), Generadoras de Chile, Colegio de Ingenieros, Empresas Eléctricas A.G., y la Asociación de Consumidores de Energía No Regulados (Acenor), entre otros.

Foto: Gentilez a Su ren erg

ía.

así tener la dictación del decreto de planificación energética en el mismo período.

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Sergio Barrientos, gerente general de Surenergía.

Foto: Juan Carl os R ec ab

IDAD. CTRIC ELE

Posteriormente, de acuerdo al cronograma establecido por el Ministerio de Energía, para el segundo semestre de 2018 se contempla la emisión del informe técnico para cada polo de desarrollo y la emisión de un informe final que será sometido a observaciones para su publicación definitiva y

Relevancia

a vist Re al-

“Concluida la EAE, el Ministerio emitirá un informe técnico por cada polo y, posteriormente, un informe final que establecerá los escenarios energéticos y los polos de desarrollo identificados en el informe técnico que cumplan con los requisitos legales, el cual será expuesto en una audiencia pública y publicado en su sitio web. Finalmente, el Ministerio expedirá un decreto de planificación energética que definirá los escenarios energéticos y sus respectivos polos, el cual deberá ser considerado por la Comisión Nacional de Energía en la planificación de la transmisión”, afirma la abogada.

Javier Bustos, jefe de la División de Prospectiva y Política Energética del Ministerio de Energía.

Según los especialistas y actores del sector eléctrico el reglamento entrega mayor certeza al proceso para implementar los polos de desarrollo. Ramón Galaz, gerente general de Valgesta Energía señala que “este año vamos a tener los estudios que sustenten las propuestas que haga la autoridad sobre cuáles podrían ser los polos de desarrollo, para ser incorporados finalmente en los planes de expansión, por lo que en unos siete a ochos años más podría estar implementado el primer polo”. Rodrigo Castillo, director ejecutivo de Empresas Eléctricas A.G. sostiene que, “una vez que esté definido el informe del Ministerio de Energía con el recurso energético y el territorio identificado para implementar un polo de desarrollo se comenzará a discutir cuáles son las rutas óptimas para poder evacuar esa energía identificada hacia el sistema de transmisión, y


Subestación eléctrica Antillanca del proyecto Puyehue-Rupanco.

Reportaje Central

La experiencia de Saesa con la línea Puyehue-Rupanco En junio de 2012 el Grupo Saesa puso en operaciones la línea Puyehue-Rupanco, proyecto de transmisión formado por tres líneas de 110 kV que conecta a centrales hidráulicas de pasada en la zona de la Región de Los Lagos. Según Rodrigo Miranda, gerente de Regulación del holding, esta obra puede ser considerada la antesala de los polos de desarrollo. El ejecutivo destaca que actualmente siete centrales hidroeléctricas están conectadas a la línea, las cuales “inyectan en conjunto casi 70 MW de ERNC. Entre 2017-2018 debieran conectarse al menos cuatro nuevas centrales que incrementarán en alrededor de 45 MW adicionales”. Miranda explica que las tres líneas se conectan a las centrales a través de subestaciones elevadoras o seccionadoras, “llegando todas a una gran subestación elevadora 110/220 kV desde donde llevan la energía al Troncal Rahue a través de

En opinión de Castillo, lo novedoso de este proceso es la Evaluación Ambiental Estratégica de los trazados, “porque es algo que no hemos hecho hasta ahora como país, por lo que será una prueba de fuego para este mecanismo”. Esto es compartido por Carlos Finat, director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Foto: Juan C arlos Re ca ba

Renovables (Acera A.G.), quien plantea la necesidad de que “las autoridades ambientales a cargo de estos procesos tengan el personal adecuado, en cantidad y en formación, para responder en plazos razonables a estos procedimientos”. Para Claudio Seebach, vicepresidente ejecutivo de Generadoras de Chile, el procedimiento contemplado para definir los polos de desarrollo “entrega certidumbre acerca de cómo funciona el proceso, buscando el objetivo Foto: Gentil eza A cer aA

Carlos Finat, director ejecutivo de Acera.

Daniela Martínez, asociada senior del estudio Quintanilla & Busel Niedmann.

Foto: Juan C arlos Re ca ba IDAD. CTRIC ELE sta evi l-R

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IDAD. CTRIC ELE sta evi l-R

Rodrigo Castillo, director ejecutivo de Empresas Eléctricas.

.G

Foto: Gentil eza Q uin tan illa

n. dman l Nie use &B

ahí dependerá de la distancia que tiene con el sistema troncal, lo que pasa por un evaluación ambiental estratégica”.

una línea en 220 kV. También desde el sistema se derivan subestaciones que alimentan líneas de distribución que abastecen a clientes regulados. En total son más de 170 kilómetros de líneas y 7 subestaciones”. “Hoy el sistema podría evacuar hasta unos 200 MW, pero con inversiones adicionales relativamente bajas podríamos duplicar esa capacidad en su tramo final en 220 kV pudiendo incorporar a otros proyectos de la zona o a futuro potencial geotérmico”, agrega Miranda. A su juicio, este proyecto es un antecedente para la futura constitución de polos de desarrollo. “La clave del proyecto está en identificar no el potencial de un cuenca, sino un proyecto de evacuación flexible que permita conectar buenos proyectos de distintos tamaños y propietarios, con una propuesta razonable para todos”, afirma el ejecutivo.

Eric Ahumada, vicepresidente de Desarrollo de Negocios de Transelec.

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Reportaje Central

Ejercicio de identificación de zonas potenciales de generación

300 MW Solar

50 MW Eólico

Cada Polo de Desarrollo será caracterizado con la disponibilidad del recurso en MW y un único sistema de transmisión asociado a cada zona identificada.

250 MW Solar

100 MW Hidro

70 MW Hidro

70 MW Hidro

200 MW Eólico

Identificación Potenciales

Evaluación Potenciales

Selección de Potenciales

(datos geofísicos)

(modelación)

(Polos) Fuente: Ministerio de Energía.

de que el polo sea económicamente eficiente mediante la coordinación de los generadores”.

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Foto: Ge ntile za U niv ers i

ago. anti

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Claudio Seebach, vicepresidente ejecutivo de Generadoras de Chile A.G.

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Sergio Barrientos, gerente general de Surenergía advierte que “el proceso asociado a los polos de desarrollo es más complejo que aquel que reemplazó para que cualquier proyecto de generación se conectase al sistema, además de que no necesariamente mejora la posibilidad de conexión, toda vez que la empresa que se adjudique la construcción de los sistemas de transmisión asociados a un polo tendrá que cerrar los acuerdos finales con los propietarios de los predios afectados”.

IDAD. CTRIC ELE sta evi l-R

Daniela Martínez afirma que la definición de polos dependerá “de la calidad de la información que el Ministerio utilice para identificar los recursos renovables; los supuestos que adopte para determinar si su aprovechamiento a través de un único sistema de transmisión es eficiente económicamente; las normas ambientales y de ordenamiento territorial que considere y la forma en que las interprete”.

Foto: Juan C arlos Re ca ba

Humberto Verdejo, director del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Santiago.

A juicio de Daniela Martínez también es necesario que exista claridad en las leyes sobre ordenamiento territorial, por lo que “este primer proceso de planificación energética será crucial, ya que el Ministerio determinará qué normas considera de ordenamiento territorial y de qué forma las interpretará en aquellos casos donde no existe una interpretación uniforme”.

Tecnologías Mientras la identificación de los polos sigue su marcha, los especialistas estiman las potenciales tecnologías de generación que podrían conformar un polo de desarrollo. Humberto Verdejo, director del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Santiago, señala que “el gran polo de desarrollo en Chile es el solar y eólico en la zona norte, especialmente en la Región de Coquimbo, mientras que en la zona sur están los polos hidroeléctricos, desde la Región del Biobío al sur, pero se ven menos factibles por el hecho de que seguirán existiendo las barreras ambientales que han impedido el desarrollo de grandes proyectos en la zona, así que es mejor construir una línea en el desierto que una en lugares con mayor población”.


Reportaje Central

Por su lado Eric Ahumada, vicepresidente de Desarrollo de Negocios de Transelec estima que “probablemente los polos de desarrollo se aplicarán para grupos de proyectos de generación minihidro y de geotermia, que son los que normalmente se ubican alejados del sistema de transmisión nacional y zonal, ya que requerirían largas líneas de transmisión y se verían beneficiados por el uso de líneas compartidas entre ellos que sean desarrolladas por un tercero”.

Según Humberto Verdejo, “hay una relación entre los polos de desarrollo y la flexibilidad en la operación del sistema porque es más factible definir un polo en la Región de Coquimbo, que está más cerca de las líneas troncales del SING y SIC, a un polo que esté en Aysén, donde la línea troncal más cercana está a más de 2.000 kilómetros”.

De acuerdo a Sergio Barrientos “los proyectos solares y eólicos tendrían un mayor potencial, siempre y cuando así lo permita la capacidad de los sistemas de transmisión. En el largo plazo también debiera ser relevante en Chile la tecnología de generación hidráulica, en todas sus escalas”. Sin embargo Eric Ahumada indica que “los proyectos hidráulicos de gran envergadura, al tener un tamaño de inversión muy importante, serán evaluados por lo general con su solución de transmisión específica. Además dos o más proyectos grandes de generación tienen los incentivos apropiados para que sus propietarios puedan coordinarse para desarrollar un proyecto de transmisión compartido sin necesidad de recurrir a líneas de polos de desarrollo”.

Ramón Galaz, por su parte, concluye que el principal reto es que el diseño de los polos cuente con un dimensionamiento adecuado para la expansión del sistema y no se generen sobre instalaciones. Para ello es necesario contar con sistemas de predicción de uso del recurso eficientes que permitan el correcto diseño del polo de desarrollo, ya sea con una tecnología en particular, o bien un mix de fuente de generación”.

Francisco Leiva, gerente de Ingeniería y Mercado de KAS Ingeniería.

Foto: Juan C arlos Re ca ba

Ramón Galaz, gerente general de Valgesta Energía.

Conclusiones •

Este año se publicará el documento que define los potenciales polos de desarrollo dentro del territorio, como parte de la Evaluación Ambiental Estratégica que elabora el Ministerio de Energía.

Según los especialistas esta nueva figura del sistema eléctrico dará una mayor certidumbre para el desarrollo de proyectos de generación y de transmisión en una determinada zona.

Los polos de desarrollo plantearán algunos desafíos en la gestión de las redes eléctricas para el mediano y largo plazo.

Operaciones Finalmente, de acuerdo a los especialistas, los polos también plantean desafíos de adaptación para la gestión de las operaciones de las redes que debe ver el Coordinador Eléctrico Nacional. Francisco Leiva dice que “los desafíos técnicos siempre existen, y hoy nuestro sistema eléctrico está atravesando una discontinuidad tecnoló-

Foto: Gentil eza K AS Ing e

IDAD. CTRIC ELE sta evi l-R

gica, donde máquinas de hace 15 años pensadas para operar en base, están ciclando. Esto yo no lo veo como un problema para el sistema, sino más bien como la oportunidad de implementar los controles necesarios para una mejor operación, como el Control Automático de Generación.

. ría nie

Francisco Leiva, gerente de Ingeniería y Mercado de KAS Ingeniería, sostiene que los polos no guardan relación con la tecnología, explicando que “si bien en la comuna de Carrera Pinto existe buena radiación, esto no implica que el polo de desarrollo deba ser solamente con tecnología fotovoltaica, ya que puede ser termosolar, con bombeo, o fotovoltaico con acumulación”.

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Entrevista Central

EN PRÓXIMOS CINCO AÑOS

Agencia Internacional de Energía prevé instalación de 6.000 MW de ERNC en Chile

El director ejecutivo del organismo internacional, Paul Simons, destaca a Revista ELECTRICIDAD los avances dados en el país en materia de energías renovables, valorando la creación del Coordinador Eléctrico Nacional, aunque plantea la necesidad de flexibilizar el sistema eléctrico frente a esta nueva realidad.

PAUL SIMONS, director ejecutivo de la Agencia

Foto: Gentileza AIE.

Internacional de Energía (AIE), se entusiasma cuando habla del desarrollo energético de Chile, especialmente en lo que es la incorporación de Energías Renovables, la generación distribuida y la creación del Coordinador Eléctrico Nacional. Entrevistado por Revista ELECTRICIDAD el ejecutivo estadounidense señala que aún quedan algunos desafíos en materia de eficiencia energética y de flexibilidad en la operación del sistema eléctrico.

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¿Cuáles son las perspectivas de la AIE en energías renovables para 2017? Nuestro escenario prevé una desaceleración de la capacidad instalada de energía renovable en el mundo para este año, reduciendo el nivel de récord alcanzado en 2015 (de 153 GW). Eso sí, luego se incrementará lentamente para llegar a los mismos niveles de 2015 en 2020, donde la energía solar y eólica representará el 75% de la nueva capacidad instalada de generación global hasta 2021.


Entrevista Central

¿Qué análisis hace de la situación actual de la eficiencia energética en Chile? La intensidad energética de Chile ha bajado en la última década, a pesar de un incremento del suministro de energía en el mismo periodo. Chile es uno de los países de vanguardia, donde se estableció una Agencia específica de Eficiencia Energética (la AChEE), pero su intensidad energética, de 0,14 toe (toneladas de petróleo equivalente), sigue siendo por arriba del promedio de la Ocde (0,11 toe) . ¿Cree que Chile pueda avanzar en descarbonizar su matriz energética, considerando la disponibilidad del recurso hidro, solar y eólico? A largo plazo nuestra expectativa es que la energía solar y eólica tendrán una participación más grande en la matriz energética de Chile. Nuestro informe “Renewable Energy Medium-Term Market Report” prevé que la capacidad de generación renovable en Chile se expandirá 6.000 MW en los próximos cinco años, alcanzando casi 44 TWh de generación, impulsado por los excelentes recursos y la demanda creciente. Hasta 2021, la participación de renovables, excluyendo hidro, alcanzará alrededor de 20%, por lo que se deben prever medidas específicas para hacer el sistema suficientemente flexible para la integración de renovables variables. En Chile se debería apuntar a utilizar al máximo la

Foto: Gentileza Programa 4e de GIZ Chile.

