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Bajos costos marginales y el ingreso de nuevas iniciativas solares y GNL son parte del actual estado que vive el SING, cuyos desafíos miran a la integración de las operaciones con el SIC, la regulación de los intercambios con Argentina y la clasificación de líneas de transmisión.
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Tiempos de cambios en el SING
Acenor propone sistema alternativoal estampillado en transmisión
Equipamiento de seguridaden centrales de generación
Gerente general de Alto Maipodesmitifica críticas a la iniciativa
187ISSN 0717-164
octubre 2015 | Año 24www.revistaelectricidad.cl
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SunEdison cuenta con más de55 años de experiencia y milesde empleados alrededor delmundo.
SunEdison ha interconectadomás de 1000 plantas de energía renovable que suman una capacidad total de 3,2 GW.
SunEdison ha estructurado la�nanciación de más de $10 billones.
SunEdison está presente en más de 35 países alrededor del mundo y dispone centros de fabricación en tres continentes.
LIDERANDO EL FUTUROENERGÉTICO EN CHILE
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Sumario
EDICIÓN Nº 187 | Revista Electricidad | ISSN 0717-1641 | www.revistaelectricidad.cl
Encuéntranos en:
Montaje eléctrico en Región de Antofagasta
Foto: Juan Carlos Recabal.
187ISSN 0717-164
octubre 2015 | Año 24www.revistaelectricidad.cl
Tiempos de cambios en el SING
Acenor propone sistema alternativoal estampillado en transmisión
Equipamiento de seguridaden centrales de generación
Gerente general de Alto Maipodesmitifi ca críticas a la iniciativa
PORTADA.indd 1 08-09-15 17:27
GRUPO EDITORIAL EDITEC • Presidente: Ricardo Cortés D. / Gerente General: Cristián Solís A. / Gerente Comercial: Julio Herrera M. / Gerente de Conferencias y Estudios: Nelson Torres A. / Gerente Adm. y Finanzas: Víctor Vicuña C./ Gerente Zona Sur: Rodrigo Infante V.
Consejo Editorial: Eric Ahumada, Pedro Cruz Vine, Francisco Danitz, Annie Dufey, Loreto Gómez, María Isabel González, Cristian Hermansen, Roger Mellado, Sergio Palacios, Alejandro Sáez, y José Antonio Valdés.
Director:Roly Solís
Editora: Daniela Maldonado
Periodista: Roberto Valencia
Redacción Comercial: Rodrigo Fuentes
Fotografías:Juan Carlos Recabal / Archivo ELECTRICIDAD
Diseño y Producción: Ediarte S.A.
Director de Arte: Alfredo Eloy
Diseño y Producción Gráfica: Andrés Núñez
Impresión: Sistemas Gráficos Quilicura S.A.
116
5 Editorial
17 Energía Capítulo chileno del Cigré analizó impactos por reforma a la transmisión
20 Sociales Seminario Cigré
21 Sociales Editec celebró 35 años de Revista MCH y premió a comunicadores
22 Cara a Cara Proyecto eólico en Hualpén: ¿Afecta a las aves de la zona?
25 Energía Transmisión: Acenor propone sistema alternativo al estampillado
29 Informe Técnico Equipamiento de seguridad en centrales de generación
Reportaje Central Tiempos de cambios en el SING
Entrevista CentralLuis Knaak, gerente general de Alto Maipo, desmitifica algunas críticas a la iniciativa.
31 Empresas
La apuesta tecnológica de Jorpa Ingeniería
33 Escenario Energético
36 Informe Técnico
Mantenimiento en centrales ERNC
41
Avances del valor compartido entre empresas eléctricas y comunidades
43 Columna de Opinión
Raúl Montoya, seremi de Energía de la región de Arica y Parinacota
45 Mercado Eléctrico
47 Catálogo de Productos
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SunEdison cuenta con más de55 años de experiencia y milesde empleados alrededor delmundo.
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SunEdison ha estructurado la�nanciación de más de $10 billones.
SunEdison está presente en más de 35 países alrededor del mundo y dispone centros de fabricación en tres continentes.
LIDERANDO EL FUTUROENERGÉTICO EN CHILE
Operador Global de Energía Solar
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Portafolio de proyectos en desarrollo en
Japón, suman 140MW (***119MW), asociados con Hitachi High-Tech
24,7MW (**21,5MW) y 9,3MW (**8,1) en
construcción en Japón, asociados con Hitachi
High-Tech
Portafolio de proyectos
aprobados en Chile, suman 99MW
70MW (*49MW)
Operando en Chile
Asociados con Total SA
Compañía basada en Ginebra, con oficinas
en Italia, Japón, Estados Unidos y
Chile60MW Operando en Italia
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Planta Solar Montalto, Lazio – Italia.
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Editorial
Para concretar la integración se tiene que juntar un país
deficitario con un país excedentario, por lo que la pregunta
es si los países exportadores tendrán la posibilidad de
asegurar una estabilidad tanto en el suministro como en
los precios.
Por otra parte, ya se preparan los estándares que regularán
esta integración. Se trata de un trabajo de alta complejidad
y que no involucra nuevas leyes, sino que protocolos entre
países. La gran inquietud que surge en este sentido es si
se respetarán frente a discrepancias.
Se espera que la interconexión
regional esté funcionando en
2020, sin embargo, aún que-
da por superar trabas políticas.
Especialmente en el caso entre
Chile y Bolivia, donde la alianza
no avanzará hasta que se supe-
ren las diferencias entre ambos
países. A esto se suman las des-
confianzas que aún quedan tras lo ocurrido con la importa-
ción de gas desde Argentina, las cuales se deberían disipar
una vez que se consolide la exportación de electricidad,
autorizada a AES Gener, a través de la línea Andes-Salta.
Los especialistas sugieren tomar múltiples precauciones
para no quedar expuestos a problemas de suministro y, en
este sentido, los desafíos y las preguntas sin respuesta son
varias. Un paso en el debate se dará en la XIII versión del
Foro Eléctrico del SING, donde expositores nacionales e
internacionales detallarán sus posturas.
Sin prisa, pero sin pausa, la integración energética regional
da sus primeros pasos.
omo una prioridad estratégica para Chile,
y como uno de los pilares fundamentales
de la Agenda de Energía, ha sido definida
la integración energética regional. Tanto la
Presidenta Michelle Bachelet como el ministro de Energía
Máximo Pacheco han sido enfáticos en señalar que la
voluntad de integrarse con los países vecinos está y que
se avanza según lo planificado.
En una nueva versión del Consejo de Ministros de Energía
del SINEA (Sistema de Interconexión Eléctrica Andina) rea-
lizada en Santiago, y donde
participaron los ministros de
Energía de Chile, Colom-
bia, Ecuador, Perú y Bolivia
(como observador), se de-
jaron claros los beneficios.
Se señala que se robuste-
cen los sistemas eléctricos,
logrando una reducción de
costos (con US$800 millo-
nes de ganancias a valor presente). A esto se suma la
diversificación de los recursos, lo que hace que cada uno
pueda aprovechar sus ventajas competitivas. En el caso
de Chile, incluso surgen algunas voces que plantean que
con el potencial solar y geotérmico del norte, podríamos
convertirnos en exportadores de energía.
Los estudios del BID señalan que para concretar la integra-
ción hacen falta 1.900 kilómetros de líneas de transmisión
con una inversión de US$1.500 millones. Gran desafío
técnico, pero perfectamente manejable con las tecnologías
que ya se han aplicado exitosamente en Centroamérica,
Norteamérica y Europa. Las mayores restricciones vendrían
más bien por las áreas comercial y política.
C
Para concretar la integración se tiene que juntar un país deficitario con un país excedentario, por lo que la
pregunta es si los países exportadores tendrán la posibilidad de asegurar
una estabilidad tanto en el suministro como en los precios.
Primeros pasos Integración eléctrica regional
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Bajos costos marginales y el ingreso de nuevas iniciativas solares y GNL son parte del actual estado que vive el sistema eléctrico del Norte Grande, cuyos desafíos miran a la integración de las operaciones con el SIC, la regulación de los intercambios con Argentina y la clasificación de líneas de transmisión.
Interconexión, precios y nuevos proyectos
Tiempos de cambios en el SING
Gran parte de los proyectos que ingresan al SING son ERNC, especialmente solares fotovoltaicos, como la planta San Pedro III (de Rijn Capital) en la zona de Calama.
Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.
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ientos favorables corren en el
Sistema Interconectado del
Norte Grande (SING) en cuan-
to a su actual nivel de precios,
nuevos proyectos en construcción, incremento
de la demanda y en los preparativos para la inter-
conexión con el SIC y el intercambio de energía
con Argentina.
De acuerdo al reporte de septiembre de Genera-
doras de Chile, la actual capacidad instalada del
SING llega a 4.142 MW, de los cuales el 50,7%
de la generación provino del carbón, seguida
por GNL (35,5%); fuel oil (4,5%); diésel (3,3%);
eólico (2,2%), y solar (2,2%), entre otras fuentes.