¿Cómo ve la AIE el desarrollo de Chile en este tema? Chile tiene una demanda de electricidad creciente, lo que crea espacio para nuevas inversiones, incluyendo energías renovables. Sin embargo, el desarrollo acelerado de la energía solar fotovoltaica y el reciente estancamiento del mercado del cobre han causado una sobreoferta de energía en algunas de estas plantas. En este sentido es bienvenido el progreso en la expansión de la red eléctrica y la integración de los dos grandes operadores de sistemas en una sola organización nacional (Coordinador Eléctrico Nacional) pues facilitará la planificación, construcción y la operación de la infraestructura requerida en el mediano plazo para la integración de energías renovables variables a la red eléctrica.

Paul Simons estuvo el año pasado en Chile para exponer en la Conferencia Latinoamericana de Redes Renovables sobre generación distribuida, organizada por el Ministerio de Energía y GIZ Chile.

flexibilidad de las plantas existentes y la expansión estratégica de la red. ¿Cómo ve la AIE la modernización en las plantas termoeléctricas en el mundo para disminuir sus emisiones de CO2? En el largo plazo la modernización de plantas de carbón no es suficiente para limitar el incremento de la temperatura mundial debajo de los 2 grados celsius. El gas natural emite dos veces menos CO2 por unidad de energía generada y puede proveer flexibilidad para la integración de solar y eólica. Sin embargo, bajo condiciones de escenarios muy ambiciosos de carbonización, puede ser que necesitemos gas con captura y secuestro de carbono. La política energética debe mandar señales suficientemente fuertes a los inversionistas para asegurar que tanto la construcción como el uso de plantas de carbón y gas se den en un nivel que sea consistente con una trayectoria de 2 grados celsius. La regulación puede ayudar a alcanzar estas metas. El mix óptimo de políticas depende de las circunstancias nacionales y los recursos energéticos disponibles. www.revistaelectricidad.cl | febrero 2017 | Nº203

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Energía

Foto: Gentileza Seremi Energía del Biobío.

Presentación del plan piloto de demanda agregada por parte de la seremi de Energía del Biobío.

EN REGIÓN DEL BIOBÍO

La experiencia

de los clientes libres en el ejercicio de agregación de demanda UN RESPIRO EN EL ALZA DE COSTOS de la energía eléctrica dentro del mercado de clientes libres se produjo en la Región del Biobío luego del ejercicio de agregación de demanda privada entre generadoras y distribuidoras, y 13 grandes consumidores de electricidad realizada en la zona, gracias a la cual en el primer trimestre de este año las negociaciones cerrarán en nuevos contratos con un precio entre US$50 y US$78 MWh. Este fue el principal resultado de la experiencia del Plan Piloto de Demanda Agregada, a partir del trabajo realizado en la Mesa de Grandes Consumidores de Energía de la Región del Biobío, impulsada por el Instituto Regional de Administración de 12

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Las empresas con altos consumos de electricidad que participaron en esta inédita iniciativa esperan cerrar contratos en el primer trimestre del año, con un nivel de precios entre US$50 y US$78 MWh. Empresas (Irade) y la Asociación de Consumidores de Energía no Regulados (Acenor A.G.), con el apoyo de la Secretaría Regional Ministerial de Energía del Biobío. La demanda agregada de clientes libres consiste en que un grupo de empresas unen sus consumos de energía para generar una curva de demanda común y de esta


Energía

Tanto en el sector público como en el privado concuerdan en que esta iniciativa es replicable en otras regiones del país, donde los clientes libres muestran altos niveles de consumo. Gustavo Alcázar, past president de Irade y vocero de la Mesa de Grandes Consumidores de Energía, sostiene a Revista ELECTRICIDAD que “desde la Comisión Nacional de Energía (CNE) nos han dicho que ha habido interés por mirar el piloto y entendemos que hay buenas expectativas sobre lo que aquí ocurra para poder replicarlo”.

Fot o: G en til

Gustavo Alcázar, past president de Irade.

ta ELECTRICIDAD. Revis baleca R os

en empresas del segmento entre 500 kW y 5.000 kW, ubicadas en la zona central y en el sur, como las empresas productoras de leche”. En esta línea Elías Valenzuela, presidente del directorio de Acenor, señala que “el Ministerio puede ahora validar este mecanismo que está mencionado en la Agenda de Energía, aunque se creía que era atractivo solo para pequeños clientes, se demostró que no es así, resultando también atractivo para grandes clientes y para las empresas suministradoras. Tal vez en un principio esto pudiera partir donde exista una alta concentración de demanda eléctrica industrial que califique como de cliente libre y adicionalmente estén cercanos a polos de generación o a proyectos nuevos deseablemente”.

Experiencia

Elías Valenzuela, presidente de Acenor A.G.

Esta visión es compartida por Carola Venegas, seremi de Energía del Biobío, quien señala a este medio que los sectores productivos que podrían incorporarse a esta experiencia son el “agropecuario, la industria metalmecánica, la pequeña minería, e incluso el comercio de gran tamaño. Particularmente, junto a Acenor, hemos identificado oportunidades

De acuerdo a los actores que participaron en el plan piloto del Biobío la experiencia de la licitación entre privados marcó un hito para el sector de los clientes libres. Elías Valenzuela destaca a Revista ELECTRICIDAD que la importancia de esta experiencia es “promover la incorporación de mecanismos, desde el lado de la demanda, tendientes a que la operación de los sistemas eléctricos sea segura, de calidad y de costo eficiente y que el mercado eléctrico sea competitivo, con muchos oferentes, tecnológicamente actualizado, sin barreras de entrada y que se vayan

Foto: Gentileza Seremi Energía del Biobío.

Perspectivas

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manera poder negociar con las empresas suministradoras en forma conjunta y acceder a mejores condiciones de competencia. En este proceso se recibieron 46 ofertas de suministro eléctrico de 14 empresas generadoras por un total de 56.196 GWh, lo que equivale a 12 veces la energía requerida por un grupo de clientes libres de la región, mientras que el rango de precios de las ofertas registrados fue desde US$50 hasta US$78 por MWh, con un precio medio cercano a US$58 MWh.

Las primeras reuniones de la Mesa de Grandes Consumidores de Energía de la Región del Biobío que dieron vida a la licitación entre privados se realizó durante la gestión del ex ministro de Energía, Máximo Pacheco.

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Energía

“Reconocemos que en un comienzo habían muy pocas expectativas de que este piloto pudiera terminar con éxito, pero la alianza con Irade, la formación de una Mesa de Grandes Consumidores de Energía, y el decidido y clave apoyo de la Seremi de Energía Carola Venegas permitieron concretar exitosamente este piloto que era un clamor de la región, donde se estaba perdiendo fuertemente competitividad y vocación industrial, pues habían algunos ejemplos de plantas que cerraron por el alto costo de la energía, por lo que esto ha sido un excelente ejemplo de una exitosa alianza de trabajo público-privada”, precisa el ejecutivo. Carola Venegas detalla que la metodología de trabajo del plan piloto consideró el desarrollo de una “serie de talleres para actualizar el marco normativo eléctrico, así como lo que estaba ocurriendo en el mercado”. Luego se identificó una oportunidad en aquellos clientes que por su consumo tienen opción de optar entre cliente libre y cliente regulado, lo que derivó en el primer piloto de demanda agregada del país, indicó la autoridad, la que constó de cuatro etapas:

Foto: Gentileza Seremi de Energía del Biobío.

eliminando gradualmente las asimetrías históricas del sector, en especial para los clientes libres”.

Carola Venegas, seremi de Energía Biobío.

confidencialidad solicitada especialmente por el lado de los oferentes. Nos hubiera gustado que se incorporara más demanda, pero también existía un poco de escepticismo respecto al resultado, por el contrario la respuesta de la oferta nos sorprendió positivamente”. “En ese sentido, en caso de efectuarse un nuevo proceso de agregación de demanda, por ejemplo en el norte del país, en Antofagasta y Copiapó, como el realizado con los clientes libres de la Región del Biobío, Acenor está nuevamente disponible para liderarlo y se invitaría a participar a todos las empresas generadoras y distribuidoras participantes del sistema interconectado nacional, y a las que tengamos conocimiento que disponen de algún proyecto de generación que esté operativo en las fechas requeridas por los bloques de demanda agregados que se consideren para esa oportunidad”, precisa Valenzuela.

• Obtención de perfiles de consumo por empresa. • Construcción de bloques de demanda eléctrica. • Consolidación en un informe técnico y la presentación de este a los generadores.

• Negociación bilateral entre cada uno de los grandes consumidores y generadores. El plan piloto no fue excluyente, siendo el único requisito que las empresas pudieran optar a negociación como cliente libre (mayor a 0,5 MW de potencia). Dentro de los socios de Acenor que participaron en la licitación estuvieron las empresas Inchalam y Papeles Biobío. De acuerdo a Elías Valenzuela, “lo más complejo fue generar un proceso abierto, participativo, que fuera no vinculante, que diera garantías a los participantes −tanto clientes como suministradores− y resguardara algunas condiciones de 14

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Testimonio de dos empresas participantes • Puerto Coronel: Javier Anwandter, gerente general de Puerto Coronel, destaca la iniciativa pues “nuestra industria y la inversión estaban resistiendo los efectos de una energía cara, por lo que tanto este acuerdo como la Ley de Equidad Tarifaria que implica una reducción significativa de tarifas en la comuna donde operamos, son muy positivos y debemos valorar el esfuerzo que han puesto sus participantes. Gracias a estos avances, a contar del próximo año se producirá una disminución promedio de 22% en el costo por los 8,9 millones de kWh que consumimos anualmente”. • Pesquera Landes: Andrés Fosk Belan, subgerente general de Pesquera Landes indica que el efecto productivo del plan piloto “será de manera directa y se reflejará cuando se cierre el proceso de negociación. Hoy lo que tenemos claro es la banda de precios, que fluctuará entre los 50 y los 78 US$ el MWh, lo que es bastante conveniente, pero aún no sabemos con exactitud el precio final puesto que ahora viene el proceso de negociación individual”.


Foto: Gentileza Coordinador Eléctrico Nacional.

Energía Instalaciones del Coordinador Eléctrico Nacional en Santiago.

DESDE EL 1 DE JULIO DE 2018

Monitoreo de la competencia: Dónde pondrá la lupa el Coordinador Eléctrico Nacional LAS MODIFICACIONES REALIZADAS en las bases de licitación de suministro para sectores regulados, junto a la incorporación de nuevas tecnologías en el segmento de la generación han cambiado las condiciones de competencia en el mercado eléctrico chileno en los últimos años, siendo una realidad que, a juicio de los especialistas legales del sector, tienen a la industria en una etapa de transición en materia de competitividad. En este escenario será fundamental la función que tendrá el Coordinador Eléctrico Nacional para monitorear permanentemente la competencia en el sector eléctrico, a partir del 1 de julio de 2018, de acuerdo a la Ley 20.936, que establece un nuevo sistema de transmisión y crea una renovada institucionalidad en la coordinación del sistema eléctrico local. Según los abogados consultados por Revista ELECTRICIDAD el mercado eléctrico chileno ha aumentado sus niveles de competencia, coincidiendo en que la futura tarea del organismo permitirá contar con mecanismos más sofisticados para

Según los abogados del sector consultados, la futura función de “vigilar y avisar” que tendrá el organismo deberá enfocarse en áreas como la generación distribuida, la compra de combustibles y el acceso abierto en transmisión, entre otros ámbitos.

velar por la libre competencia en los segmentos de generación, transmisión y distribución.

Funciones Jorge Quintanilla y Bernardo Busel, socios del Estudio Quintanilla & Busel Niedmann destacan la nueva atribución del Coordinador Eléctrico Nacional “porque está dada la posibilidad de que se abra todo un campo de investigaciones autónomas por parte del Coordinador para requerir información y monitorear los comportamientos de todos los agentes. Si aparecen actuaciones anómalas el Coordinador puede informar a la Fiscalía Nacional Económica (FNE). Incluso si este organismo decide archivar un caso, el Coordinador podría perseverar, presentando directamente el caso ante el Tribunal de la Libre Competencia (TDLC)”. www.revistaelectricidad.cl | febrero 2017 | Nº203

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La facultad de informar a la FNE y al TDLC sobre cualquier indicio de conductas contra la libre competencia es valorada también por los abogados Juan Francisco Mackenna y José Miguel Bustamante, socios del Estudio Carey & Cía., aunque advierten que la referencia a la palabra “indicio” en la Ley “puede ser excesivamente amplia en este caso, si consideramos que el Coordinador no tiene experiencia en estas materias, lo que genera el riesgo de que exista una sobrerreacción en la denuncia de indicios respecto de conductas que pudieran ser simplemente colaborativas”.

sistema eléctrico, y, en mi opinión, estaría caracterizada como una obligación de vigilar y avisar”.

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Bernardo Busel, socio de Quintanilla & Busel Niedmann.

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Foto: G entil eza

La nueva función del Coordinador sobre el monitoreo de la competencia cobrará un rol fundamental en la implementación de los Servicios Complementarios (SS.CC.), toda vez que el Coordinador es el encargado de elaborar el informe de SS.CC. y de definir los mecanismos con los cuales se materializaran.

Busel Niedm nilla & ann inta . Qu za

Diagnóstico

Daniel Gutiérrez, socio director de BGS Energy Law.

Foto: G ent ilez a

Según Daniel Gutiérrez, socio director de BGS Energy Law, la nueva función del Coordinador en relación al monitoreo de la competencia del sector eléctrico, será fundamental para poder cumplir con los principios de la coordinación de la operación establecidos en la normativa eléctrica, esto es, seguridad, mínimo económico y garantizar el acceso abierto a todos los sistemas de transmisión.

Foto : Ge nti le

Energía

Busel Niedmann. lla & ani iu nt Q

Jorge Quintanilla, socio de Quintanilla & Busel Niedmann.

Para Nicolás Atkinson, socio de Aninat Schwencke & Cía., el objetivo de esta futura tarea del organismo es “garantizar los principios de coordinación del

Índice de concentración (HHI) de la industria energética por países 10000 9000

A la espera de que el nuevo organismo inicie en julio de 2018 el monitoreo de la competencia, los especialistas sostienen que este tema ha obtenido avances en el último tiempo, de la mano del mayor ingreso de actores en el mercado, especialmente en la generación, aunque identifican algunos espacios dentro de la industria que requieren de perfeccionamientos para incrementar la libre competencia. Jorge Quintanilla destaca la baja que experimentó el precio de la energía en la última licitación de suministro para clientes regulados, “pero hay otros segmentos en que pueden haber espacios para comportamientos de arbitrajes que de alguna manera expresan poder de mercado, como por ejemplo el balance de inyecciones y retiros en el mercado spot, la cadena de pagos o las declaraciones de costos de combustibles, que no es algo que la FNE esté mirando en el día a día, razón por la cual el Coordinador estará en mejor posición técnica para informarle y así facilitar que esta última procese y determine si hay o no comportamientos anti competitivos”. Por su parte, Juan Francisco Mackenna y José Miguel Bustamante coinciden en que aún hay trabajo que hacer en materia de libre competencia en el sector puesto que “según cifras entregadas por Generadoras de Chile, actualmente el 73,5% de la capacidad instalada conjunta del SIC y el SING se reparte entre cuatro actores, lo que quiere decir que el mercado de la generación, a pesar de los avances, sigue siendo un mercado concentrado”.

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Fuente: Generadoras de Chile.

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Para Daniel Gutiérrez lo fundamental es el acceso a las redes de transmisión por parte de los nuevos actores, de manera que se compita por precio y no por acceso. Lo anterior traerá una mayor competencia en el sector y una baja en los precios para los clientes finales”. Eso sí, para Nicolás Atkinson, la situación en el segmento de la generación “no quiere decir necesa-


Energía

riamente que no exista suficiente competencia entre los actuales participantes en el mercado como para permitir un funcionamiento eficiente del mismo pues evidentemente el nuevo esquema de licitaciones ha aportado sustancialmente en ese sentido.

Qué dice la Ley de Transmisión En el artículo 72°-10 de la Ley General de Servicios Eléctricos, promulgado en 2016, se consagra la función del Coordinador Eléctrico Nacional para el monitoreo permanente de la competencia en el sector eléctrico. “En caso de detectar indicios de actuaciones que podrían llegar a ser constitutivas de atentados contra la libre competencia, conforme las normas del Decreto con Fuerza de Ley N°1, del año 2004, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, el Coordinador deberá ponerlas en conocimiento de la Fiscalía Nacional Económica o de las autoridades que corresponda”, se indica en el cuerpo legal.

Focos de atención De acuerdo a los juristas el monitoreo de la competencia por parte del Coordinador Eléctrico Nacional deberá poner atención en ciertas áreas para resguardar la libre competencia en el mercado eléctrico.

A juicio de Bernardo Busel el Coordinador tendrá un rol importante para monitorear las condiciones de competencia en el sector de la generación distribuida “que tendría barreras de entrada importantes porque a mi juicio la Ley y el reglamento no establecieron mecanismos suficientes para desarrollar esa industria”.

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José Miguel Bustamante, socio de Carey Abogados.

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“La tecnología le está ganando a la regulación y estamos viendo que existen soluciones muy adecuadas e innovadoras para los tiempos actuales, por lo que la condición de entrada de esos productos y servicios tienen que mirarse a la luz de la libre competencia y el que tiene que monitorear esto debe ser un experto de este mercado, como lo es el Coordinador Eléctrico Nacional”, agrega el abogado. Ani nat S

Juan Francisco Mackenna, socio de Carey Abogados.

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& Cía.

Foto: Gentileza

Jorge Quintanilla, por su lado, indica que otro foco “es que el Coordinador deberá desarrollar las bases de licitación de las obras de expansión de los sistemas de transmisión nacional, zonal y de Polos de Desarrollo, por lo que probablemente ahí también habrá espacio para incorporar criterios pro competitivos”.

Esto es compartido por Daniel Gutiérrez, quien señala que el Coordinador junto con desarrollar las bases de licitación de obras en el segmento transmisión, deberá monitorear el correcto y adecuado acceso a los sistemas de transmisión, con especial atención en el sistema dedicado.

Foto :G en t

Jorge Quintanilla menciona que el foco “podría estar en los parámetros técnicos que informan las unidades generadoras no solo desde la mirada técnico-económica de optimización de la operación económica del sistema y de la seguridad del servicio, sino que ahora deberá incorporar en su mirada la variable competitiva en el balance de inyecciones y retiros, en las declaraciones de costos de los combustibles y otros parámetros que declaran las unidades generadoras”.

Nicolás Atkinson, socio de Aninat Schwencke & Cía.

Nicolás Atkinson también se inclina por poner atención en el segmento de transmisión, particularmente “al ejercicio del derecho de acceso abierto, a la autorización de conexiones y a los procesos de ampliaciones de instalaciones y su concreción oportuna”. A su juicio otro campo de monitoreo sería la operación: “el Coordinador Eléctrico Nacional deberá velar por organizar y sistematizar documentos normativos sectoriales, disponer de herramientas de información pública de las características económicas y técnicas del sector, monitoreo de la cadena de pagos y evidentemente robustecer el carácter independiente que la nueva normativa le otorga”. La generación es otro ámbito que en opinión de Juan Francisco Mackenna y José Miguel Bustamante, será un terreno de monitoreo relevante toda vez que “es el único segmento en que la competencia encuentra su máxima expresión debido al ingreso de nuevos actores. Habrá que observar también el segmento de la distribución, en especial la relación entre las compañías distribuidoras y los clientes libres que se encuentran dentro del área de distribución, por eventuales abusos de posición dominante”, afirman ambos abogados de Carey. www.revistaelectricidad.cl | febrero 2017 | Nº203

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Informe Técnico

Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

Subestación de Alonso de Córdova en Santiago que sufrió una falla en 2015 a causa de un incendio de un transformador.

FALTA DE MANTENCIÓN HA SIDO UNO DE LAS CAUSAS EN LA CAÍDA DEL SUMINISTRO

Fallas de transformadores en subestaciones eléctricas bajo la mirada de la SEC UN 35% DE LAS MULTAS CURSADAS EN 2016 por la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) tuvieron relación con casos en que se detectó un incumplimiento en el diseño y ejecución de las instalaciones de energía, donde en este ítem se incluyen las fallas de los transformadores dentro de las subestaciones eléctricas. Y es que en los últimos años las investigaciones de la SEC han arrojado que la falla en el mantenimiento de los transformadores ha sido una de las principales causas en las caídas del suministro eléctrico, siendo un ejemplo los cortes del 27 y 28

Existen protocolos que se aplican periódicamente y las principales pruebas que se hacen a estos equipos son de índole eléctrica, química, térmica y de deformación.

de julio y del 20 de noviembre de 2010, en que la investigación “determinó que la falla se produjo por la realización de trabajos de mantención que afectaron al transformador de 500/220 kV de la subestación Polpaico”. www.revistaelectricidad.cl | febrero 2017 | Nº203

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Informe Técnico

Otro caso se dio con el incendio que afectó a la subestación Pan de Azúcar en la Región de Coquimbo en marzo de 2015 donde la SEC comprobó “una notoria falta de mantenimiento del Transformador N° 3, hecho que significó el corte del suministro eléctrico a 240 mil familias de las comunas de La Serena, Coquimbo, Vicuña, Andacollo, Ovalle, Punitaqui y Monte Patria”. En mayo de 2015 el organismo inició las investigaciones para determinar las causas del corte de suministro que afectó a 40 mil personas en la Región Metropolitana con la falla producida en la subestación Alonso de Córdova en Santiago, que se originó “a partir de un incendio de un transformador”.

Relevancia Ante este tipo de situaciones el mantenimiento de los transformadores es un aspecto primordial en los servicios eléctricos dentro de las instalaciones de Alta Tensión, donde la responsabilidad recae en las empresas propietarias de estos activos del sistema, según indica Jack Nahmías, jefe de la División de Electricidad de la SEC.

De acuerdo a Nahmías “los planes de mantenimiento son definidos por el fabricante y acondicionados por cada empresa, de acuerdo a parámetros como el clima, topografía y operación de la subestación, ya que no es lo mismo un equipo instalado en la costa, que uno ubicado en el desierto o en la cordillera”.

El monitoreo en línea es la principal metodología de mantenimiento que mencionan los especialistas junto a la realización de técnicas ultrasónicas.

Mantenimiento Cristhian Becker, académico del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Santiago explica que “el mantenimiento está relacionado con la función y lo crítico de las cargas que alimenta el transformador. A nivel de subestaciones de los sistemas interconectados existen protocolos que se aplican periódicamente y las principales pruebas que se hacen a estos equipos son de índole eléctrica, química, térmica y de deformación (posterior a sismos)”.

Laboratorio de estudios en planta de transformadores de Tusan.

Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

“Las empresas tienen la obligación de contar con planes de mantenimiento de sus equipos a fin de

que estos presten un buen servicio y rendimiento, cumpliendo de ese modo con la obligación de entregar un suministro eléctrico continuo y seguro”, afirma la autoridad a Revista ELECTRICIDAD.

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Por su parte Andrés González, docente de la carrera de Electricidad y Automatización Industrial de Duoc UC Valparaíso, recuerda que en este tipo de mantenimiento es importante utilizar los datos del análisis de aceites que están dentro de los transformadores, además de pruebas eléctricas en conjunto, “ya que contar con estos datos, y verificar sus tendencias en el tiempo, permitirán a los responsables del mantenimiento conocer el estado funcional del mismo, y así tomar las decisiones necesarias para prevenir la ocurrencia de fallas inesperadas que pueden llevar incluso a la pérdida total del equipo, afectando en ocasiones a la economía de la empresa”.


Informe Técnico

Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

Roger Schurch, académico del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad Técnica Federico Santa María, destaca la importancia que tiene la toma de muestras de aceite ya que esta “manifiesta si ha habido actividad de descargas parciales que estén degradando el aislamiento del papel o el aceite en sí. Mediciones estándar incluyen propiedades fisico-químicas y análisis de gases disueltos”. “También se debe verificar el correcto funcionamiento de componentes y accesorios: cambiador de tomas, relés, ventiladores, radiadores, etc. Por último, comúnmente se realizan mediciones referentes al aislamiento como el factor de potencia (o tangente delta) de enrollados y de los bushings, que es una medida de las pérdidas dieléctricas del aislamiento y se relacionan con su estado de degradación”, plantea el docente.

Métodos El monitoreo en línea es la principal metodología de mantenimiento que mencionan los especialistas junto a la realización de técnicas ultrasónicas. Roger Schurch señala que las nuevas tecnologías de sensores permiten el control on line y en tiempo real de estos equipos, “de manera que estos sistemas inteligentes determinen el estado del transformador de forma continua, y eventualmente, desplieguen alarmas e informen al operador de alguna anomalía. Estos sistemas incluyen el monitoreo de gases disueltos y humedad en el aceite, el monitoreo de la corriente de fuga en bushings, el monitoreo de las descargas parciales −ya sea por métodos eléctricos o acústicos− y la medición de temperatura en distintas zonas del transformador”. Andrés González por su lado resalta el desarrollo y aplicación de técnicas de diagnóstico no invasivas. “La utilización de la técnica ultrasónica demuestra la factibilidad de usar dichos monitoreos periódicos en línea en el diagnóstico de cierta clase de eventos. Al igual que la técnica ultrasónica, el análisis de señales de vibración medidas en puntos definidos de las paredes del tanque del transformador usando acelerómetros es una herramienta no invasiva de diagnóstico de la condición mecánica

de los cambiadores de derivaciones con carga de transformadores de potencia”.

Mantenimiento de transformadores en empresa Jorpa.

Las inspecciones también son otro método de mantenimiento, relata Cristhian Becker, especialmente en los ventiladores del transformador; en el reemplazo de la sílicagel (filtros deshidratadores de aire), y en los niveles de aceites para evitar posibles fugas. “Las periodicidades van a depender de la condición del transformador, lo que recomiende el fabricante y/o la experiencia en la operación de este, esta última, especialmente cuando se trata de transformadores de muchos años de antigüedad”, advierte el académico de la Universidad de Santiago. Como desafíos Roger Schurch señala la necesidad de pasar “de un mantenimiento basado en el tiempo (intervalos fijos) a un mantenimiento basado en el estado del equipo, de manera tal de hacer el mantenimiento más eficaz y eficiente”, mientras que Andrés González plantea avanzar en tecnologías de adquisición de datos para perfeccionar el análisis de resinas y del conteo de partículas de aceite dentro del transformador para tener diagnósticos más integrales. www.revistaelectricidad.cl | febrero 2017 | Nº203

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TENDENCIA EN MANTENIMIENTO Y SERVICIO ELÉCTRICO

SiMART, solución de vanguardia en gestión de activos

H

oy más que nunca existe la necesidad de cuidar eficientemente los activos críticos de las instalaciones industriales, lo que constituye un desafío urgente para compañías que operan con transformadores eléctricos de poder. “El uso de información de carácter sintomática y descriptiva de la condición de salud de los transformadores es el camino lógico de un proceso inicial de implementación de sistemas de monitoreo en línea y sensores de distintas naturaleza”, explica Sergio Palacios, gerente general de Jorpa Ingeniería, compañía que desarrolló una Plataforma de Servicio Inteligente de Monitoreo y Análisis Remoto de Transformadores denominada SiMART. La solución fue diseñada ante la necesidad de integrar sistemas de recolección de datos con experiencia, uso de estándares internacionales y propios, herramientas de software y comunicaciones, algoritmos de interpretación y diagnóstico de fallas en pos de monitorear efectivamente estos activos críticos.

PLATAFORMA DE SERVICIO INTELIGENTE DE MONITOREO Y ANÁLISIS REMOTO de Transformadores de Jorpa Ingeniería entrega un completo diagnóstico, anticipa problemas, alerta eventualidades y entrega un plan de acción, el que incorpora la experiencia recogida durante décadas.

CUSTOMIZACIÓN

Carlos Paredes, jefe del área de Innovación y Desarrollo Tecnológico de JORPA, asevera que las auditorías son customizables a cada cliente. De esa forma, modelan cómo procederá el sistema, en el momento que se generen las alarmas, independientemente del punto geográfico en el que se encuentren sus operaciones. SiMART considera un complejo diagnóstico de medición de gases, al que integrará modelos matemáticos para cálculo de envejecimiento del transfor-

mador; de sobrecarga; puntos calientes; factor de potencia en línea; y monitoreo de bushing.