La generación térmica del sistema acumula un
total de 95%. Según el reporte de septiembre de
Systep la generación de E-CL en diésel, carbón
y GNL llegó a 735 GWh a agosto, mientras que
AES Gener registró 578 GWh, y Gas Atacama
131 GWh en el mismo periodo.
El documento de Generadoras de Chile indica que
las ventas de energía en este sistema alcanzaron
los 1.399 GWh, lo que representa un aumento de
5,9% respecto al mismo periodo de 2014. Este
escenario al alza también es señalado en el infor-
me de Systep, donde se estima que en 2015 la
demanda eléctrica crecerá 10,4%, “impulsada por
la toma de carga de nuevos proyectos industriales”.
Demanda y preciosDaniel Salazar, director ejecutivo del CDEC SING,
destaca los positivos indicadores que muestra el
sistema: “el costo marginal del presente año se
ubica en torno a US$55 por MWh, los proyectos
de generación en construcción están por sobre
los 2.400 MW (21,4% gas natural; 35,1% carbón
y 43,5% ERNC) y el crecimiento de la demanda
está en 5,7%, lo que confirma que se trata de un
sistema eléctrico adaptado a los requerimientos
de la demanda local”.
Ramón Galaz, gerente general de Valgesta, co-
menta a Revista ELECTRICIDAD que el actual
nivel de costos marginales en el SING responde
V también a la baja en el precio del carbón, petróleo
y gas natural.
En cuanto a la demanda dentro del sistema, Galaz
señala a este medio que su crecimiento está
sujeto a la implementación de nuevos proyectos
mineros, “que producen escalones importantes de
demanda la cual viene creciendo, pero no como
se proyectaba hace dos o tres años atrás, debido
a la menor producción minera”.
Para María Isabel González, gerente general de
Energética, los precios que presenta el sistema
“son coherentes con el costo de desarrollo de
estas tecnologías, con un fuerte predominio de
centrales a carbón y gas natural”.
ProyectosLos nuevos proyectos que ingresan al sistema
también contemplan las futuras interconexiones
que alista el SING, tanto con el SIC como con los
países vecinos, donde surgen nuevos desafíos.
Según el reporte de Systep, “dentro de los próxi-
mos 12 meses se espera la puesta en operación
de 9 proyectos solares por un total de 431 MW,
de los cuales 106 MW entrarían en la segunda
mitad de 2015. También se espera la entrada en
operación de la central Cochrane I en la primera
parte de 2016”.
Ramón Galaz destaca el futuro ingreso de los
proyectos GNL de Cochrane (de AES Gener)
por 531 MW, y Kelar (de BHP Billiton) por 517
MW, pues “producirán un aumento de la oferta
bastante importante, lo que generará un impacto
en el sistema”.
A juicio de María Isabel González, “la incorporación
de fuentes ERNC en lo que se refiere a solar y
eólica ha sido muy activa y seguirá siéndolo en
los próximos años”.
InterconexiónPara Andrés Romero, secretario ejecutivo de la
Comisión Nacional de Energía, la interconexión
SIC-SING planteará “nuevas oportunidades, tanto
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para instalarse en la zona y generar para todo el
país, como para que buenas ofertas desde el SIC
lleguen al SING con mayor competencia”.
Carlos Finat, secretario ejecutivo de Acera, afirma
a Revista ELECTRICIDAD que la interconexión
supondrá que “las reservas de ambos sistemas
quedarán disponibles para enfrentar las variacio-
nes de generación de las centrales fotovoltaicas
y eólicas”.
Daniel Salazar asegura que aún se trabaja con
el CDEC SIC para la integración de los equipos
de cada CDEC. “Se está trabajando de mane-
ra transversal con todos los líderes técnicos de
cada CDEC, con el fin de elaborar el diseño del
programa de trabajo (técnico y organizacional)
para la realización de estudios, homologación
de procesos y procedimientos, identificación de
brechas, caracterización de sistemas de informa-
ción, identificación de las políticas de operación
y manejo de reservas existentes, y la formación
o entrenamiento que se requiere, entre otros”,
precisa el director ejecutivo del CDEC SING.
DesafíosEn este escenario, María Isabel González señala
a Revista ELECTRICIDAD que los desafíos pen-
dientes van por el lado de “poner en servicio las
nuevas obras de transmisión para que se logre
mayor seguridad en el servicio, costos más bajos
en la operación del sistema y facilitar la integración
de energías renovables”.
En esta línea Andrés Romero advierte que el SING
presenta problemas en la calificación de las líneas
Capacidad instalada en el SING a julio de 2015.
Fuente: Generadoras de Chile A.G.
3,3%2,2%
1,0% 0,4%
0,25%2,2%
50,7%
35,5%
4,5%
SING Capacidad (MW)
Gas Natural 1.468,7
Carbón 2.099,7
Fuel Oil 185,5
Diesel 138,7
Eólico 90,0
Diesel + Fuel Oil 40,8
Cogeneración 17,5
Pasada 10,2
Solar 91,6
TOTAL 4.142,8
Carlos Finat, director ejecutivo de Acera. Ramón Galaz, gerente general de Valgesta.
Andrés Romero, secretario ejecutivo CNE. Daniel Salazar, director ejecutivo CDEC SING.
María Isabel González, gerente general de Energética.
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de transmisión, “porque varias líneas que hoy son
adicionales están transformadas en troncales y
ahí las compañías mineras tratan de que nadie
más les ocupe la línea, pero nosotros estamos
velando por la robustez global del sistema y no la
provisión específica de una compañía”.
Otro desafío para el SING es despejar el tema
regulatorio en los intercambios de energía hacia
Argentina, a través de la línea Andes-Salta, de
345 kV perteneciente a AES Gener. Daniel Sa-
lazar explica que “nos encontramos ad-portas de
finalizar los requerimientos técnicos solicitados
por CDEC-SING a Gener, y la definición de los
protocolos de coordinación con Cammesa (la
compañía administradora del mercado mayorista
eléctrico trasandino).
“Se están afinando los últimos detalles para que
durante el mes de septiembre se marque un hito
histórico y se inicien los primeros envíos desde
Chile hacia Argentina, conforme lo establece el
Decreto de Exportación recientemente dictado”,
agrega el ejecutivo del CDEC SING.
En esta línea, María Isabel González, afirma que
las perspectivas de exportación de energía a
países vecinos “son alentadoras”, aunque advierte
Conclusiones
• El SING vive un escenario favorable en cuanto a demanda y precios de costos marginales, los cuales experimentan una tendencia a la baja.
• Nuevos proyectos, de energía solar y GNL, ingresarán en el futuro al sistema, en el marco de la interconexión con el SIC y los intercambios de energía con Argentina.
• Además de los procesos de interconexión, los desafíos para el SING apuntan a despejar incertidumbres con la clasificación de líneas de transmisión y los temas regulatorios con el intercambio energético con Argentina.
que este tipo de iniciativas “no debiese permitir que
afecte ni la calidad ni los precios para los clientes
nacionales”.
A juicio de Carlos Finat, desde el punto de vista
comercial, “la posibilidad de realizar intercambios de
energía con Argentina, le abre a los desarrolladores
ERNC un mercado muy atractivo, por lo que espera-
mos que las autoridades chilenas logren establecer
un marco normativo que garantice el respeto a los
contratos entre empresas chilenas y argentinas”.
El ejecutivo comenta que otro desafío relevante
para las ERNC en la zona “es obtener PPA que
respalden sus proyectos. Esas plantas, tal como
lo mostró el resultado de la licitación de suminis-
tro para distribuidoras de fines de 2014, están en
condiciones de competir ventajosamente con las
centrales termoeléctricas”.
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El vicepresidente de Ingeniería y Construcción de AES Gener señala a Revista ELECTRICIDAD que la generación de la central se destinará a Santiago, al tiempo que desmitificó algunas críticas a la iniciativa.
uis Knaak, vicepresidente de
Ingeniería y Construcción de
AES Gener y el ejecutivo a
cargo de uno de los proyectos
más emblemáticos de la generadora se define
como un amante de los motores. “Cuando
estuve en Estados Unidos compraba autos y
los reparaba. Me gustan los muscle car y los
fines de semana me dedicaba a trabajar en
motos y autos para refaccionarlos”.
La pasión por los motores y su potencia ahora
la está enfocando en la realización del proyecto
Alto Maipo, central que ya cuenta con un 20%
de avance y que contempla un total de 531
MW que se destinarán en su gran mayoría
L al consumo de Santiago, asegura Knaak,
junto con desmitificar algunos puntos de
la iniciativa.
¿Cuáles son las principales innovacio-
nes que presenta Alto Maipo?
Este proyecto tiene la gran ventaja de usar
la caída del agua (de 1,5 kilómetros), es-
pecialmente la presión. Además, el flujo de
agua que necesita es menor que las plantas
hidráulicas tradicionales. En este contexto
utilizamos turbinas Pelton que tienen caídas
de más de mil metros, lo que hace al proyecto
único a nivel mundial y significó varios de-
safíos tecnológicos que ya fueron resueltos
por el contratista.
Luis Knaak, gerente general del proyecto
Menos del 30% de energía de Alto Maipo es para minera Los Pelambres”
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• Mini–Hidro.• Eólicas.• Centrales Solares.• Centrales Termoeléctricas a base de Biomasa/Biogás.
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¿Dónde se concentraron los desafíos
tecnológicos de las obras?
Más del 90% del proyecto son obras subterrá-
neas. La gran ventaja para generar electricidad
es la altura y eso significa tener 67 km de
túneles, siendo un proyecto de ingeniería en
zonas donde nieva muchísimo. En paralelo
estamos construyendo nueve túneles para
después pasar a las cavernas y la instalación
del equipamiento electromecánico. El otro
tema que lo hace único es la inversión de
US$2.050 millones para un proyecto de 531
MW, lo que es bastante alto.
Un tema polémico ha sido el uso de las
aguas de la zona, ¿Qué ocurrirá con el
recurso en este caso?
Esta central de pasada devuelve toda el agua
que utiliza del río Maipo y esa agua vuelve seis
kilómetros antes de la planta de tratamientos
de Aguas Andinas. Es totalmente falso que
el proyecto va a tomar el agua de Santiago,
porque los derechos que tenemos son no
consuntivos, es decir, permiten emplear el
agua sin consumirla.
El proyecto contempla una generación
anual de 2.464 GWh, ¿esta estimación
se mantiene con la baja hidrología de
los últimos años?
Efectivamente los últimos seis años han sido
con bastante baja hidrología, pero la verdad
es que Alto Maipo es una central de deshielo
que utiliza el agua de la nieve. No creemos que
sea correcto extrapolar una situación hidroló-
gica de seis años para una planta que estará
funcionando por 50 o 60 años.
¿Se han reunido con las agrupaciones
que rechazan públicamente el proyecto?
Hemos tratado de tener acercamiento con
ellos, pero estos esfuerzos han sido infruc-
tuosos, lo que lamentamos, por cierto, pero
seguimos conversando constantemente con la
comunidad y los vecinos de San José de Maipo.
¿Qué aspectos desmitificaría en torno a
las críticas que se les han hecho?
Se ha dicho que se van a secar los ríos, pero
tenemos un compromiso y estamos midiendo
con la gente local cómo se están comportando
hoy los ríos sin el proyecto operando y eso
mismo después lo vamos a hacer una vez que
ingrese en operación. Nuestra intención es ser
lo más transparente posible, porque somos un
vecino que está en la zona desde 1923, con la
Central Maitenes y queremos seguir estando
por muchos años más.
Mucho se habla del impacto visual
también.
El 90% de la obra es subterránea. El mejor
ejemplo que tenemos es la central de Alfafal
I, que desde 1991 pasa desapercibida por la
comunidad. Lo que vamos a tener con Alfalfal
II y Las Lajas (centrales que forman parte del
proyecto Alto Maipo) es exactamente igual a
Alfalfal I. El proyecto solo tiene 17 km de líneas
de transmisión, porque una de sus ventajas es
estar ubicado cerca de Santiago.
¿Cuánta de la energía que generarán se
consumirá en Santiago?
Es una planta que va a estar dedicada a San-
tiago. Se ha dicho que será para la minería,
pero menos del 30% de la energía de Alto
Maipo va ir a la demanda existente en minera
Los Pelambres (de Antofagasta Minerals).
Luis Knaak afirma que el 90% de las obras de Alto Maipo son subterráneas.
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P U B L I R R E P O R T A J E
LA INSTANCIA, DESARROLLADA EN EL MARCO DEL PROCESO PARTICIPATIVO ENERGÍA
2050, REALIZÓ UN ANÁLISIS CON UN NIVEL DE PROFUNDIDAD INÉDITO EN CHILE SOBRE
LOS IMPACTOS DE MAYORES NIVELES DE PARTICIPACIÓN DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES
NO CONVENCIONALES (ERNC) EN LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS.
MINISTERIO DE ENERGÍA PRESENTA CONCLUSIONES DE L A MESA ERNC
Durante 10 meses (octubre 2014 - agos-to 2015) el Ministerio de Energía lideró un proceso participativo con actores de los sectores público, privado, aca-
démico y social en torno a una interrogante: ¿cuáles son las implicancias operacionales y económicas de la inclusión de las energías re-novables no convencionales (ERNC) sobre los sistemas eléctricos?La pregunta, de alguna forma, devela el grado de madurez de la discusión en torno a las ERNC en el país. De estudiar potenciales se pasó a un diálogo que, en sus supuestos, reconoce un creciente porcentaje de energías renovables en la matriz energética, que viene de la mano con el grado de competitividad que han alcanzado en Chile. ¿Cuánto es econó-micamente eficiente? o ¿cómo impactan en el sistema las energías variables como la eólica y la solar fotovoltaica?, forman parte de las interrogantes que la Mesa ERNC estudió por casi un año y que re-cientemente evacuó sus conclusiones. Para Christian Santana, jefe de la División de Energías Renovables del Ministerio de Energía, definir los impactos de las ERNC en los sistemas eléctricos no es un
ejercicio que pueda ser resuelto por una entidad, pues los antecedentes que se requieren “no están en una sola mano, sino que en diversos actores”. De ahí la importancia del proceso participativo.El trabajo, que tuvo a la Universidad de Chile como secretaría técnica, a cargo de Rigoberto Torres y el apoyo de la cooperación alemana Deutsche Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit (GIZ), financiado por el Ministerio del Medio Am-biente alemán, se realizó a través de talleres, con un carácter ampliado, informativo y consultivo, y rondas de trabajo, de carácter técnico basado en el análisis de un grupo de expertos.“Gracias a este ejercicio no solo pudimos compar-
tir distintas visiones; también logramos recopilar la mejor información disponible, definir supuestos y metodologías para abordar un problema de alta complejidad técnica, y debatir sobre las impli-cancias de los resultados obtenidos”, sintetiza Santana.La Mesa ERNC se dividió en dos ciclos. En el primero se exploraron futuros posibles para la evolución de la matriz de generación eléctrica. De este ejercicio se seleccionaron con la ronda de expertos 10 escenarios que comprenden el periodo 2015-2035. “La elaboración de escenarios son ejercicios teóricos que tratan de reflejar parcialmente
la realidad, aproximaciones de lo que puede ocurrir. Sin embargo, cuando se realizan proyecciones a 20 años, por limitaciones metodológicas, se pierde sensibilidad y hay características y cos-tos operacionales que no se pueden capturar”, advierte Santana sobre los alcances de este ciclo del proceso.“Los escenarios de largo plazo analizados muestran que las ERNC van aumentando su participación. Como las simulaciones buscan los óptimos económicos, indican que sería eficiente la expansión con ener-
Participantes del Taller Final de la Mesa ERNC.
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gías renovables bajo los supuestos considerados en los escenarios, sin considerar aún los costos no capturados por ese ejercicio. Entonces, la principal materia de debate son esos costos, en particular si se puede seguir siendo eficiente con una penetración significativa de energía variable (principalmente eólica y fotovoltaica)”. El segundo ciclo, finalizado en agosto, se con-centró precisamente en las cuestiones relativas a la operación de corto plazo y en la cuantificación de los costos no considerados en los análisis de largo plazo. Para ello, se simuló la operación horaria de un año (2029) de un escenario con alta participación eólica-fotovoltaica, definido por la ronda de expertos, considerando las res-tricciones de seguridad y calidad de servicio que se imponen a la gestión de los sistemas eléctricos, así como la operación de un único sistema SIC+SING ya interconectado.
CONCLUSIONES DE LA MESADel trabajo de la Mesa, explica Christian San-tana, se desprende que incluso bajo supuestos probablemente conservadores, que no cuestio-nan las actuales condiciones de operación de los sistemas y no consideraron la incorporación de más almacenamiento de energía que puede
contribuir a gestionar la variabilidad, es posible alcanzar un 20% de participación eólica y fo-tovoltaica en la generación eléctrica anual con inexistencia de costos significativos. Este aporte, sumado al de otras fuentes renovables como la hidroeléctrica, permitiría cubrir más de un 60% de la demanda eléctrica anual. (Ver recuadro).La incorporación significativa de energía variable se traduce en un uso más intensivo del parque termoeléctrico e hidroeléctrico para gestionar el sistema eléctrico. Sin perjuicio de ello, la Mesa también exploró que es posible alcanzar de mane-ra eficiente una participación de energías renova-bles variables a niveles del orden de 30%, siempre y cuando sea técnica y económicamente factible aumentar la flexibilidad operacional del sistema.La respuesta a la cuestión de cuán flexible es en la actualidad nuestro parque termoeléctrico queda abierta. Por lo mismo, se identifican las bondades de disponer de GNL como complemento a las ERNC variables. “Pare-ce razonable contar con una mayor cantidad de gas natural porque es un combustible que otorga flexibilidad al sis-tema, lo que permitiría
acompañar de mejor manera la variabilidad de las ERNC (eólica y fotovoltaica)”, explica Santana.Junto a las características del parque termoeléc-trico, contribuyen a la flexibilidad la operación optimizada del sistema eléctrico nacional una vez que se interconecte el SIC con el SING, don-de ambos sistemas compartan reservas; bajos niveles de congestión de la transmisión, lo que está alineado con la expansión con holguras que busca la modificación legal sobre transmisión actualmente en tramitación; un manejo optimi-zado de las reservas que permita ir incorporando el aprendizaje sobre el comportamiento de la generación eólica y fotovoltaica de las distintas zonas del país, y sistemas de pronóstico de cor-to plazo para la generación renovable con baja incertidumbre.La información del trabajo realizado por la Mesa de ERNC puede ser descargado del sitio web de Energía 2050 (www.energia2050.cl)
Año Renovable ERNC ERNC var (EF)(*)
2020 54 - 57 17 - 19 12 - 122025 49 - 62 18 - 30 10 - 242030 56 - 71 21 - 49 11 - 30
Participación en matriz de Generación [%]
(*) ERNC variable (eólico y fotovoltaico)
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“La principal conclusión del proceso de la Mesa ERNC de Energía 2050 ha sido rea-firmar la competitividad de las ERNC, que permite proyectar escenarios en los que el óptimo técnico-económico para el desarrollo de la matriz de generación para el año 2030 corresponde a una participación de más de un 30% de energía proveniente de centrales eólicas y solares fotovoltaicas. Si a lo ante-
rior se agregan las demás fuentes ERNC, la participación total del sector para dicho año podría superar el 35%.Otra conclusión muy importante es el impacto que tiene la flexibilidad operacional de las centrales convencionales en la penetración óptima de las ERNC variables. Con los pará-metros que las centrales convencionales han informado a los CDEC, la penetración óptima
de ERNC se ve limitada y cae a un valor en torno al 20%. Sin embargo, cuando el mismo análisis se realiza imponiéndole a las cen-trales convencionales nacionales parámetros operacionales similares a los que las mismas unidades tienen en sistemas eléctricos de otros países, esa restricción se levanta casi en su totalidad y el óptimo se acerca a los porcentajes indicados”.