MÉTODO JORPA

Paredes explica que el monitoreo se realiza a través de una plataforma web o móvil, intuitiva y amigable, que puede ser integrada a una supervisión general de sistemas. El maestro de alarmas de SiMART monitorea las variables que previamente ha considerado cada usuario. La alerta que se envía al cliente, también lo revisa JORPA, y va acompañado de un plan de acción. “Denominamos Método JORPA a un programa de diagnóstico, que incorpora variables extras, precisas, basadas en la experiencia recogida durante décadas, lo que representa nuestra principal ventaja”, recalca el ingeniero. Por su parte Palacios agrega que la solución supone una inversión de capital para el cliente, la cual se solventa con la extensión de la vida útil de los activos; la reducción de paradas intempestivas; por

fallas mayores; y los costos de reparaciones; ingresos por sobrecarga admisible de cada transformador crítico; disminución de riesgos personales y ambientales; disminución de primas de las compañías de seguros, y un menor número de penalizaciones por pérdidas de suministro.

NOVEDADES

Con el propósito de entregar todas las herramientas para la toma de decisiones, SiMART incorporará un soporte de emergencia que establecerá contacto directo con personal especialista de JORPA. Además contempla la posibilidad de coordinar una visita y definir in situ los planes de acción. Paredes proyecta que a futuro SiMART pueda integrar datos de análisis del laboratorio, para que los operadores de los sistemas puedan visualizar la información dentro una misma base de datos y accedan a sus mediciones históricas. Actualmente, JORPA trabaja en una iniciativa piloto con una compañía generadora de energía, preparándose para entregar una solución inteligente, a la altura de las exigencias del mercado.


TENDENCIA EN MANTENIMIENTO Y SERVICIO ELÉCTRICO

“El Método JORPA es un programa de diagnóstico, que incorpora variables extras, más precisas, basadas en la experiencia recogida durante décadas. Adicionalmente, entregamos el valor de que el diagnóstico está en línea”.

Carlos Paredes, Jefe de área de Innovación y desarrollo tecnológico (I+D)

Herramienta vital en el mantenimiento predictivo de transformadores críticos El servicio SiMART de JORPA ofrece un innovador sistema de reportes en tiempo real para que los clientes tomen planes de acción inmediatos o a largo plazo. El diagnóstico del sistema integra además de la medición de gases, modelos matemáticos para cálculo de envejecimiento del transformador, de sobrecarga, de puntos calientes, factor de potencia en línea, y monitoreo de bushing.

SiMART Interfaz de usuario

ALARMA EN TIEMPO REAL

Plataforma desktop y mobile en español. El sistema además provee datos para normas convencionales de seguridad.

A través del reporte, el sistema genera un sistema de alarma frente a fallas, generando una alarma en tiempo real.

CLIENTE CIA EN ERG ! EM

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REPORTE

ANÁLISIS Administración confiable de datos

DATA

El programa de diagnóstico JORPA entrega estadísticas y datos a través de algoritmos que funcionan con los datos obtenidos de los sensores remotos.

SENSORES Sistema robusto de comunicación

Parámetros: Puntos calientes Envejecimiento Factor de potencia Sobrecarga

Sistema convencional Los sistemas tradicionales de mantenimiento son difíciles de controlar ya que las mediciones en general se hacen en forma anual y/o al detener los procesos. El periodo de tiempo sin información del estado del equipo es muy extenso, en el caso de equipos críticos es vital la información actualizada e interpretada cada día.

Esto permite al cliente ejecutar un Plan de Acción inmediato o programado para evitar o corregir fallas de los equipos.

Carlos Paredes, Jefe Innovación y desarrollo tecnológico (I+D)

Sistema customizable

cparedes@jorpa.cl

De acuerdo a las necesidades y características de cada cliente.

+56 2 2959 8919 www.jorpa.cl

Reseña de la empresa Tareas de mantenimiento presencial.

Alto costo en tiempo y en insumos para reparaciones.

Jorpa es sinónimo de ingeniería de vanguardia en mantenimiento y montaje, reparación, asesoría e inspección para transformadores de poder y equipos eléctricos. Con 30 años en el mercado eléctrico, la empresa es reconocida a nivel mundial, en alianza con importantes empresas internacionales. Cuenta con el Laboratorio más importante de América Latina para análisis de líquidos aislantes y un área de I+D para el desarrollo de tecnologías y servicios de punta como lo es SiMART.


Columna de Opinión

Por Carlos Finat, director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera A.G.).

La transición energética

hacia un sistema totalmente renovable PRESIONADOS POR LA CONCIENCIA del deterioro del medio ambiente y el cambio climático −originados en gran parte por la quema de combustibles fósiles− y por el atractivo de utilizar nuevas e inagotables fuentes de energía, la gran mayoría de los países ha adoptado regulaciones que han permitido la entrada de las energías renovables en forma masiva a la generación eléctrica.

Este éxito trajo aparejada la reaparición de cuestionamientos sistemáticos a las ERNC. Que necesitan respaldo dada su variabilidad, que acarrearían costos ocultos, que no tendrían capacidad para financiar los nuevos proyectos, y más. Pareciera que mientras más transparente es el sistema, más nublado se ve para algunos.

Los paradigmas del mercado eléctrico están cambiando En nuestro país las fuentes no convencionales de energías o definitivamente ya cambiaron. Por ejemplo, el antiguo renovables hoy suministran más del 12% de la generación total concepto de respaldo del país. Más del 80% de su se ha reemplazado por potencia se ha instalado tan Llama entonces profundamente la la complementariedad solo en los últimos cinco años. atención que algunas voces aún traten de entre las diferentes Llama entonces profundamencuestionar el proceso de transición hacia fuentes ERNC y las te la atención que algunas vouna matriz de generación eléctrica con convencionales. Tamces aún traten de cuestionar el fuentes de generación limpias. bién, las centrales conproceso de transición hacia una vencionales asumen el matriz de generación eléctrica nuevo rol de prestar servicios de balance y flexibilidad. con fuentes de generación limpias, renovables y competitivas,

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utilizando un sentido común basado en conceptos y modelos de análisis que dominaron el mercado eléctrico durante los últimos 30 años en nuestro país. Los mismos modelos y conceptos que con la evolución tecnológica y del mercado se mostraron incapaces en los primeros años de la presente década de impulsar un mercado que asegurara un suministro eléctrico seguro, competitivo y sustentable.

Las modificaciones a la ley eléctrica efectuadas en los últimos dos años han proporcionado un marco regulatorio efectivo para combinar dos objetivos: precios bajos y menor impacto ambiental. Metas que solo se lograrán mediante esta transición hacia un sistema totalmente renovable.

Las ERNC marcaron un record de precios bajos en la última licitación para empresas distribuidoras. Su efecto puede estimarse conservadoramente en un ahorro de 1.800 millones de dólares para el consumidor final durante los 20 años en que esos contratos estarán vigentes.

Luego de las licitaciones y el atractivo que las ERNC han generado para los clientes libres, pareciera que intentar detener esta transición solo podría obedecer al intento de mantener un status quo que proteja determinados intereses particulares en desmedro de los consumidores finales.

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Energía

VISIÓN DE ESPECIALISTAS

Los retos en seguridad tras la interconexión SIC-SING LA INCORPORACIÓN DE NUEVAS TECNOLOGÍAS de automatización, la mantención de mayores niveles de reserva en giro y en la capacidad de regulación de frecuencia, junto con la definición para el funcionamiento de los Servicios Complementarios y el fortalecimiento de la red de telecomunicaciones, son los principales desafíos que enfrentará el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) en materia de seguridad para las operaciones del sistema interconectado que se materializará el próximo año. En este escenario la línea que construye la Transmisora Eléctrica del Norte (TEN), entre Mejillones y Copiapó, registra más de 70% de avance, siendo

El ingreso de nuevas tecnologías de controles automáticos y la definición del funcionamiento de los Servicios Complementarios son algunas de las tareas que se advierten en esta materia.

un paso fundamental para la interconexión de ambos sistemas eléctricos en 2018, junto a la línea Cardones-Polpaico que desarrolla Interchile, entre Copiapó y la Región Metropolitana que si bien anota un retraso de cuatro meses −según un informe del anterior CDEC SIC− estaría operando en el primer semestre de 2018.

Subestación de Cardones en la Región de Antofagasta.

Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

www.revistaelectricidad.cl | febrero 2017 | Nº203

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Energía

plazo en función de cómo se van desarrollando los proyectos. El segundo tema implica un desafío mayor, porque se deben definir aspectos como los Servicios Complementarios que tendrán su repercusión en la operación del sistema cuando esté completamente interconectado”.

Foto: Gentileza Engie Energía Chile.

Según Olguín la actual normativa en transmisión “establece nuevas responsabilidades y atribuciones al Coordinador, entre las que está asegurar el suministro. El abanico de soluciones es ahora mayor pues incluye el almacenamiento de energía y la modificación de infraestructura existente”.

A juicio de los especialistas consultados por Revista ELECTRICIDAD el aspecto tecnológico es clave para responder a los requerimientos de seguridad del sistema eléctrico por el mayor tamaño que se operará luego de la interconexión física del norte grande con la zona centro-sur.

Subestación Los Changos, en la comuna de Mejillones, parte de la interconexión SING-SIC.

Esto es compartido por el director del Centro de Energía de la Universidad de Chile, Guillermo Jiménez: “Hay que distinguir entre suficiencia y seguridad. El primer tema es la contribución energética del sistema para garantizar la operación en el largo 26

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Tecnologías El componente tecnológico es la piedra angular sobre la cual los especialistas estiman que debe operar el Coordinador Eléctrico Nacional en materia de seguridad. Luis Hormazábal, director de EM Consulting, señala que la interconexión SIC-SING “implica mayores complejidades para mantener la calidad y seguridad de servicio, aunque desde el punto de vista económico resulta más conveniente”.

Distinción La seguridad en el contexto de la interconexión, según los especialistas, considera dos aristas. Gabriel Olguín, director del Consejo Internacional de Grandes Redes Eléctricas (Cigré) y socio director de Power Business Partner, señala que en la nueva Ley de Transmisión, que creó el Coordinador Eléctrico Nacional, “se contempla la seguridad y calidad del suministro de corto y mediano plazo (que debe ver este organismo), y por otra parte la seguridad de suministro de largo plazo que ve el Ministerio de Energía en el sentido de elaborar una planificación energética de largo plazo”.

Por su lado, Guillermo Jiménez indica que aún “falta claridad de cómo serán los métodos sobre el reconocimiento económico de algunos servicios, de cómo se integran estratégicamente las centrales de bombeo y otras tecnologías de almacenamiento en términos de seguridad para que permitan una penetración masiva de otras fuentes de energía variables.

Capacidad instalada en MW por tecnología en SIC y SING.

4,8% 2,2%

0,08%

4,5% SIC + SING

19,2% 15,0%

4.090,7

Carbón

5.145,9

Embalse

3.402,0

Derivados Petróleo

2.971,4

Pasada

3.202,8

Biomasa

14,0%

24,2% 16,0%

Fuente: Generadoras de Chile.

Capacidad (MW)

Gas Natural

Eólico Cogeneración Solar TOTAL

475,2 1.021,9 17,5 957,4 21.284,9


Energía

Por este motivo, en su opinión “es necesario incorporar mecanismos automatizados y de acción muy rápida para actuar en caso de tener dificultades de seguridad, como la reserva en giro y regulación de frecuencia, que ahora en la zona centro sur se realiza solo en algunas unidades hidroeléctricas, lo que no será suficiente para todo el sistema interconectado, debiendo tener capacidad en giro para esas funciones más distribuidas a lo largo del sistema total”.

otras tecnologías que también pueden jugar un rol preponderante en operar el sistema interconectado nacional de forma segura, como el Scada EMS”. Guillermo Jiménez menciona que también será necesario incorporar tecnologías de almacenamiento “pues jugarán un rol importante en la expansión del sistema en los próximos años y otras tecnologías asociadas a la estabilidad como equipos Facts y equipos de compensación que permiten controlar tensión mediante aporte de potencia reactiva”.

Para Gabriel Olguín la seguridad de la interconexión requiere de nuevos esquemas de supervisión, control y operación. “Se debe contar con una supervisión permanente de la seguridad con tecnologías como los esquemas de protecciones de áreas amplias, conocidos como WAM y sincrofasores, que permiten monitorear el nivel de seguridad de la interconexión en tiempo real. Pero no solo eso pues se deben además analizar distintos escenarios a partir de la situación actual, que permitan al operador del sistema, mediante diversas simulaciones, tener un plan de acción si sucede algún evento”, precisa.

Contar con una nueva arquitectura de comunicaciones es otro de los elementos que visualizan los especialistas para las tareas de seguridad ante la interconexión. “Muchas de las tecnologías para mejorar la seguridad de las redes eléctricas, como por ejemplo los sistemas especiales de protección o el control automático de generación, requieren de sistemas de telecomunicaciones rápidos y confiables”, asegura Esteban Gil. “Para una correcta y oportuna actuación automática de las protecciones que se deben contemplar para independizar diferentes sectores del sistema único, particularmente el norte del centro sur, las comunicaciones sin retardo de tiempo serán vitales, entre las cuales no están las satelitales ya que ellas implican retardos del orden de segundos, lo que es demasiado para estos efectos. Quizás la fibra óptica redundante podría ser lo más rápido, como los sistemas PLC, que involucran más costos pero son muy confiables”, plantea Luis Hormazábal.

Central termoeléctrica Mejillones de Engie Energía Chile.

Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

Esteban Gil, académico del Departamento de Ingeniería Eléctrica e investigador asociado del Centro Avanzado de Ingeniería Eléctrica y Electrónica (AC3E) de la de la Universidad Técnica Federico Santa María (UTFSM) sostiene que una tecnología relevante es el Control Automático de Generación (AGC por su sigla en inglés), “para mejorar el control de frecuencia y la seguridad del sistema, además de

Telecomunicaciones

Finalmente Héctor Chávez, académico del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Santiago afirma que el tema de las comunicaciones plantea el desafío de multidisciplinar, pues “los especialistas en sistemas eléctricos y aquellos en electrónica y telecomunicaciones reciben una formación diferenciada y se desempeñan laboralmente en ambientes diferentes, por lo que se requerirá de especialistas multidisciplinares que entiendan tanto los procesos dentro de un sistema eléctrico como aquellos en un sistema de comunicaciones”. www.revistaelectricidad.cl | febrero 2017 | Nº203

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

MINISTERIO DE ENERGÍA JUNTO A GIZ IMPULSAN SISTEMA DE PRONÓSTICO QUE OPTIMIZARÁ LA INYECCIÓN DE CENTRALES ERNC •

ES UNA DE LAS HERRAMIENTAS MÁS EFICIENTES PARA GESTIONAR LA PREDICTIBILIDAD DE LAS ERNC Y REDUCIR LOS COSTOS DE OPERACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO.

LA IMPLEMENTACIÓN DEL SISTEMA DE PRONÓSTICO PROPORCIONARÁ AL COORDINADOR DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL INFORMACIÓN OPTIMIZADA PARA SUS REQUERIMIENTOS

L

os sistemas eléctricos con alta penetración de energía eólica y fotovoltaica enfrentan grandes desafíos en la predicción de estos recursos a medida que aumenta la capacidad instalada. En este contexto, el Ministerio de Energía junto al Programa de Energías 4e de GIZ Chile, que actúa por encargo del Ministerio de Medioambiente Alemán (BMUB), y a través de acuerdos de cooperación con los ex Centros de Despacho Económico de Carga (CDEC SIC y CDEC SING), que actualmente conforman el Coordinador Eléctrico Nacional, se encuentran implementando un sistema de predicción eólico y fotovoltaico a fin de facilitar las tareas de control del operador de la red, con el propósito de mejorar la integración de estas tecnologías en el sistema eléctrico. Los pronósticos inciden directamente en el sistema eléctrico puesto que, a través del programa diario de generación los operadores de red aseguran la disponibilidad de las instalaciones eléctricas, al tiempo que reducen las fuentes de incertidumbre del sistema, estimando el comportamiento de la demanda, el caudal que reciben las centrales hidroeléctricas y, desde los últimos años, la disponibilidad del viento y sol para la generación eólica y solar. Bajo esta premisa, AWS Truepower, empresa norteamericana con más de 15 años de experiencia en el pronóstico de generación renovable, se adjudicó la responsabilidad de proveer un sistema de pronóstico centralizado al Coordinador Eléctrico Nacional, el que será implementado, a modo de prueba, para evaluar la conveniencia de su uso.

De izquierda a derecha: Ken Pennock, Director de Soluciones de Red de AWS Truepower, Dan Maede Encargado de la operación de los pronósticos de AWS Truepower, Christian Santana, Jefe de la División de Energías Renovables del Ministerio de Energía y Rainer Schöer, Director del Programa de Energías Renovables y Eficiencia Energética de GIZ.

“Chile tiene potencial para abastecer gran parte de su consumo eléctrico con energías renovables. La tecnología está madura, es competitiva y funciona. Podemos gestionar de manera segura mucha más energía renovable de la existente y de la que se agregará en el mediano plazo. Lo importante ahora es optimizar sus beneficios, mediante mejores sistemas de pronóstico y una gestión eficiente de las centrales tradicionales

que complementan la generación renovable”, aseguró Christian Santana, Jefe de la División de Energías Renovables del Ministerio de Energía. En este sentido, Ken Pennock, Director de soluciones de red de AWS Truepower explicó que “los pronósticos exactos de energía eólica y solar permiten el uso de una combinación más económica de los recursos de generación, manteniendo


flexibilidad es un atributo beneficioso del sistema eléctrico y debemos buscar permanentemente la manera de alimentarla”, admitió. Desde el comienzo se abordaron los desafíos asociados a la integración de las ERNC, creando una mesa de trabajo con el fin de determinar la forma más efectiva de disminuir los errores asociados a la predicción de la energía solar y eólica. La conclusión fue que un pronóstico centralizado en el que el operador del sistema tiene un rol central, además de corresponder a una de las prácticas de excelencia asociadas a integración de ERNC en países como Alemania y Estados Unidos, permitiría disminuir los errores de la programación y aumentar la confiabilidad en la operación.

Presentación de AWS Truepower ante profesionales del sector, en el que se explicó el funcionamiento de un sistema de pronósticos y cuáles serán las variables que contemplarán en el Coordinar Eléctrico Nacional.

el nivel requerido de confiabilidad del sistema y maximizando la generación a partir de recursos renovables”. Añadió que “la previsión también puede tener otros beneficios, como minimizar la generación perdida debido a interrupciones de mantenimiento, permitiendo la programación de interrupciones durante periodos de bajo recurso, donde existe disminución de vientos y de neblina para la energía solar”.

IMPLEMENTACIÓN En relación al esfuerzo que han llevado a cabo las instituciones involucradas, Santana recordó que el proyecto comenzó hace dos años junto a GIZ, la Comisión Nacional de Energía y los anteriores CDECs que ahora conforman el Coordinador Eléctrico Nacional. “Hemos visto avances tanto regulatorios como de gestión. Sin embargo, lo principal es que a fecha de hoy, existe concordancia en que la

Daniel Salazar, Director Ejecutivo del Coordinador Eléctrico Nacional señaló que están apostando por un sistema de pronósticos de alto nivel, en que las predicciones ERNC constituyen una de las herramientas más eficientes para gestionar la variabilidad y reducir los costos de operación del sistema. ROL DE GIZ Para Marlen Görner, asesora técnica de GIZ, el objetivo de este trabajo es mejorar la calidad de los pronósticos, y así permitir que el Coordinador Eléctrico Nacional pueda evaluar este tipo de solución, considerando que a nivel internacional, el pronóstico centralizado es la solución más común en países con una significativa participación de energías variables. “Más allá, el hecho de contar con un segundo pronóstico, adicional al que se exige hoy por norma técnica a los parques eólicos y fotovoltaicos, crea una redundancia y brinda


mayor seguridad por si uno de los servicios llegase a fallar”, agregó. En esta misma línea, Marco Peirano de la Comisión Nacional de Energía indicó que “las evaluaciones que se puedan hacer a partir de la experiencia adquirida durante del proceso de implementación del proyecto, junto con el análisis de los resultados obtenidos, serán un insumo fundamental para la discusión normativa respecto de las exigencias asociadas a los pronósticos de generación de energía eólica y fotovoltaica”. Pennock aclaró que la implementación y operación del sistema de pronóstico continuará durante el presente año y se extenderá hasta Abril del 2018, con el fin de proporcionar a los operadores de los sistemas chilenos información optimizada para sus requerimientos definidos en el proceso de planificación inicial. Santana destacó el aporte técnico y financiero del GIZ en Chile para el establecimiento de este sistema de pronóstico. “Esta cooperación es una más de un largo camino iniciado hace más de una década, donde consistentemente hemos trabajado en conjunto de manera de integrar las ENRC en nuestro sistema”, afirmó. De forma paralela, para Patricio Valenzuela, Jefe del departamento de operación del Coordinador Eléctrico Nacional área SING, el hecho de pasar a una etapa de implementación, representa los frutos de un trabajo enfocado en entender cómo habían trabajado países que ya han enfrentado estos desafíos. “Esto nos determina la pauta del trabajo de

coordinación y nos fija el desafío de observar cuáles son las metodologías que mejor aportarán a un sistema centralizado, respecto a tener los pronósticos de cada una de las empresas”. SELECCIÓN Para seleccionar a la empresa, se consideró una prueba de pronósticos Day-Ahead, es decir, pronósticos para el día siguiente durante 28 días, además de un pronóstico retroactivo de un año pasado para aumentar la confiabilidad de los resultados que cubriera los cambios estacionales de las ERNC. AWS Truepower junto a otros seis participantes de la licitación, entregaron pronósticos para cinco parques eólicos y fotovoltaicos de ambos sistemas nacionales. Los resultados obtenidos fueron auspiciosos, pues los pronósticos ya han logrado reducir los errores medios absolutos normalizados por la capacidad instalada (nMAE) respecto a los pronósticos que recibió el Coordinador durante los 28 días de prueba desde las empresas que coordina, siendo en promedio un 3 % menor para los 3 parques eólicos y cerca de un 1 % para los 2 parques fotovoltaicos, sin considerar las horas de la noche. Santana advirtió que en un estudio interno del Ministerio de Energía se determinó que reducciones de estos órdenes de magnitud tienen un impacto significativo y verificable en la reducción de los costos. “El solo hecho de estar avanzando en un pronóstico más eficiente se traduce de manera inmediata en menores costos operacionales”. WORKSHOP En una primera instancia, AWS Truepower junto a un equipo de trabajo integrado por el Ministerio de Energía, la Comisión Nacional de Energía, GIZ y el Coordinador Eléctrico Nacional recopilaron los datos necesarios para la creación de un pronóstico de todos los parques eólicos y fotovoltaicos conectados actualmente al sistema eléctrico, incluyendo aquellos en operación comercial y en etapa de pruebas, los que serán utilizados para la sintonización de los modelos de pronósticos. De ese modo AWS Truepower visitó Chile con el fin de conocer la realidad local e intercambiar experiencias a través de un workshop que fue realizado el 30 de Enero de 2017. En esta instancia Pennock explicó que los modelos en los que se basan los especialistas para crear los datos que utilizarán los operadores. Recalcó que la empresa tiene una sólida trayectoria en predicción climática, basada en diferentes métodos desarrollados luego de trabajar con clientes de distintas partes del mundo, lo que a su juicio se traduce en experiencia y un amplio know-how, destinado a desarrollar sistemas de pronóstico para distintos operadores, aportando valor al servicio entregado. Más aún, constantemente la empresa se involucra en proyectos de investigación para continuar mejorando el servicio que se entrega.

Patricio Valenzuela, jefe del Departamento de operación del Coordinador Eléctrico Nacional área SING.

Asimismo, Pennock aseveró que ante el desafío de predecir la generación fotovoltaica en zonas con alta nubosidad en Chile pondrán a prueba el uso de

Ken Pennock señaló que la implementación y operación de un sistema de pronóstico, se desarrollará durante 2017 y abril de 2018.

imágenes satelitales que permiten estimar el paso de las nubes sobre los parques solares. En la presentación, también participó Dan Meade, encargado de la operación de los pronósticos quien señaló que “Los modelos de predicción numérica, obtenidos a partir de centros en Estados Unidos y Europa, además de modelos que hemos desarrollado y corremos internamente en nuestra empresa, se complementan con modelos estadísticos, que se realimentan con señales in-situ de los sitios a pronosticar, lo que nos permite aumentar la precisión de nuestros pronósticos”. MARCHA BLANCA La marcha blanca que comenzará en Abril de este año cubrirá la operación de todos los parques conectados al sistema, tanto en operación comercial como en prueba, durante los próximos 12 meses. Estos parques suman casi 3.000 MW y proveen en torno a un 7% de la energía anual. Sumado esto, agrega Santana “A partir de los resultados de la licitación del año pasado hemos observado que la participación de este tipo de fuente podría alcanzar en torno al 20% tan solo a principios de la próxima década”. La empresa realizará un análisis de los errores mensuales a través de reportes que serán entregados al grupo de trabajo, junto a la elaboración de un informe final de desempeño que incluirá una evaluación del sistema de pronóstico y de los pasos que pueden seguirse para la mejora continua del sistema, documentos que serán publicados en la página Web de GIZ www.4echile.cl y el Ministerio de Energía.


Informe Técnico

TENDENCIAS

Uso de data center

en sector eléctrico creció 2,8% Estudio de IDC Chile señala que este mercado movió US$377 millones en el país durante 2015, siendo una de las principales tendencias el uso del cloud computing o el servicio en la nube, donde las empresas distribuidoras de electricidad son una de las demandantes de estas tecnologías de información.

LA DISPONIBILIDAD Y CONFIABILIDAD de las bases de datos para las empresas distribuidoras de electricidad tiene una importancia relevante pues en ellos se encuentran todos sus procesos y operaciones, por lo que contar con un adecuado servicio de los centros de procesamiento, conocido también como data center, es una preocupación para este segmento de la industria. De acuerdo al estudio de inteligencia de mercado realizado por la consultora International Data Corporation (IDC) Chile, en términos generales se registró un crecimiento de 14,2% en la demanda de data center dentro del mercado de proveedores de este servicio, que en 2015 alcanzó un total de US$377 millones en ingresos.

Instalación de data center. Foto: Gentileza Eaton.

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Foto: Gentileza ABB en Chile.

Informe Técnico

relación con proveedoras y clientes. Las compañías también pueden reducir sus costos en tecnologías de la información y administrar no solo la infraestructura, sino que también sus datos”. Dentro del segmento de la distribución eléctrica el data center cumple funciones prioritarias, sostiene Rosa Serrano, directora de Estudios y Regulación de Empresas Eléctricas A.G. “ya que es fundamental para dar un mejor servicio desde la atención de las emergencias, canales de atención al cliente, procesos de medición y facturación, hasta cumplimientos regulatorios, entre otros”. “La gran particularidad de los data center vinculados a la industria está en los tamaños de la infraestructura requerida por la cantidad de información a procesar periódicamente, asociada principalmente a la transaccional de los procesos de lectura, facturación, cobro y atención de clientes”, afirma la especialista a este medio.

Modulación de equipamiento de data center.

En este escenario, la investigación indica que los requerimientos por estos equipos en el sector eléctrico local anotaron un crecimiento de 2,8% respecto a 2014. “Dentro de las tendencias con mayor auge en los servicios de data center se encuentra el uso de cloud computing, que alcanzó los US$94 millones en proveedores nacionales, lo que se traduce en un 32% de crecimiento entre el 2014 y el 2015”, sostiene el estudio.