Carlos Finat, Director Ejecutivo de ACERA
“Debe existir una instancia de revisión normativa que armonice la operación de ERNC con las centrales convencionales y los esquemas de operación actual de los sistemas eléctricos. Son variados y nume-rosos los puntos donde es posible modificar la normativa técnica, de manera de permitir una alta penetración ERNC, y que la variabilidad de estas tecnologías no afecte la seguridad y calidad de servicio del sistema. Por ejemplo, en materia de pronósticos de generación de centrales fotovoltaicas y eólicas, hay muchos operadores de sistemas que despachan en función de pronósticos centralizados, y nosotros
lo hacemos en función de los pronósticos individuales de generación de cada propietario, lo que implica una alta “variedad” a la hora de estimar el potencial diario de generación”. Romero cree que para una alta penetración de ERNC se debe aumen-tar la flexibilidad de los sistemas, tanto en infraestructura como en operación. “Es abundante la experiencia internacional de adecuación de redes y protocolos para una penetración importante de energías renovables, algunas exitosas y otras no tanto. Estamos estudiando y evaluando las mejores técnicas, y analizando su aplicación en Chile”.
Andrés Romero, Secretario Ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE)
“Una de las conclusiones más importantes del trabajo desarrollado por la Mesa ERNC 2050 es haber determinado un rango en el cual se encontraría una integración eficiente de ERNC, incluyendo los costos de inversión en un análisis de largo plazo, conforme a los supuestos y modelación realizada. Estos re-sultados son coherentes y permiten reforzar las conclusiones obtenidas en los estudios realizados por CDEC-SING.Entre estas se destaca la importancia de contar con mecanismos que permitan flexibilizar el parque generador, mediante el reconocimiento del incremento de costos de un mayor régi-
men operativo, en particular las partidas y detenciones a las que se vería afecto el par-que generador convencional, tal como fuera planteado en el último estudio publicado por CDEC-SING”. Respecto de los retos que se plantean al SING, Valenzuela explica que “el principal tiene relación con las características técnicas del parque generador, en donde hay una presencia mayoritaria de centrales térmicas para gestio-nar las ERNC, que tienen como característica tasas de variación de carga muy lentas. En este aspecto, las unidades generadoras de ciclo combinado constituyen un recurso importante
producto de su mejor desempeño en el control de frecuencia, por lo que contar con mayor disponibilidad de gas natural a precios compe-titivos, permitiría mitigar estas restricciones. Por otro lado, resulta crucial incorporar nuevas tecnologías que logren mitigar estas restric-ciones. Como CDEC-SING hemos avanzado al respecto. Hablamos por ejemplo, del con-trol automático de generación (AGC), que se encuentra ya en etapa de ingeniería para su implementación en el SING durante el próxi-mo año. Asimismo es necesario desarrollar herramientas de predicción del recurso ERNC a nivel sistémico o global.
Patricio Valenzuela, Jefe de Departamento Operaciones CDEC-SING
“El trabajo realizado por la Mesa fue importante y con alta participación de los integrantes del sector eléctrico, lo que permitió consensuar ideas y se logró un entendimiento común de los desafíos que implica el ingreso masivo de las ERNC. En términos de resultados, destacar que el estudio determinó que existe un rango óptimo de penetración de ERNC que en el largo plazo, en un principio, no debe superar el 30%, de lo contrario los costos operacionales de los sistemas pueden resultar mayores que los beneficios de seguir integrando ERNC; que las ERNC por si solas no resuelven el abastecimiento futuro de la demanda y que su ingreso debe ir acompañado de nuevos aportes de energías de fuentes convencionales, idealmente centrales de embalse con capa-
cidad de regulación y un parque térmico con características técnicas que le otorguen flexibilidad. También es importante una normativa que establezca nuevos servicios complementarios donde se reconozca los costos en que debe incurrir el sistema al prestar características de seguimiento al aporte de ERNC variable. Otro aspecto que quedó en evidencia es que en la actualidad no se cuenta con herramientas/modelos de planificación hidro/térmicos adecuados que permitan analizar en detalle los efectos de la operación de los sistemas eléctricos con alto aporte de ERNC y por ende todos los estudios que se efectúan hoy tienden a subvalorar los reales costos de su integración”.
Juan Salinas Ulloa, Gerente de Mercado CDEC de Colbún
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Esta estimación fue destacada en el seminario del capítulo chileno del Cigré “Análisis e Impactos de la Nueva Regulación en Transmisión”, donde se mostraron estudios de la Comisión Nacional de Energía y de la Universidad Católica que proyectan menores precios por el aumento de la competencia en el mercado eléctrico local.
ostos menores para el sistema
eléctrico son uno de los prin-
cipales impactos que tendrían
las modificaciones a la Ley de
Transmisión que se revisan en el Congreso. Este
fue uno de los ejes destacados en el seminario
“Análisis e Impactos de la Nueva Regulación en
Transmisión”, realizado por el comité chileno del
Cigré en el edificio de la Sofofa.
Andrés Romero, secretario ejecutivo de la Co-
misión Nacional de Energía (CNE) expuso en el
primer panel del encuentro sobre los contenidos
de la iniciativa legal, afirmando que los cambios im-
plicarán menores costos “entre US$10 a US$20
por MWh, producto de menores riesgos que se
introducen al sistema, en el precio de oferta”.
La proyección de menores precios también fue
analizada por Hugh Rudnick, director de Systep
y académico de la Universidad Católica, quien
expuso sobre los impactos de la ley en el mercado
nacional, señalando que la expansión con holgu-
Cras en la transmisión “reduce el riesgo de variabilidad
de los costos marginales”.
“Un estudio del profesor de la PUC, David Watts, iden-
tifica que hay una serie de beneficios a futuro entre
los que se encuentra minimizar los costos variables
de generación en US$1 a US$5, logrando una me-
nor variabilidad esperada de estos costos marginales,
gracias a más holguras en el sistema”, precisó Rudnick.
El académico planteó, además, que la mayor capacidad
de transmisión también reduce los costos de generación
Beneficios proyectados
Futura ley de transmisiónbajaría costos del sistema hasta en US$20 por MWh
Primer panel del seminario Cigré abordó el contenido del proyecto de ley que modifica el sistema de transmisión.
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ineficiente de largo plazo, por lo que “los precios
de la energía pueden pasar de US$110 MWh a
US$80 MWh”.
En esta línea, Rudnick mencionó que estos cam-
bios también mejorarían los precios en las futu-
ras licitaciones de suministro, “donde volvamos
a los precios que veíamos al inicio de nuestros
procesos de licitaciones: US$80-US$90 como
precios promedio, además de mejores usos en
franjas del territorio y menores conflictos con las
comunidades”.
A su juicio, habrá un aumento en los costos de
transmisión, aunque estos serán “más que supera-
dos por la reducción de los precios de generación
por la mayor competencia”.
Servicios ComplementariosDurante su exposición, Andrés Romero dijo que
en febrero de 2016 se espera implementar un
sistema de valorización de costos en servicios
complementarios.
El proyecto de cambios a la transmisión dispone
que, “en caso de que se pueda crear un mercado
de servicios complementarios, se aplicará una
fórmula que sea más transparente y más clara en
términos de definición de precios para generar un
mercado atractivo”, sostuvo Romero.
Panel de ExpertosOtro punto de discusión importante apuntó a los
cambios en las normas que rigen para el Panel de
Expertos, los que también son incluidos en la iniciativa
legal del Gobierno.
Fernando Abara, director de Abara & Cía. Aboga-
dos, planteó su preocupación por la posibilidad de
que los dictámenes de esta instancia no puedan ser
vinculantes para la autoridad, específicamente para
la Superintendencia de Electricidad y Combustibles
(SEC) y para la CNE.