Distribuidoras Matías Fuentes, analista senior de IDC Chile afirma a Revista ELECTRICIDAD que el uso de estas tecnologías de información (TI) “se ha intensificado debido a que las empresas necesitan cada vez más asegurar y recuperar la información utilizada en todos sus procesos tanto productivos, como en su 32

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Víctor Moraga, Product Marketing Specialist Building Products de la división Electrification Products de ABB en Chile, señala que “las principales necesidades de las empresas están vinculadas a manejar una gran cantidad de datos de importancia para el usuario final donde la distribución de energía eléctrica ininterrumpida juega un rol fundamental para alimentar equipos críticos que permitan la comunicación celular, redes de datos y almacenamiento de información”. En esta línea Rosa Serrano menciona el caso de los data center del Grupo CGE, asociado al gremio eléctrico, donde se “albergan todas las infraestructuras tecnológicas de cómputo, comunicaciones, seguridad, almacenamiento y respaldo que soportan los distintos procesos de negocios y servicios que se entregan a los clientes internos y externos, garantizando la continuidad operacional y resguardando la información”.

Tendencias Matías Fuentes afirma que las distribuidoras presentan un bajo dinamismo en la demanda de servicios de data center, comparado con otras industrias,


Informe Técnico

aunque aclara que esto se debe a que las empresas de este segmento, en materia de tecnologías de información, “privilegian la continuidad operacional, mayor eficiencia y reducción de costos, pero es factible que esta situación cambie en el futuro, en la medida que exista una oferta específica para este sector”.

“La tendencia también es profesionalizar cada vez más la medición de energía con sistemas inteligentes y gestión de forma remota para poder tener en un sistema global y en un solo lugar las mediciones de todos los puntos donde se mide. La idea es que haya un control centralizado en un solo sistema de control y visualización”, agrega el ejecutivo de ABB en Chile.

Dentro de las tendencias con mayor auge en los servicios de data center se encuentra el uso de cloud computing, que alcanzó los US$94 millones en proveedores nacionales”, sostiene el estudio realizado por la consultora International Data Corporation (IDC) Chile.

Matías Fuentes comparte este diagnóstico, señalando que “desde el punto de vista de la contratación de servicios, el uso de cloud computing busca tener un mejor rendimiento, escalabilidad, seguridad y una buena optimización de recursos y vemos que estos factores están volviéndose imprescindible en las empresas locales”.

Control de data center. Foto: Gentileza Eaton.

Víctor Moraga asevera que la tendencia en el servicio de data center es reducir los espacios físicos que son utilizados para este equipamiento, además de optimizar y medir más al detalle cada una de las cargas involucradas. “En un data center se requiere medir individualmente cada una de las cargas, para ver qué tipo de energía se está consumiendo, cuáles están operativas y si el balanceo está correcto, por lo que ya no basta medir en forma general con dispositivos convencionales”, indica.

A juicio de Rosa Serrano “las tendencias tecnológicas en la actualidad están apuntando a servicios de data center en la nube o cloud, los cuales permiten a las compañías distribuidoras poder replicar los servicios en distintas regiones y/o países, generando con esto disponibilidad, seguridad y confianza de cara a los servicios entregados a sus clientes”.

Finalmente Claudio Serrano, Sales manager Segmentos - Infraestructura, Industria y Energía Canales de Distribución e Integración de Eaton, asegura a Revista ELECTRICIDAD que para los administradores de data center la tendencia “es aumentar su disponibilidad y acceder a los mayores niveles de calificación de acuerdo a la Norma Internacional ANSI/TIA-942, esto es TIER III / TIER IV. Por otro lado el manejo de la eficiencia energética cada vez está llevando más a buscar las mejores tecnologías del mercado. “Otra tendencia importante a destacar en el mercado transversal de los data center y que claramente será tomado por el mercado de la energía, son las soluciones modulares porque permiten la flexibilidad de expansión, además de un mayor control del proyecto, al ser una solución plug and play”. www.revistaelectricidad.cl | febrero 2017 | Nº203

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ESCENARIO ELÉCTRICO

Servicios complementarios: CNE busca un reglamento más conceptual que de detalles

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LA EDITORIAL TÉCNICA Y DE NEGOCIOS LÍDER DE CHILE

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El contenido del reglamento sobre servicios complementarios que trabajará la Comisión Nacional de Energía (CNE) durante este año se enfocará más en la definición de conceptos que en los detalles, por lo que considerarán una mayor flexibilidad respecto a la anterior regulación que se ha hecho en este tema, afirmó el jefe del Área Eléctrica del organismo, Iván Saavedra. El personero fue uno de los expositores del Curso Seminario “Desafíos Energéticos”, organizado por el Centro de Energía de la Universidad de Chile y el programa de Educación Continua del Departamento de Ingeniería Eléctrica (Ecodie) de la misma casa de estudios, donde se refirió al trabajo que realizará la CNE este año y el próximo en diversas materias vinculadas a la gestión del sistema eléctrico nacional, entre los cuales está el reglamento de servicios complementarios. “El contenido del reglamento será más conceptual que de detalle, porque la disposición la debe tener el Coordinador Eléctrico Nacional con los distintos actores”, sostuvo el especialista. Saavedra explicó que la idea para que el reglamento sea conceptual es entregar líneas generales, sin ser “dirigista para evitar tener restricciones en reedefinir elementos o adaptarnos a nuevas tecnologías e incorporarlas adecuadamente en los sistemas por lo que la discusión la vamos a dar en las resoluciones exentas cuando tengamos los servicios y esa discusión será dinámica”.

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01-02-17 3:40 p.m.

DGA: Cobro por no uso de agua llega a $73.000 millones La Dirección General de Aguas (DGA) del Ministerio de Obras Públicas entregó la lista de derechos de aprovechamiento de aguas afectos al pago de patentes por no uso, indicando que un total de $73.000 millones se pagarán a la Tesorería General de la República por concepto de patentes de quienes no usan el agua. “Se trata de un total de 5.082 derechos, tanto consuntivos (agua que se usa y no se devuelve al cauce) como no consuntivos (agua que se usa y luego retorna al cauce), que en forma conjunta suman 1.591.574 UTM (más de $73 mil millones) y que sancionan el no uso efectivo del recurso”, informó el director de la DGA, Carlos Estévez. El especialista explicó que el cobro de la patente “ha significado por una parte que particulares y empresas opten por pagar la multa, o bien eximirse de su pago mediante la renuncia de derechos. Por ejemplo en 2014 Hidroeléctrica Los Corrales S.A. realizó dos renuncias de derechos en el río San Andrés (4.500 litros por segundo) en la región de O’Higgins. En 2015, entre julio y septiembre, AES Gener renunció a 17 derechos, en seis cauces por un total de 1.181.300 litros por segundo”. “Durante 2016, se registraron las renuncias correspondientes a tres derechos de AES Gener en las regiones de la Araucanía y Aysén, por un total de 164.806 litros por segundo. Además de las renuncias de Enel Generación, como las del río Puelo por 850.000 litros por segundo y río Futaleufu por 582.000 l/s en la región de Los Lagos”, agregó.


ESCENARIO ELÉCTRICO

Energía no suministrada por incendios forestales llegó a 400 MWh en enero El Coordinador Eléctrico Nacional informó que la energía no suministrada en el Sistema Interconectado Central (SIC) a causa de los incendios forestales llegó a un total de 400 MWh durante enero, lo que representó un 0,01% del consumo del mes en dicho sistema. Según el organismo, durante el mega incendio que afectó a varias regiones del centro sur se produjeron “algunas limitaciones o desconexiones intempestivas de instalaciones coordinadas, las que pese a su magnitud no han generado un impacto significativo en el suministro eléctrico global, tanto para clientes libres como regulados”. Es así como, entre el 1 y el 31 de enero, “se constataron 19 eventos en diversas instalaciones del SIC, afectando principalmente a líneas de transmisión de 66 kV, 110 kV, 154 kV, 220 kV y 500 kV, ubicadas entre las regiones de Atacama y la Araucanía”. De acuerdo al Coordinador, “la principal afectación al suministro eléctrico se produjo el día 26 de enero, a las 15:11 horas, en algunas zonas de la Región del Biobío, debido a la desconexión múltiple de las líneas 1×220 kV Charrúa -Hualpén, 1×220 kV Charrúa -Lagunillas, 1×220 kV Charrúa -Concepción, 1×154 kV Charrúa -Concepción y del

transformador 220/154 kV de S/E Charrúa. Esta falla significó una energía eléctrica no suministrada del orden de 142 MWh, instruyéndose la recuperación de la totalidad de los consumos comprometidos a las 15:27 horas de ese día”. Esto fue destacado por el ministro de Energía, Andrés Rebolledo, quien estuvo en terreno monitoreando el comportamiento del sistema eléctrico y la reposición del suministro durante la emergencia. Una de sus actividades fue verificar las labores de reconstrucción, por parte de Transelec, de la línea San Javier-Constitución, que resultó dañada por el incendio forestal en la localidad de Santa Olga, Región del Maule. Según informó la empresa de transmisión en esta zona fueron afectadas más de 10 estructuras y unos 10 kilómetros de conductor de energía, por lo que un equipo de 50 trabajadores reemplazó la línea afectada, lo que fue destacado por el ministro de Energía, Andrés Rebolledo, quien estuvo en terreno en algunas de las zonas afectadas por el siniestro. La autoridad destacó el buen funcionamiento

Cuencas del Biobío y Aysén tienen los mayores potenciales para hidroelectricidad La cuenca del Biobío es la que presenta el mayor potencial hidroeléctrico del país, con 2.902 MW de potencia, seguida de la cuenca del río Baker, ubicado en la Región de Aysén, (1.981 MW); Palena (1.797 MW); Pascua (1.694 MW); Yelcho (1.403 mw); Maule (1.368 MW); Toltén (1.123 MW); Valdivia (906 MW); Aysén (848 MW); Bueno (807 MW); Cisnes (619 MW), y Puelo (552 MW), según lo indica la segunda etapa (y final) del Estudio de Cuencas realizado por el Ministerio de Energía. El documento identificó un total de 15.938 MW de potencia que podría instalarse en estas 12 cuencas del país, entre la Región del Maule y Aysén, donde también se registró el potencial de las subcuencas. “Las 12 cuencas en estudio representan un potencial que es 2,4 veces la capacidad instalada neta actual de hidroelectricidad en el Sistema Interconectado Central (6.638 MW a diciembre de 2016). Este potencial considera solamente el recurso disponible en cauces naturales, por lo que no se ha tomado en cuenta el potencial que podría desarrollarse en forma sinérgica con otras formas de producción, por ejemplo, embalses de doble propósito utilizando aguas que están asignadas a riego agrícola para también generar hidroelectricidad”, señala el estudio.

del sistema eléctrico nacional a pesar de la magnitud de los incendios, y explicó que “estamos trabajando con las empresas eléctricas para efectos de restituir la gran pérdida de postes de distribución y torres de líneas de transmisión, siendo hoy prioridad volver con el sistema de manera robusta”. Por su lado, la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) sostuvo reuniones con las autoridades del Coordinador Eléctrico Nacional para verificar el estado del sistema en las zonas afectadas y así velar por la continuidad del suministro. De acuerdo a los datos de la SEC, al 1 de febrero pasado se registró un total de 4.661 clientes sin suministro eléctrico, entre la Región Metropolitana y La Araucanía, a causa de los incendios.

Minera Los Pelambres acuerda con AES Gener su salida del proyecto Alto Maipo La Minera Los Pelambres, propiedad de Antofagasta Minerals, llegó a un entendimiento con AES Gener por la venta del 40% de la propiedad del proyecto hidroeléctrico Alto Maipo, acordando modificar el contrato de compra de energía de largo plazo que estaba vigente. Iván Arriagada, presidente ejecutivo de Antofagasta plc, indicó que “el mercado de la energía ha evolucionado positivamente, tal como lo demostró la última licitación impulsada por el Ministerio de Energía en Chile, lo que hace innecesario nuestra participación como inversionista en un proyecto eléctrico para obtener el suministro requerido por nuestras operaciones”. Por su parte, Luis Felipe Cerón, presidente del directorio de AES Gener, señaló: “Estamos muy contentos y tranquilos con la propuesta de reestructuración de Alto Maipo”. El acuerdo tomado “ratifica la continuidad y concreción de la construcción de nuestras dos centrales de pasada y ahora con un nuevo socio, Strabag”. “Este acuerdo resolvería el tema del sobrecosto y despeja incertidumbres ajenas a la construcción del proyecto, por lo que ahora podremos concentrar todos nuestros esfuerzos en la construcción del 50% que nos queda”, afirmó Cerón. www.revistaelectricidad.cl | febrero 2017 | Nº203

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ESCENARIO ELÉCTRICO

Ministerio de Energía por Cardones-Polpaico: opciones para acelerar puesta en marcha “están abiertas” El ministro de Energía, Andrés Rebolledo destacó la importancia de contar con el proyecto de transmisión de la línea Cardones-Polpaico, donde afirmó que las alternativas que ha planteado la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera) para acelerar la puesta en marcha de la línea por tramos, “están abiertas”. “Reconocemos que estamos bien apretados en los tiempos, pero este es un proyecto impresionante desde el punto de vista del impacto que tendrá su extensión. El desafío está concentrado en una parte del trazado y lo más importante es que todas las alternativas que hemos escuchado, como las de Acera, las tenemos sobre la

mesa y están abiertas para tenerlas como opciones en función de los escenarios que se puedan ir dando”, aseguró la autoridad. También afirmó que la empresa que construye la línea, Interchile, deberá cumplir con “prontitud” a las exigencias planteadas por el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) para realizar cambio en algunos tramos de la obra. “El SEA determinó que falta información respecto a la tercera pertinencia que presentó la empresa. Estamos hablando de 11 kilómetros y 29 torres en una obra que tiene más de 750 kilómetros de extensión y más de 1.700 torres de transmisión. Es un hecho que esta obra está funcionando con

En marzo Coordinador Eléctrico Nacional deberá presentar su estructura definitiva En marzo el Coordinador Eléctrico Nacional deberá presentar a la Comisión Nacional de Energía (CNE) la estructura definitiva de la organización, además de una propuesta de cambio para el proceso presupuestario, la que debería estar lista en julio, informó a Revista ELECTRICIDAD Andrés Romero, secretario ejecutivo de la CNE. Otro hito importante es que en octubre comenzarán a regir sus nuevas funciones contempladas en la Ley de Transmisión, como implementar sistemas de información pública que contengan las principales características técnicas y económicas de las instalaciones sujetas a coordinación y a la valorización e individualización de los derechos relacionados con el uso de suelo, como adquisición de terrenos, su uso y goce, gastos e indemnizaciones pagadas para el establecimiento de las servidumbres voluntarias o forzosas”, entre otras.

plazos muy ajustados. Pero es importante remarcar que cuenta con su RCA y que deberá someterse a las exigencias con prontitud para avanzar en una infraestructura que es fundamental levantar para aprovechar el enorme potencial de energía renovable que tenemos como país”.

CNE: Licitación eléctrica incorpora bloques horarios y trimestrales Bloques horarios de hasta 24 horas y trimestrales, ofertas por rango de energía, exigencia de presentar informes de calificación de riesgo independientes y el aumento de las boletas de garantía de hasta 800 UF por GWh son las principales novedades que incorpora la licitación de suministro para sectores regulados que se hará este año. Así lo informó el ministro de Energía, Andrés Rebolledo, junto al secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Andrés Romero, quienes detallaron los nuevos requerimientos del proceso, cuya presentación de ofertas está

contemplada para el 11 de octubre próximo a fin de adjudicar un total de 4.200 GWh anuales, las que serán suministradas a partir de 2023. Romero destacó las modificaciones hechas para este proceso, donde se contemplan bloques horarios por un total de 3.540 GWh anuales para suministrar en el día, entre las 8 y las 23 horas. “Aquí la innovación es que todo el bloque podrá ofertarse por horas o por 24 horas, por lo que se producirá una competencia entre distintos tipos de actores”, explicó la autoridad.

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Cena Anual de las ERNC Organiza: Acera A.G. Lugar: Centro de eventos Casapiedra.

Abril

Marzo

AGENDA

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MARZO / ABRIL

Tutorial Viento para diseño de líneas aéreas de redes eléctricas en Chile Organiza: Cigré Chile. Lugar: Hotel Intercontinental, Santiago.

Contacto: informaciones@acera.cl

Contacto: gracielajaime@cigre.cl

Más información: www.acera.cl

Más información: www.cigre.cl

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Sociales

Presentación del Coordinador Eléctrico Nacional Esteban Everke, del Coordinador Eléctrico Nacional, y Marco Arrospide, gerente de Gas y Energía de Enap.

Ante un centenar de actores del sector eléctrico, entre autoridades, dirigentes gremiales, consultores y académicos, se presentó oficialmente el nuevo Coordinador Eléctrico Nacional, nacido de la unión entre el CDEC SIC y CDEC SING, en una ceremonia encabezada por el ministro de Energía, Andrés Rebolledo y Germán Henríquez, presidente del Consejo Directivo del nuevo organismo. Fotos: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

Humberto Espejo, gerente de Trading y Comercialización de Enel Generación; Rodrigo López, vicepresidente de Operaciones de Transelec; Juan Carlos Olmedo, académico de la Universidad Católica, y Carlos Matin, abogado asociado de Abara & Cía.

Carlos Finat, director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera); Claudio Seebach, vicepresidente ejecutivo de Generadoras de Chile; Fernando Allendes, presidente de la Asociación Chilena de Energía Geotérmica (Achegeo), y Rodrigo Castillo, director ejecutivo de Empresas Eléctricas A.G. Claudio Gambarella, consultor y Mauricio Olivares, Jefe (s) del Departamento de Generación y Transmisión de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles.

Juan Carlos Araneda; Deninson Fuentes, y Andrés Guzmán, todos del Coordinador Eléctrico Nacional. Eliseo López, presidente de South Energy y Eduardo Escalona, abogado de Philippi, Pietrocarrizosa Ferrero DU & Uría.

Nicolás Caussade, gerente general de Pattern Chile y Jorge Rodríguez, gerente general de Interchile.

Germán Henríquez, presidente del Consejo directivo del Coordinador Eléctrico Nacional; Andrés Rebolledo, ministro de Energía; Daniel Salazar, director ejecutivo del Coordinador Eléctrico Nacional, y Andrés Romero, secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE). www.revistaelectricidad.cl | febrero 2017 | Nº203

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Energía

LA CAPACIDAD INSTALADA DE PROYECTOS A NIVEL MUNDIAL EN EL MAR SUPERA LOS 13.000 MW

¿Por qué aún no se hacen parques eólicos offshore en Chile? EL DESARROLLO EN CHILE de proyectos eólicos en el mar, conocidos también como parques eólicos marinos “offshore” es de dulce y de agraz: si bien en las costas del territorio nacional algunas zonas cuentan con un alto potencial de vientos para materializar estas iniciativas, lo cierto es que las inversiones que requieren son mayores a las que demanda un proyecto eólico en tierra firme (onshore).

Las particularidades geográficas de las costas del territorio nacional, junto con los mayores costos de inversión que tienen este tipo de iniciativas, comparadas con las que se realizan en tierra firme, son los principales factores que explica la nula inversión de esta tecnología eólica hasta el momento.

De acuerdo a los especialistas consultados por Revista ELECTRICIDAD este es el principal motivo por el cual todavía no se realizan proyectos eólicos de este tipo en el país, donde también se registran diferencias respecto a otras zonas del planeta donde se desarrollan centrales off shore.

Parque eólico offshore en el norte de Europa con aerogeneradores Vestas. Foto: Gentileza Vestas.

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Energía

A nivel mundial la generación eólica marina goza de buena salud, desde la instalación del primero de sus parques mar adentro en Dinamarca, en 1991. La capacidad instalada de parques eólicos offshore en el mundo supera los 13.000 MW, de acuerdo al último reporte de 2015 del Consejo Mundial de Energía Eólica, donde la mayor cantidad de proyectos se instalan en Alemania, Gran Bretaña, Holanda y China. Esta realidad es destacada por Luis Vargas, director del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Chile, quien señala a Revista ELECTRICIDAD que los proyectos offshore cuentan con una serie de particularidades, como presentar un mayor factor de planta debido a que cuentan con un régimen de viento más estable que los proyectos onshore, “acortando la brecha entre potencia máxima y

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LECTRICIDAD. evista E al-R cab e R os

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Realidad

Luis Vargas, director del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Chile.

potencia media. Al tener un recurso de viento más permanente los aerogeneradores pueden generar más energía en las centrales marinas”. “Desde el punto de vista comercial los costos de estos proyectos son más altos porque la construcción es más compleja. Si en un proyecto onshore se debe hacer un camino para instalar los parques, en el mar deben transportarse en barcos, lo que se une a las mayores inversiones para la transmisión submarina hacia tierra firme, aunque esto se compensa con los factores de planta que son mayores. Esto es lo que ha llevado a construir proyectos eólicos marinos superiores a 300 MW, ya que las economías de escala ayudan a mitigar esos costos adicionales, por lo que se hacen rentables”, sostiene el académico.


Energía

Parque eólico offshore de Siemens.

La visión de los proveedores de aerogeneradores Acciona José Ignacio Escobar, gerente general de Acciona concuerda en que las principales

diferencias entre un proyecto offshore y un onshore está en el costo de la inversión, “porque una planta eólica en el mar tiene costos logísticos y constructivos que se duplican respecto a los proyectos eólicos que se hacen en tierra y eso, evidentemente, en mercados eléctricos cada vez más competitivos hace que las plantas offshore tengan más dificultades para competir económicamente con tecnologías convencionales.” “Las empresas que han apostado por la tecnología offshore, tanto productores de energía como los fabricantes de turbinas, son bastante reducidos, y trabajan en el mercado europeo, donde todavía el tema offshore es visto como una innovación y por lo tanto las tecnologías tienen ciertos niveles de subsidios porque muchas veces tienen restricciones de espacio físico, por lo que los proyectos en el mar son vistos como una forma de descongestionar el territorio”, afirma el ejecutivo a Revista ELECTRICIDAD.

Siemens

Foto: Gentileza Siemens.

Marcelo Fuentes, jefe de Carrera de Energías Renovables y Eficiencia Energética del Instituto Profesional Virginio Gómez de la Universidad de Concepción, indica que los parques marinos tienen una vida de operación que duplica la duración de los proyectos onshore, “porque al tener vientos constantes las torres eólicas tienen menos desgaste pues no deben realizar tantas paradas ni partidas como sucede en los parques de tierra firme”. Según el especialista, “la inversión en un parque onshore podría recuperarse al séptimo u octavo año de operaciones, mientras que en los offshore en diez años, aunque estos últimos tienen una vida útil de diez años más respecto a los primeros”.

Foto : Ge nti l

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Marcelo Fuentes, jefe de Carrera de Energías Renovables y Eficiencia Energética del Instituto Profesional Virginio Gómez de la Universidad de Concepción.

Tristan Wallbank, gerente de Siemens Wind Power Chile señala que, si bien la empresa alemana aún no tiene contemplado desarrollar futuros proyectos off shore en el mercado nacional, a nivel mundial se registra un crecimiento “que ha contribuido a impulsar la inversión en el sector y el interés ha llevado a una disminución de los precios en casi un 60% desde 2000”. Según el ejecutivo, “el viento en alta mar es una tecnología relativamente nueva. A corto plazo, el viento costa afuera está destinado a ser más eficiente y competitivo a través de reducciones de costos y avances tecnológicos. Es por eso que esta tecnología innovadora está en una fase de desarrollo abrupta y está ganando popularidad en todo el mundo”. Como ejemplo de lo anterior, Wallbank menciona que en los años noventa tres países contaban con parque off shore, comparado con los 15 que en estos momentos tienen esta tecnología, mientras que el diámetro promedio del rotor eólico pasó de 37 a 96 metros. “En 2015 Siemens instaló 2,6 GW, según indicó el informe realizado por Bloomberg New Energy Finance. Como referencia, la compañía cuenta con 175 turbinas instaladas en el Parque Eólico London Array en Reino Unido, el parque eólico marino más grande del mundo, con 630 MW de capacidad instalada”, explica el especialista.

Vestas Stewart Mullin, director de Marketing y Comunicaciones de Vestas indica a este medio que el foco de las inversiones en offshore está concentrado en Europa. “Estamos vigilando activamente los mercados emergentes y estamos encantados de explorar nuevas oportunidades cuando surgen, pero nuestro enfoque sigue estando en nuestros principales mercados europeos”. El ejecutivo sostiene que los aerogeneradores que se implementan en los parques marinos tienen mayores potencias: “las turbinas costa afuera tienden a ser más grandes. En Vestas nuestra turbina insignia es de 8 MW con un rotor de 164 metros, lo que indica la tendencia para estas centrales”.

Gamesa Esta empresa española fusionó su negocio eólico con Siemens el año pasado, informándose que el centro de operaciones del negocio offshore estará ubicado en Hamburgo (Alemania) y Vejle (Dinamarca). Anteriormente Gamesa también firmó en 2015 un acuerdo con la empresa eólica Areva para crear el joint venture Adwen, con sede en España con el objetivo de desarrollar las actividades de diseño, fabricación, instalación, puesta en marcha y operación y mantenimiento de turbinas offshore. “La combinación de la experiencia y track record de Gamesa y Areva en el sector eólico sitúan a Adwen en una posición privilegiada para convertirse en un líder de la industria eólica-marina. Con una sólida cartera de proyectos de 2,8 GW, la joint venture aspira a alcanzar una cuota de mercado próxima al 20% en 2020 en Europa”, informó la empresa española a través de un comunicado cuando cerró la operación con Areva en 2015. “Además, la experiencia acumulada por ambos socios en Asia, permitirá a la compañía beneficiarse de los grandes potenciales offshore de esta región, con previsiones de 17 GW instalados en 2020”, agregó este operador.

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Energía

Foto: Gentileza Vestas.

Torres eólicas de Vestas en el norte de Europa.

Fondo marino Otro factor que incide en el desarrollo de los parques de este tipo en Chile son los fondos marinos en las costas nacionales. Luis Vargas afirma que “gran parte de nuestra costa tiene una pendiente muy abrupta, que baja rápidamente. El otro problema que tenemos son los episodios de marejadas que se han hecho más constantes en el último tiempo en las costas, lo que supone hacer fundaciones más fuertes que sean capaces de lidiar con este tipo de episodios. Por su lado, Marcelo Fuentes señala que la profundidad de las costas chilenas también influye ya que “encarece los proyectos, siendo uno de los factores por lo que los inversionistas no los construyen acá. No son como en el norte de Europa, en el mar báltico o del norte, donde las profundidades marinas son bajas, lo que permite construirlos”.

Potencial Luis Vargas asegura que Chile tiene zonas “en las cuales se podría explorar un proyecto eólico offshore flotante como en las costas al 42

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sur de Concepción y en Valdivia, donde la pendiente marina es más baja, además de la zona patagónica donde hay bahías bajas que tienen un tremendo potencial, aunque la demanda de energía en esa zona es baja”.

Desde la Región de Coquimbo hacia el sur, se han registrado velocidades de 8,1 metros por segundo como promedio, por lo que algunos especialistas señalan que los proyectos eólicos de parques flotante son viables.

Marcelo Fuentes coincide en la posibilidad de realizar parque eólicos marinos con tecnología flotante puesto que “los estudios con sensores satelitales han medido el potencial eólico con la calidad de vientos en el mar, especialmente a partir de 30 grados de latitud sur, o sea entre la Región de Coquimbo hacia el sur, con velocidades de 8,1 metros por segundo como promedio, los cuales aumentan a 8,5 m/s desde la Región del Biobío hacia el extremo austral, por lo que los proyectos de parques flotante son viables”.


Columna de Opinión

Por Andrés Castro, gerente general de Alumini.

Cómo gestionar la energía de las grandes ciudades ¿SERÁ POSIBLE QUE LA ENERGÍA ELÉCTRICA que consu-

del 20%. Hace tiempo que en Europa y Estados Unidos men las grandes ciudades sea generada al interior la mayoría de las ciudades tienen centrales de generación térmica dentro de los límites urbanos. Sin embargo, la de estas? Ese es el desafío: cómo gestionar la energía de las gran- innovación propuesta se refiera a generar la energía de des ciudades para que no sea generada a cientos o miles manera distribuida en cientos de miles de pequeñas cende kilómetros y luego transportada por largas líneas de trales ERNC, en lugar de un número reducido de grandes transmisión y densas redes de distribución hasta nuestros centrales convencionales. A modo de ejemplo, en Alemania hogares. La tendencia mundial es que la energía eléctrica irá se promueve la generación solar y eólica en los hogares, permitiendo que los ganando terreno frente a los particulares vendan combustibles fósiles, debido los excedentes de fundamentalmente a que es La verdadera oportunidad de innovar energía que generen posible generarla sin emitir está en cambiar el modelo generación/ a cualquier otro usuagases de efecto invernadero transmisión/distribución para que rio a través de la red y desde diversas fuentes de la energía llegue al usuario final existente. energías renovables.

directamente desde las generadoras.