Al respecto, Andrés Romero aclaró que los dictáme-
nes del Panel “van a ser completamente vinculantes
para la CNE y la SEC en caso de que sean parte del
proceso”, asegurando que el objetivo de la regulación
del proyecto es que los fallos del Panel de Expertos
no se extiendan a actores que no son parte de las
controversias.
“Hoy la resolución del Panel es vinculante para la
autoridad. Para nosotros eso es una rareza jurídica y lo
que estamos tratando de solucionar es esto”, agregó.
De acuerdo a Romero, otro aspecto que contiene el
proyecto en la regulación del Panel de Expertos es
que no se cuestione la juridicidad de la actuación de
la administración pública.
“Para nosotros eso es completamente anómalo desde
el punto de vista del ordenamiento jurídico que nos
rige como país, porque el control de juridicidad de
los actos de la administración está radicado en la
Contraloría General de la República. No es que no
queramos tener un control, pero creemos que disputas
jurídicas no pueden llevarse a un Panel que no es
jurídico”, precisó el secretario ejecutivo de la CNE.
El proyecto de cambios a la transmisión dispone que, en caso de que se pueda crear un mercado de servicios complementarios, se aplicará una fórmula que sea más transparente y más clara en términos de definición de precios para generar un mercado atractivo”, sostuvo Andrés Romero, secretario ejecutivo de la CNE.
Ejecutivos de empresas, CDECs, académicos y especialistas asistieron al evento del Cigré en el edificio de la Sofofa.
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Autoridades de la Comisión Nacional de Energía, académicos, ejecutivos de empresas generadoras y transmisoras, representantes de los CDECs y dirigentes de gremios del sector, se reunieron en el edificio de la Sofofa durante el seminario del capítulo chileno del Cigré “Análisis e Impactos de la Nueva Regulación en Transmisión”, donde se revisaron los contenidos del proyecto de ley y sus impactos en este segmento de la industria.
Fotos: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.
Seminario Cigré analizó cambios a ley de transmisión
Bernardo Bravo, jefe Área Planificación Técnica de Chilectra; Diego Pizarro, jefe Departamento de Desarrollo y Gestión de Proyectos del CDEC SIC, y José Antonio Lobo, director de Desarrollo para América Latina de SolarReserve.
Daniel Salazar, director ejecutivo del CDEC SING; Juan Pablo Kindermann; Alex Santander, y Ricardo Gálvez, todos del CDEC SING.
Antonio Castro, profesional Área Eléctrica de la SEC, y Daniel Sánchez, gerente de Desarrollo Eólico de Abengoa Chile.
Andrés Salgado, director técnico ejecutivo del CDEC SIC; Sergi Jornada, presidente del directorio del CDEC SIC; Rodrigo Pablo, del CDEC SIC; Claudio Iglesis, director del CDEC SIC, y Eric Ahumada, vicepresidente de Desarrollo de Negocios de Transelec.
Renato Agurto, director de Synex Consultores, y Ramón Galaz, gerente general de Valgesta.
Mauricio González, project manager de EDF Chile; Álvaro Pérez, gerente de Proyectos de EDF Chile, y Pablo Flores, product manager de Rhona.
Jaime Briceño, gerente general Copper For Energy, y Fernando Abara, director de Abara & Cía. Abogados.
Eduardo Erices, subgerente técnico e Integridad de Redes Eléctricas de E-CL; Mauricio Cereceda, subgerente técnico Transmisión SING de AES Gener, y Juan Carlos Acosta, jefe de Operaciones de Transferencias SING de AES Gener.
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SocialesSociales
Editec celebró 35 años de Revista MCH y premió a comunicadores Fernanda Varela, jefa de Comunicaciones de la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera) fue reconocida por el Grupo Editorial Editec con el premio “Comunicador de la Energía 2015”. La profesional recibió la distinción en el marco de la celebración del aniversario N°35 de la Revista MINERÍA CHILENA, donde se congregaron autoridades, ejecutivos de empresas y profesionales de las comunicaciones de los sectores de la minería y energía del país.
Fotos: Juan Carlos Recabal y Kurt Petautschnig-Revista ELECTRICIDAD.
Andrés Aguirre, presidente de Aprimin; Ricardo Córtes, presidente del Grupo Editec; Juan Carlos Olivares, gerente general de Aprimin; María Inés Mayorga, editora de MINERIA CHILENA, y Ricardo Nicolau, de Arcadis.
Silvio Girardi, director gerente de Agesa; Bruno Behn, consultor; María Isabel González, gerente general de Energética, y Cristian Hermansen, presidente del Colegio de Ingenieros.
Roly Solís, director de Revista ELECTRICIDAD; Fernanda Varela, jefa de Comunicaciones de Acera, quien recibió el premio “Comunicador de la Energía 2015”; Carlos Finat, director ejecutivo de Acera, y Daniela Maldonado, editora de Revista ELECTRICIDAD.
Victor Suazo y Augusto Wiegand, de Tusan; Jorge Goth, director de Conferencias de Editec.
Andrés Salgado, director técnico ejecutivo del CDEC SIC, y Claudio Ortega, jefe de Comunicaciones del CDEC SIC.
Rafael Loyola, director ejecutivo de Apemec, y Alejandra Cortés, jefa de Ventas Internacionales de Editec.
Antonella Sovino, jefa de Comunicaciones de Siemens; María Elena Álamos, periodista de Siemens; Carolina Cifuentes, directora de Comunicaciones de Empresas Eléctricas A.G., y Fernanda Varela, jefa de Comunicaciones de Acera.
Ricardo Cortés, presidente del Grupo Editorial Editec; Bernardita Fernández, gerenta de Asuntos Corporativos de Compañía Minera Doña Inés de Collahuasi, quien recibió el premio “Comunicador de la Minería e Ignacio Moreno, subsecretario de Minería.
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1 No. Tenemos una resolución ambiental aprobada en 2007, en que se establece que no hay afectación
a las aves que residen o migran en este sector, porque el parque
está emplazado en el sector Lomas de Rocoto, donde la
cantidad de aves sería menor a la que existe en la península en su conjunto. Además, en el contrato de arriendo
que tenemos con la empresa hemos solicitado una actualización de los estudios para ver cuáles son las medidas de mitigación. De
acuerdo a la información que tenemos ahora no habría afectación.
2 El proyecto se presentó a la institucionalidad medioambiental, estableciéndose en el Parque Museo del Río Zañartu y ahí la empresa hizo todos los
estudios técnicos y económicos, con una torre de demostración que permitió establecer las factibilidades para desarrollar la inversión. En ese sentido, la localización depende del inversionista, y las instituciones que evalúan los
impactos ambientales verán si es factible desarrollar el proyecto.
3 No. Esto fue un acto ambiental administrativo aprobado por la institucionalidad ambiental y, a partir de eso, no tenemos facultades para ver si esto se puede trasladar o no. Todas las instituciones que puedan estar en contra del proyecto tienen la posibilidad de presentar sus requerimientos a través de la institución que corresponda. Pero, en concreto, la resolución está aprobada, la institucionalidad tiene un plazo, con un reglamento de funcionamiento y todas las instituciones tienen que ajustarse a esa institucionalidad y yo, como gobernadora, lo voy a cumplir en su totalidad.
4 Creo que cualquier institución que tenga algún reparo contra este proyecto puede sentar acciones a través de la justicia y está en su derecho. Lo que sí hemos señalado es que este parque eólico ayuda a generar energía limpia y a diversificar la matriz energética.
“Tenemos una resolución ambiental aprobada en
2007, en que se establece que no hay afectación a las
aves que residen o migran en este sector”.
Andrea Muñoz, gobernadora de la provincia de Concepción
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Altos de Hualpén, en Concepción
Polémica ha provocado la instalación del Parque Eólico Altos de Hualpén, de la empresa española Enhol, en la Región del Biobío, pues el proyecto se instalará en los terrenos del Parque Museo del Río Zañartu, a través de un arriendo en este declarado santuario de la naturaleza, donde operarán 10 aerogeneradores que totalizarán una capacidad instalada de 20 MW. De acuerdo al Comité Pro Defensa de la Flora y Fauna (Codeff) el futuro parque es una amenaza para las aves que habitan en el lugar, mientras que la Gobernación de la provincia de Concepción aprobó la iniciativa. El debate aún no se cierra.
¿Cree que el parque eólico Altos de Hualpén afecta negativamente a la población de aves en la zona?, ¿Por qué?
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¿Parque eólico afecta a las aves de la zona?
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1 Sí, porque el proyecto se instala dentro de un sitio declarado IBA (Important Bird Area) y además tiene el estándar local de santuario de la naturaleza. La comunidad internacional recomienda que, donde hay una gran cantidad de aves, de nidificación en acantilados y otra cantidad de aves que vive en el bosque, es altamente factible que haya colisiones. No es llegar e instalar en cualquier lugar esta tecnología; y ahí está el primer choque respecto de lo incompatible que es este sitio, porque se produce el efecto barrera, con aspas de hasta 80 metros de ancho, por lo que las aves ya no pueden transitar por el lugar. La punta del aspa genera un ruido estandarizado, cuyo efecto no está medido en el impacto para las aves, tanto para las que transitan como las que están en nidos.