Hoy, el uso de energías limpias no representa una oportunidad de innovación, es una realidad. Prueba de lo anterior es el plan estratégico del gobierno, anunciando que para 2050 el 70% de la matriz debe contar con Energías Renovables No Convencionales (ERNC) y los resultados de la última licitación son consecuencia de dicho plan. La verdadera oportunidad de innovar está en cambiar el modelo generación/transmisión/distribución para que la energía llegue al usuario final directamente desde las generadoras, sin mediar transmisoras ni distribuidoras. Si revisamos nuestra cuenta de luz veríamos que este cambio del modelo puede implicar un ahorro potencial de más

Una forma de viabilizar la generación distribuida en Chile es que las grandes generadoras pudiesen usar los techos de las casas, pagando algo equivalente a lo que hoy se cancela por un derecho de paso, e instalar paneles solares directamente en las viviendas. Se podrían licitar el uso de los techos en grandes zonas pobladas, para que las empresas, en vez de montar los paneles solares en el desierto, lo hicieran en las localidades más habitadas y así aprovechar los beneficios de la energía solar sin impactar a las comunidades o el turismo. Hoy los desarrollos inmobiliarios debieran considerar espacios optimizados para la instalación de paneles solares o aerogeneradores. www.revistaelectricidad.cl | febrero 2017 | Nº203

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Empresas GERENTE GENERAL DEL GRUPO NTI, FRANCISCO FERNÁNDEZ

Nuevas tecnologías de aisladores evitan posibles accidentes en transmisión LA NECESIDAD DE QUE EL NUEVO Coordinador Eléctrico Nacional defina estándares de seguridad en la transmisión, con sistemas de protecciones que eviten la fuga de electricidad, es uno de los principales planteamientos de Francisco Fernández, gerente general del Grupo NTI, quien menciona las nuevas tecnologías de aisladores para evitar eventuales accidentes o incendios en estas instalaciones. ¿Cuál es el rol de los sistemas de protección de las líneas de transmisión frente a incendios forestales, cuya ocurrencia aumenta en verano? Existen tecnologías que permiten dar una mayor seguridad de aislamiento, generando una ventaja en cuanto a costos de mantención y al ahorro de energía, además de evitar fugas de electricidad, que potencialmente podrían ser causantes de incendios. El no hacer mantención a las líneas genera un foco de probabilidad de accidentes e incendios. ¿Cuál es el rol que tienen los aisladores en las líneas de transmisión? La protección que dan está en distanciar la necesidad de mantención en ciertas zonas donde se instalan, especialmente de alta polución pues evita que el polvo y las

El especialista señala que las nuevas tecnologías en aisladores evitan la acumulación de polución en estos aparatos, por lo que bajan las pérdidas de electricidad en las líneas y dan mayor seguridad.

sales se acumulen en los aisladores evitando que se produzcan fugas de electricidad, por lo que no es necesario lavarlos. Transelec está haciendo pruebas y hay una zona con alta polución que requería de dos lavados semanales de aisladores, pero hoy día llevan tres meses sin hacerlo. ¿Qué otra característica tiene esta tecnología? Son productos de silicona, pero no utilizan grasas porque estas generan dificultades para la limpieza. Se usan en Canadá, Estados Unidos y Arabia Saudita. También resisten altas temperaturas, de hasta 200 grados, por lo que no sufren problemas en verano.

Francisco Fernández, gerente general del Grupo NTI. Foto: Roberto Valencia-Revista ELECTRICIDAD.

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MERCADO ELÉCTRICO

Yokogawa Chile y Orbis Data se asocian para ofrecer un servicio de consultoría y tecnología Servicios de consultoría y tecnología para la industria será el foco al que apuntará la alianza hecha entre las empresas Yokogawa Chile y Orbis, cuya oferta se concentrará en la experiencia y disponibilidad de soluciones tecnológicas avanzadas de medición y control industrial de ambos actores en el mercado local. Pablo Silva, gerente de Recursos Naturales de Orbis Data, indicó que “el acuerdo se originó en la visión común que ambas empresas tenían en materias operacionales y, además, el contar con las competencias y recursos tecnológicos conjuntos que permiten ofertar servicios orientados a la optimización de los modelos de gestión operacional de

nuestros clientes”. Leonardo Buschiazzo, gerente de Consultoría de Orbis Data, explicó que “el mercado está demandando contar con un portafolio de productos y servicios enfocado en agregar valor a los procesos productivos y de negocio por medio de la sinergia entre la consultoría especializada y las tecnologías aplicadas”. Por su parte, Osvaldo Batista, gerente general de Yokogawa Chile, señaló que esta alianza se produce en el contexto del nuevo mandato de la compañía, que es co-innovar en conjunto con clientes y proveedores, con el fin de agregar valor y acelerar el crecimiento de los negocios.

II Concurso de Eficiencia Energética de ABB en Chile premió a dos estudiantes de regiones Soluciones térmicas para viviendas y convertidores fotovoltaicos de energía solar fueron los dos ganadores, en la categoría de pre y posgrado, respectivamente, de la II versión del Concurso de Innovación en Eficiencia Energética de ABB en Chile, por lo que los estudiantes que inventaron estas soluciones viajarán a Suiza y Suecia correspondientemente para conocer las fábricas que tiene la empresa en estos países. La ceremonia de premiación fue encabezada por el ministro de Energía, Andrés Rebolledo; Marcelo Schumacker, Country manager director de ABB en Chile; Diego Lizana, director ejecutivo de la Agencia Chilena de Eficiencia Energética, y los embajadores de Suiza y Suecia en Chile, Edgar Dörig y Jakob Kiefer, respectivamente. El premio en la categoría pre grado fue realizado por Carlos Rojas, estudiante de ingeniería en Construcción de la Universidad de la Frontera y consiste en usar materiales residuales de los cultivos de trigo, avena y maíz como aislante térmico para viviendas, mientras que el primer lugar en la categoría de posgrado fue para Williams Flores por haber creado un micro-inversor submodular que optimiza la conversión de energía solar fotovoltaica, otorgando mayor eficiencia al proceso. Carlos Rojas viajará este mes a Suiza, pudiendo optar a prácticas pre profesionales en ABB en Chile y a equipos de la empresa en comodato a la Universidad de la Frontera. Williams Flores, por su parte, viajará el 28 de enero a las instalaciones de la compañía en Suecia donde tendrá la posibilidad de participar en alguno de los cursos que imparte ABB University en Chile para sus clientes. 46

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“Nos parece que es una forma creativa y efectiva de agregar valor a nuestra oferta como proveedores de la industria, ya que ahora nos complementamos con un equipo de ejecutivos de Orbis Data que tiene mucha experiencia en áreas como dirección de proyectos, diseño funcional y excelencia operacional, entre otros. Estamos seguros de que el mercado va a valorar esta apuesta donde hay sinergia, experiencia, tecnología y mucho conocimiento del día a día en la producción industrial”, sostuvo el ejecutivo.

Trent se adjudica licitación de medidores para Enel La empresa Trent, especializada en materiales y equipos para sistemas eléctricos de distribución, transmisión y subestaciones, se adjudicó el proceso de Licitación de medidores para Enel Distribución Chile (ex Chilectra). Los medidores adjudicados por Enel a Trent, son representados y distribuidos en Chile y Sudamérica por la empresa Alema, que cuenta con la experiencia en equipos inteligentes de medición eléctrica. Los modelos corresponden al tipo trifásicos multitarifa y monofásicos con comunicación RF (Radio Frecuencia) y comunicación PLC. Dentro de estos últimos, se encuentran los equipos Concentradores de Medida marca Constant, los cuales concentran 8 medidores monofásicos en un solo módulo, utilizados en proyectos inmobiliarios de edificios en el área de concesión de Enel Distribución. Los medidores representados por Alema, ya habían sido adjudicados en 2012, en una licitación internacional de medidores para la empresa distribuidora Codensa de Colombia.


Siemens entrega subestaciones de energía “E-Houses” al Observatorio Paranal Siemens recibió un pedido de ESO (European Southern Observatory) en Chile para suministrar e instalar tres subestaciones prefabricada para uso exterior, las cuales están equipadas con tableros de Media y Baja Tensión, transformadores de tipo seco y sistemas secundarios, con el fin de asegurar una fuente de alimentación fiable al Very Large Telescope (VLT) y otros telescopios, explicó la compañía a través de un comunicado. Las estaciones compactas son subestaciones modulares (E-Houses), prefabricadas y pretesteadas en base al cliente, para una fuente de alimentación confiable.

MERCADO ELÉCTRICO

Designaciones Acera FERNANDA VARELA asumió como directora de Comunicaciones de la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera A.G.) en el marco de los cambios organizacionales que impulsa el gremio. La ejecutiva es periodista de la U. Diego Portales y Magíster en Comunicación Estratégica de la U. Diego Portales en conjunto con la Universitat Pompeu Fabra, de Barcelona.

Amcham

Endress+Hauser muestra nueva tecnología para medición de caudal en procesos industriales La empresa Endress+Hauser destacó los avances para la medición de caudal de líquidos, gases y vapor que se utilizan en distintos procesos industriales mediante el uso de los Proline, cuya generación de productos 300/500 puede combinar los sensores Proline con tecnología de transmisión. De acuerdo a lo informado por la compañía, la línea Proline 300/500 “permite la medición universal del caudal en todas las aplicaciones de la industria de proceso: desde la medición de cantidad de caudal y la monitorización de procesos, hasta aplicaciones de Custody Transfer (facturación). También proporciona una visión general del proceso, que garantiza que los operadores reciban información de diagnóstico y de proceso, mediante una monitorización de proceso óptima, menores intervalos de parada y, por lo tanto, un control de proceso más eficiente”. Una de las características de estas soluciones son los transmisores 300/500, los cuales pueden combinarse con todos los sensores Promass y Promag, midiendo diversas variables de procesos como caudal másico, caudal volumétrico, densidad, concentración, viscosidad y temperatura (Coriolis); o caudal volumétrico, temperatura y conductividad (electromagnético), utilizando un solo equipo.

Comulsa realizó charlas técnicas a clientes sobre protecciones en subestaciones La empresa Comulsa realizó un seminario junto a su representada ZIV en Santiago, donde se profundizó el conocimiento acerca de las protecciones dentro de subestaciones eléctricas con el objetivo de que sus clientes trabajen de mejor modo en este ámbito. El evento realizado en el Hotel City Express congregó a los clientes de la empresa, los cuales asistieron a distintas charlas técnicas en una jornada dedicada a las protecciones. “Nuestra idea es que las personas puedan profundizar sus conocimientos sobre las protecciones, por ello entregamos las bases teóricas para que puedan realizar de mejor forma su trabajo. Destacó Roberto Cimadevilla, director técnico de ZIV. “Para nosotros es muy importante este tipo de eventos ya que nos permite relacionarnos de manera más cercana con nuestros clientes y también entregar un alto valor agregado”, destacó Erich Lorber, gerente de Alta Tensión de Comulsa.

El directorio de la Cámara Chileno Norteamericana de Comercio (AmCham Chile) eligió por unanimidad al socio del estudio Carey, GUILLERMO CAREY, como nuevo presidente de la entidad para el período 2017-2018. El ejecutivo es abogado de la Pontificia Universidad Católica, desempeñándose como ex vicepresidente del Consejo Nacional de Nombres de Dominio y Números IP en Chile, ex director de la Asociación Chilena de Propiedad Industrial (Achipi).

Atrevia PABLO BRAVO asumió como director de la Delegación de Chile de Atrevia, la mayor agencia de comunicaciones de España y con presencia en toda Latinoamérica. Bravo es periodista de la Universidad Católica de Chile y MSc en Comunicaciones de la Universidad Autónoma de Barcelona. Previamente se desempeñó como consultor en Atrevia en España, y antes estuvo durante 10 años en el Grupo Editec, primero como editor de Minería Chilena y luego como Gerente Editorial de la empresa.

Siemens ALBERTO FORES asumió como el nuevo Chief Financial Officer (CFO) de Siemens Chile. El ejecutivo es Contador Público de la Universidad de Morón de Buenos Aires y estudió Psicología Social de las Organizaciones en el Instituto Pichon Riviere. A lo largo de su carrera, ha participado en diversos programas de Alta Dirección de Siemens en la Universidad de Duke y en el IAE Business School.

Seremia Energía ESTEBAN MONTIGLIO es el nuevo secretario regional ministerial de Energía de la Región de Valparaíso. La autoridad es abogado y licenciado en Historia, y antes de asumir el cargo se desempeñó en su estudio jurídico particular. Actualmente es candidato a Magíster en Derecho Penal de la Universidad Alberto Hurtado, con postítulos en Derechos Humanos, Derecho del Trabajo, y Ciencias Sociales.

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Un mundo en movimiento, sin sacrificar el medioambiente A quienes trabajamos en ABB nos mueven las mismas ganas que a muchos. Queremos un mundo que avance, que se mueva, que genere energía y de trabajo, pero que ello no signifique un deterioro de nuestro ambiente. Durante los últimos años se ha vivido un boom de proyectos eólicos y fotovoltaicos en Chile y ABB ha tenido un rol protagónico, participando en un 90% de los proyectos eólicos que se ejecutaron en 2015 y en un 75% de los solares. ABB en Chile se convirtió así en uno de los actores más relevantes a nivel local en el mercado fotovoltaico; situación que se repite en el mercado eólico, con presencia en los principales proyectos de esta naturaleza como el Parque eólico San Juan, Talinay, Monte Redondo, Negrete Cuel, Arrayan, Totoral, entre otros. Con 130 años de liderazgo tecnológico a nivel mundial y más de 60 años de presencia en Chile, ABB continúa modelando el sistema eléctrico del futuro. www.abb.cl


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