2 Este es un buen proyecto, pero no en este lugar. Apoyamos las energías renovables, pero no basta tener un buen equipo si no está bien instalado y eso no solamente tiene que ver con los estudios de los vientos, sino que donde no generen impactos a la fauna
en un área protegida. Es absurdo
que desde 1976 esto sea santuario
y un sitio IBA y que no se proteja.
3 Sí, claro. Hay que hacer estudios
de vientos en otros sitios
y buscar opciones. Lo
que pasa es que acá
el argumento que se
ha esgrimido para la
instalación, aparte del
viento, es económico porque la
administración del Parque Museo
del Río Zañartu ha dicho que esto
es una fuente de ingreso para ellos,
y eso no responde a un objetivo de
conservación.
4 Nosotros vamos a seguir todos
los canales jurídicos que sean
necesarios. Ya hemos hecho
algunas consultas respecto a
la caducidad de este proyecto y
vamos a seguir apelando a todas
las vías necesarias para que este
proyecto no se haga.
Luciano Pérez, director regional de Codeff, Filial Biobío
“Se produce el efecto barrera, con aspas de
hasta 80 metros de ancho, por lo que las aves ya no pueden transitar por el
lugar”.
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bío.
A su juicio, ¿Piensa que el proyecto se debe desarrollar en otro lugar?
¿Cree que se pueda modificar el estudio ambiental para trasladar la iniciativa?
¿Cree que el proyecto se pueda judicializar?
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¿Parque eólico afecta a las aves de la zona?
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Energía
Asociación de Consumidores de Energía No Regulados A.G. (Acenor) plantea un esquema alternativo al estampillado que se incluye en el proyecto de ley que modifica el segmento de la transmisión en el país, pues advierten que este modelo implicará un alza de costos para la industria.
n sistema de participaciones
promedio para el pago de la
transmisión eléctrica, como
alternativa al esquema de es-
tampillado, es lo que propone la Asociación de
Consumidores de Energía No Regulados A.G.
(Acenor) en el marco del proyecto de ley que se
tramita en el Congreso.
El esquema propuesto por el Gobierno considera
que la remuneración por la transmisión sea paga-
da 100% por la demanda, reemplazando al actual
sistema en que los generadores pagan el 80%
de las líneas troncales. En el proyecto se busca
que los usuarios de las líneas paguen el 100%
por el uso de la energía transportada, de acuerdo
a los requerimientos que tengan.
Rubén Sánchez, Director Ejecutivo de Acenor,
afirma a Revista ELECTRICIDAD que la idea de
establecer el esquema de estampillado, “no nos
parece nada de bien pues la autoridad propone
en forma arbitraria un sistema pagado 100%
por la demanda, lo que impondría nuevos costos
importantes al segmento de clientes libres.
“La industria nacional vienen reclamando desde
hace ya un largo periodo por los costos de la
Uenergía eléctrica que han debido afrontar, de
los más altos de América Latina y del mundo,
lo que se ha traducido en una seria pérdida de
competitividad y que nuevos emprendimientos se
hayan decidido localizar en otros países con me-
jores condiciones, por lo que resulta de la máxima
preocupación pensar en que se deberá asumir
nuevos costos”, precisa.
El ejecutivo sostiene que, con el esquema que
se propone, “las tarifas de transmisión para los
clientes libres subirán mucho más en el SING
que en el SIC, al tener los primeros que soportar
un pago de un sistema de transmisión mucho
mayor. Además, con el esquema sugerido para
la interconexión estimamos que ello se traduciría
en importantes traspasos de riqueza desde con-
sumidores a generadores”.
Participaciones promedio
Clientes libres proponenotro sistema de pagos a la transmisión
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A su juicio, si la iniciativa legal se aprueba en
el Congreso con la propuesta del estampillado,
los clientes libres deberán pagar los siguientes
costos:
• 100% del desarrollo del sistema de
transmisión, y con “holguras”. Se con-
sidera para el pago de la transmisión troncal,
desde los porcentajes de distribución actuales
de 80% para generadores y 20% para con-
sumo, hasta 100% por demanda, ello durante
un periodo de ajuste de 15 años a partir de
2019, aunque para los nuevos contratos de
suministro regiría la nueva normativa a partir
de 2019.
• 100% del financiamiento de las inver-
siones y gastos del ente Coordinador.
Se estima que luego de la interconexión los
costos de estos serán cada vez mayores por
el aumento de funciones (por ejemplo mayor
rol en planificación del sistema, monitorear
competencia, monitorear cadena de pagos,
coordinación de intercambios internaciona-
les de energía, auditorías, mayor cantidad de
procedimientos e informes de gestión, coor-
dinación de sistemas medianos, etc.).
• 100% del financiamiento del Panel de
Expertos. Pese a que históricamente su
mayor utilización ha sido para resolver discre-
pancias de empresas de otros segmentos, que
prácticamente han sido las únicas que han
ocupado los servicios del Panel de Expertos
desde el comienzo de su vigencia.
• 100% de los estudios de franja territorial
que se necesitan para establecer servidum-
bres de las instalaciones de transmisión.
• 100% de la interconexión SIC-SING. Con
una inversión que la empresa propietaria (TEN)
la estima en US$860 millones.
• 100% de la nueva línea de 500 kV de Pol-
paico al norte del SIC. Con una inversión
estimada superior a US$1.000 millones.
“Debido a lo anterior proponemos un mecanismo
alternativo denominado sistema de participaciones
promedio, que se considera superior a un esquema
de estampillado por incluir señales de localización
y uso efectivo, sugiriendo que los generadores y
el consumo paguen 50% cada uno del desarrollo
del sistema de transmisión para cumplir con el
principio de que todos los beneficiados paguen”,
precisó Sánchez.
Según el representante de Acenor, “tanto los
generadores como los consumidores se benefi-
cian del uso del sistema de transmisión, y no solo
estos últimos, ya que no hay que olvidar que uno
de los actores más relevantes del sistema son los
generadores, y con este proyecto les disminuye
notablemente su responsabilidad por el desarrollo
del sistema, permitiéndoles usar “la cancha” para
beneficiarse del uso de este sin tener que efectuar
pago alguno”.
12° Encuentro Anual de Clientes Libres analizó impactos de reformas de la Agenda de Energía al sector
La Asociación de Consumidores de Energía No Regulados A. G. (Acenor) realizó el 12° Encuentro Anual de Clientes Libres del SIC y SING, donde se analizó el avance de la Agenda de Energía y el impacto de las reformas al sector eléctrico.Particularmente se abordaron las propuestas de los clientes libres, la proyección de los costos de electri-cidad para la industria en el SIC y en el SING; desarrollo del sistema de transmisión; normativas que afecta-rían a la industria; el impacto de las ERNC, y la eficiencia energética y gestión de la demanda”.El ministro de Energía, Máximo
Pacheco, participó en el encuen-tro, donde destacó que uno de los principales efectos de la Agenda de Energía es que el sector eléctrico es uno de lo que tiene mayores niveles de inversión en el país, registrando un aumento de 17% respecto al año pasado, de acuerdo a los datos de la Corporación de Bienes de Capital (CBC).“Cuando asumimos el Gobierno, en Chile teníamos 28 centrales eléc-tricas en construcción. A la fecha tenemos 45, las que corresponden a 3.900 MW, es decir, hemos aumen-tado en 2.000 MW en 18 meses”, sostuvo la autoridad.
Máximo Pacheco, ministro de Energía, participó en el encuentro anual de clientes libre del SIC y SING.
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El reglamento de la NSEG 5 es analizado por el organismo público, tras haber recibido más de 1.000 consultas del sector privado.
a seguridad en el segmento
de la generación eléctrica con-
templa varios aspectos, desde
la seguridad del suministro con
protocolos adecuados hasta la integridad física de
los operadores dentro de las instalaciones, donde
se registra una baja tasa de accidentabilidad.
En este ámbito, César Muñoz, especialista en
seguridad eléctrica de la Asociación Chilena de
Seguridad (ACHS) para Sistemas Eléctricos de
Potencia, indica a Revista ELECTRICIDAD que
la tasa de accidentes en el sector energético es
de 1% a 1,5%.
“En Alta Tensión los efectos de las quemaduras
eléctricas constituyen lesiones muy graves e in-
cluso fatales en determinados casos, en Baja
Tensión son más bien las relacionadas al choque
eléctrico, principalmente con resultado de paro
cardiorrespiratorio, como también en fibrilación
Lventricular, efectos que pueden provocar fatali-
dades en el personal que ha sufrido este tipo de
accidentes”, asegura Muñoz.
El especialista señala que la ACHS, entre 2009
y 2012, realizó un catastro entre sus empresas
adheridas, donde se anota que en el ámbito de
potencia, “los trabajadores electricistas y linieros
representan un 10% de los trabajadores acci-
dentados, mientras que los electricistas de obras
registran un 21% de los casos y los de manteni-
miento electromecánico un 11%”.
Normativa técnicaEl equipamiento de seguridad para las centrales
Equipamiento de protección en centrales generadoras
Norma de seguridad es revisada por la SEC
Equipamiento de seguridad en trabajadores de la central de AES Gener en Tocopilla.
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de generación eléctrica en el país pre-
senta una positiva evaluación por parte
de la Superintendencia de Electricidad
y Combustibles (SEC) en cuanto a los
estándares que registra y al cumplimien-
to de la normativa técnica, donde cobra
especial relevancia la norma NSEG 5,
cuyo reglamento es revisado por el or-
ganismo público, tras haber recibido más
de 1.000 consultas del sector privado.
Jack Nahmías, jefe de la División de
Ingeniería Eléctrica de la SEC, explica
a Revista ELECTRICIDAD que la nor-
ma regula el diseño de centrales de
generación, estableciendo distancias
de seguridad, características del equi-
pamiento que se requiere para operar
y capacitación del personal.
“La NSEG 5 contempla una serie de
aspectos, siendo los más relevantes
las distancias mínimas de seguridad,
la necesidad de definir espacios físicos
confinados dentro de la central, el in-
greso restringido de ciertos operarios,
que las salidas de emergencia estén
debidamente identificadas, y que exista
la iluminación adecuada”, sostiene Jack
Nahmías.
Andrés González, docente de la ca-
rrera de Electricidad y Automatización
Industrial de Duoc UC de Valparaíso,
señala a Revista ELECTRICIDAD que
las principales exigencias para las em-
presas generadoras se concentran en
la incorporación de mecanismos de se-
guridad “para posibles cortes de energía
donde se involucre un control de todas
las variables del proceso, como tensión,
potencia, y corriente”.
En esta línea, el académico sostiene que
las instalaciones de generación eléc-
trica “deberán ser construidas y man-
tenidas para evitar todo tipo de peligro
para la personas y ser diseñadas para
que aseguren la integridad de cualquier
trabajador que opere estos equipos de
Alta Tensión”.
De acuerdo a Francis Azorín, docente del
área Electricidad y Electrónica de Inacap,
el equipamiento en seguridad dentro de
las centrales generadoras también con-
sidera las operaciones, donde destaca
los protocolos de cero fatalidad, bloqueo
LOTO (Lock Out Tag Out), matrices de
riesgos y la aplicación de las “cinco reglas
de oro”, la cual consiste en “incorporar
el método de control mediante cinco
procedimientos de bloqueo de energías
peligrosas, que son abrir todas las fuen-
tes de tensión, bloquear los aparatos de
corte, verificar la ausencia de tensión,
instalar los equipos de puesta a tierra, y
delimitar y señalizar la zona de trabajo”.
En cuanto a los materiales que se deben
utilizar dentro de estas instalaciones,
Azorín menciona la necesidad de que
sean dieléctricos “para evitar accidentes
por arco eléctrico, especialmente en el
trabajo de operación y mantenimiento de
máquinas estáticas y rotatorias”.
“Los elementos de protección personal
(EPP) deben ser: casco dieléctrico, an-
teojos, calzado, cinturón de seguridad,
guantes dieléctricos clase doble cero
y guantes de cabritilla tipo mosquete-
ro, protección facial, arnés de cuerpo
completo con línea de vida y estrobo
de posicionamiento para trabajos sobre
dos metros de altura, ropa de trabajo de
algodón y camisa o polera de manga
larga”, precisa el académico de Inacap.
Una vez que la SEC analice las consultas
del sector privado sobre el borrador de
la norma se la entregará al Ministerio de
Energía, que tramitará su publicación,
luego de la toma de razón por parte de
la Contraloría General de la República.
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En menos de tres años la compañía duplicó su capacidad de análisis de aceite, incorporó una nueva tecnología de regeneración e impulsó un sistema inteligente de monitoreo y análisis remoto.
n octubre de 2013 Jorpa In-
geniería inauguró sus nuevas
oficinas, un edificio de 600 m2
equipado con nuevo laboratorio
de análisis de aceite que duplicó la capacidad
anterior, un laboratorio de electrónica, salas de
reunión y capacitación. A menos de tres años, la
compañía planea trasladar parte de esa capacidad
a Antofagasta, explica Sergio Palacios, gerente
general de la compañía.
¿La nueva sede será para el mercado mi-
nero?
Aunque tenemos un contrato con Minera Escon-
dida y buenas relaciones con las mineras de la
zona, el desarrollo de las termoeléctricas también
es importante - tenemos contrato con E-CL - así
como el mercado de las energías renovables, en
el que hemos instalado transformadores en varias
centrales eólicas (Tal-Tal y Talinay) y fotovoltaicas
(Lalackama, Chañares, Quillagua y Finis Terrae).
¿Qué está impulsando la demanda en ges-
tión de transformadores?
En primer lugar hay un crecimiento natural del
parque eléctrico. Si hace algunos años había
4.000 transformadores de poder ahora hay más
de 10.000. Muchas industrias que antes no rea-
lizaban pruebas de laboratorio a sus transforma-
dores (de 1 MVA, de 2 MVA o de 500 kVA), ahora
lo están haciendo. Esto, en parte, está vinculado a
la exigencia de las aseguradoras, pero también a
la implementación de sistemas de gestión.
¿Qué inversiones han realizado para hacer
frente a esa demanda?
En marzo implementamos una planta de trata-
miento de aceite aislante, una inversión de 300
Emil euros para incorporar tecnología cuya principal
cualidad es regenerar el aceite con tierra Fuller. El
sistema se reactiva en forma automática evitando
la manipulación de desechos contaminantes, ade-
más cuenta con filtro de carbón activado para
la reducción de gases contaminantes.
¿Y en términos tecnológicos?
Recientemente presentamos la so-
lución SiMART (Sistema inteligente
de Monitoreo y Análisis Remoto de
Transformadores) y, con ella, una
unidad de negocio vinculada al mo-
nitoreo de gases en línea. Esto tiene
como propósito mejorar la gestión
de activos, pues el sistema
permite detectar fallas
incipientes en tiem-
po real.
Con servicios enfocados a transformadores de poder
La apuesta tecnológicade Jorpa Ingeniería
Sergio Palacios, gerente general de Jorpa Ingeniería.
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Interconexión energética regional se concretaría en 2021
“La presidenta Bachelet fue enfática en señalar que existe un compromiso político para que el proyecto de integración ener-gética regional se lleve adelante”, dijo a Revista ELECTRICIDAD el ministro Máximo Pacheco, en el marco de una nueva versión
Jornadas de Derechos de Agua PUC analizó reformas legales al sector
Los cambios que se preparan para el Código de Aguas, las dificultades en el desarrollo de pequeñas central hidroeléctricas y la experiencia internacional en regulación fueron algunos de los temas abordados en la XVII versión de las Jornadas de Derecho de Aguas, organizadas por la Universidad Católica.
En el encuentro se revisaron los impactos de los cambios legisla-tivos a los derechos de agua para la hidroelectricidad, donde expuso Claudio Seebach, director ejecutivo de Generadoras de Chile, quien aseguró que el tema más inquietante para el sector es la revisión retroactiva de caudales mínimos, pues podría afectar gravemente la operación de hidroelectricidad.
Carlos Estévez, director general de Aguas del MOP, participó en la inauguración del encuentro, indicando que existen once o doce mociones para modificar la legislación sobre aguas en el Congreso, lo que refleja la preocupación por el tema en el futuro, “porque la brecha entre la oferta y demanda hídrica es cada vez más estrecha”.
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Primer panel de discusión de las XVII Jornadas de Derechos de Agua.
CNE lanzó plataforma Web con información clave del sector energético
El secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Ener-gía (CNE), Andrés Romero, encabezó el lanzamiento de la plataforma Web “Energía Abierta”, iniciativa que pone a disposición datos estadísticos, indicadores, mapas, normas legales, estudios, reportes y aplicaciones del sector energético.
De acuerdo a la autoridad, el nuevo sitio disminuirá las asimetrías de información dentro del sector, lo que será de relevancia para el desarrollo de negocios y la participación de comunidades en torno a proyectos eléctricos.
La plataforma contiene información sobre las importa-ciones y exportaciones de hidrocarburos; costos marginales en el SIC y SING; capacidad instalada en ambos sistemas, y ventas de energía, entre otros datos.
www.energiaabierta.cne.cl
del Consejo de Ministros de Energía de la Iniciativa Sistema de Interconexión Eléctrica Andina (SINEA), que se desarrolló en Santiago − por ser Chile el país coordinador− y al que asistieron los ministros de Energía de Colombia, Ecuador, Perú, Chile y Bolivia (como observador).
En la instancia, el ministro Pacheco detalló que la integra-ción debería estar finalizada en 2021 y que en el caso entre Chile y Perú la fecha se podría adelantar un par de años. En este momento se define la remuneración y cómo se adjudicará y construirá la línea de 220 kV entre Tacna y Arica.
Hasta el momento se ha trabajado con los distintos países en las normas, regulaciones, protocolos y estándares, desarrollo técnico de alta complejidad que no requiere ley, ya que se con-sideran las regulaciones propias de cada país, detalló Pacheco.
Por su parte, Roberto Peredo, gerente nacional de Desarrollo Estratégico y Exportación de la Empresa Nacional de Electricidad de Bolivia, explicó a este medio que la reivindicación marítima que tienen con nuestro país “es la que ha dificultado la integra-ción energética. Una vez que se solucione este tema se podrán comenzar las conversaciones”.
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Presidenta Michelle Bachelet se reunió con ministros de Energía del Sinea.
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Por terremoto del 16 S se activó interconexión con Argentina
Luego del terremoto que afectó a diez regiones del país el 16 de septiembre, el CDEC SING informó que activó la interconexión −sin transferencia− con el Sistema Eléctrico Argentino (SADI), como medida de prevención para aumentar la estabilidad en el suministro del Norte Grande ante este tipo de contingencia.Por su lado, Andrés Salgado, director técnico ejecutivo del CDEC SIC, destacó a Revista ELECTRICIDAD que en la zona se registraron interrupciones de suministro por 600 MW, “por desconexiones ocurridas en instalaciones de Media Tensión de empresas distribuidoras, más otros 30 MW por fallas en el sistema de subtransmisión. Des-de el punto de vista de las centrales generadoras, fue poco más de 300 MW el monto de generación que se desconectó entre la regiones de Coquimbo y Valparaíso”.Por su parte, el ministro de Energía, Máximo Pacheco, aseguró que la generación, transmisión y distribución respondieron sin mayores dificultades frente al terremoto, mientras que el CDEC SIC indicó que los parques eólicos del Norte Chico, cercanos al epicentro, funcionaron con normalidad.
Estrechez de transmisión lleva a costos marginales a cero en norte del SIC
La situación que ocurre en el norte del Sistema Interconectado Central (SIC), donde el costo marginal ha llegado a cero en ciertas ocasiones es un fenómeno re-ciente que se relaciona con la estrechez en la transmisión de la zona, señaló a Revista ELECTRICIDAD Humberto Verdejo, director del Centro de Energía de la Universidad de Santiago.
El académico ejemplificó este fenóme-no: “Supongamos que tenemos dos puntos denominados A y B, unidos a través de una línea de transmisión. En el primero (A) existe una generación disponible de 200 MW en ERNC (obviemos de momento el efecto del factor de planta y supongamos que es 1), en tanto que en el segundo (B), existe un consumo a abastecer y un medio de generación térmico, con capacidad de generación de 300 MW. Si el consumo es de 250 MW, de acuerdo al modelo vigente, debiese haber una asignación de generación de ERNC y la central térmica de acuerdo al despacho en función de orden de mérito, siempre y cuando no exista restricción en la capacidad de transmisión”.
“Supongamos ahora que la línea que une los puntos A y B, solo tiene una capa-cidad de transmisión de 100 MW, significa
entonces que la capacidad de inyección de la barra A, donde está la fuente ERNC, debe ser limitada al valor dado por la potencia a transmitir de la línea, esto es, 100 MW. En esta situación ocurre lo que pudiese ser denominado un desacople, donde el despacho económico efectivo no se satisface con las restricciones de transmisión. En este caso ocurrirá que en
la barra A el costo margina será cero y en la barra B el costo será definido en función de la unidad térmica”, agregó.
Según el académico, mientras más proyectos ERNC se incorporen a la ope-ración del sistema y que no vayan de la mano con una ampliación del sistema de transmisión, “esta situación va a seguir repitiéndose”.
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Interconexión: CDECs han revisado más de 40 procesos para unión de sistemas
Durante el taller “Avanzando hacia un sistema nacional energé-tico”, organizado por el programa de Educación Continua (Ecodie), del departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Chile, el director de Planificación y Desarrollo del CDEC SING, Juan Carlos Araneda, informó que los grupos de trabajo para la unifica-
ción de los CDECs han revisado
más de 40 procesos de opera-
ción, mercados, planificación y
conexiones. Explicó que existen
tres grupos de trabajo, divididos
en temas técnicos, legales y de
transición, el cual supervisa la
gestión del cambio y los aspectos
patrimoniales en ambos CDECs.
Juan Carlos Araneda, director de Planificación y Desarrollo del CDEC SING y Gabriel Carvajal, subdirector de Planificación y Desarrollo del CDEC-SIC.
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Ordenamiento territorial dará mayor certidumbre a sector privado
Nicola Borregaard, coordinadora de la División de Desarrollo Sustentable del Ministerio de Energía, afirmó que uno de los beneficios del nuevo ordenamiento terri-torial que prepara el Gobierno es dar mayor certidumbre al sector privado y a la ciudadanía, además de optimizar la localización de las inversiones y proporcionar espacios de participación para las comunidades.
Borregaard participó en el seminario de celebración del Día de la Ingeniería Eléctrica, organizado por el Colegio de Ingenieros, donde sostuvo que el sector energético “no ha trabajado coordinadamente con los instrumentos de planificación territorial”.
Cristián Hermansen, presidente del Colegio de la orden, destacó el aporte de la ingeniería eléctrica al país, señalando los desafíos que tiene en la economía del co-nocimiento, mediante la innovación y nuevas aplicaciones tecnológicas, además de la incorporación de las ERNC a los sistemas eléctricos.
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La energía eólica se ha convertido a través de los años en un importante aporte a la matriz energética chilena. Hoy Chile presenta alrededor de 800 MW de potencia instalada concebida a través de los vientos, un número importante de centrales en construcción, gran cantidad de proyectos aprobados o en vías de tramitación, nuevas tecnologías y procedimientos, lo que revela que la energía eólica está redoblando sus esfuerzos con el fin de avanzar aún más en su desarrollo y madurez en el mercado energético chileno.
La importancia de este tipo de inyección de energía en las redes chilenas han hecho posible la creación del Foro Eólico de Chile, que en 2015 verá la materialización de la II Versión, en Santiago, el próximo 19 de noviem-bre en el Hotel Plaza El Bosque, en Nueva Las Condes. Organizado por el Grupo Editorial Editec, es un evento que se consolida como la principal reunión sobre energía eólica que se lleva a cabo en el país, un encuentro técnico y de negocios que apunta al análisis de los temas más relevantes y en forma exclusiva en torno a este tipo de fuente, reuniendo a autoridades, empresas productoras tanto nacionales como extranjeras, importantes empresas proveedoras a nivel mundial y expertos del sector, quienes analizan las tendencias en esta materia.
Más información: www.eolo.cl
En noviembre se desarrolla la II versión del Foro Eolo
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CDEC SIC mostró primer simulador de entrenamiento para despachadores
El CDEC SIC mostró el primer simulador de entrenamiento para ingenieros despachadores del sistema del centro sur. La sala de entrenamiento tiene dos ambientes. En el primero, dos o más instructores simulan las condiciones operativas de un esce-nario en particular, asumiendo el rol de los centros de operación de generación y transmisión de las empresas coordinadas del SIC. Por su parte, en el segundo ambiente se encuentran los despachadores en un ambiente que recrea fidedignamente las condiciones de trabajo que se vive en el despacho del CDEC SIC.
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CGuacolda proyecta instalar sistema de almacenamiento de energía
La Dirección Regional del Servicio de Evaluación Ambiental de Atacama declaró admisible la Declaración de Impacto Am-biental (DIA) del proyecto “60 MW Sistema de Almacenamiento de Energía BESS-Guacolda”, presentada por la empresa. La ini-ciativa, que implica una inversión de US$70 millones, considera la instalación de un sistema mediante baterías modulares que acumulen los excedentes de energía producidos en periodos de baja demanda, para posteriormente inyectarlos al SIC en caso que se requiera.
Dan a conocer Guía Estándar de Participación en Proyectos de Energía
Javier Zulueta, jefe de la División de Participación y Diálogo Social del Ministerio de Energía, mostró a los representantes de Apemec y empresas hidroeléctricas los detalles de la Guía Estándar de Participación para el Desarrollo de Proyectos de Energía, en un taller realizado en el Estudio Jurídico Guerrero Olivos y que fue organizado por el Comité de Energía de la Cámara de Comercio Chileno Australiana (Auscham).
Según Zulueta, la guía no pretende sustituir al Convenio 169: “Este ha sido un tema sensible para las comunidades indígenas y hemos sido claros en que esto no lo condiciona, ni sustituye, pues creemos que lo complementa e igual hemos estado trabajando con pueblos originarios para desarrollar una política estándar de trabajo en torno a la energía y los asuntos indígenas. Esperamos que se transforme en una guía que el próximo año vamos a dar a conocer”, afirmó.
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AGENDA NOVIEMBRE / DICIEMBRE
II Versión del Foro Eólico de Chile, EOLO 2015Organiza: Grupo Editorial EditecLugar: Hotel Plaza El BosqueContacto: [email protected]
Más información: www.foroeolo.cl
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VII Congreso Cigré: Futuros desafíos para el sector eléctrico chilenoOrganiza: Capítulo chileno del CigréLugar: Hotel Intercontinental, SantiagoContacto: [email protected]
Más información: www.cigre.cl
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Seminario Cuentas Nacionales 2015Organiza: CepalLugar: Avda. Dag Hammarskjold 3477, Vitacura Contacto: [email protected]
Más información: www.cepal.org
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Foro de Innovación SustentableOrganiza: UnepLugar: Paris-Le Bourget, Paris FranciaContacto: [email protected]
Más información: www.cop21paris.org
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l Informe Técnico
Enfrentar las condiciones particulares del clima en el territorio nacional, además de la especialización de técnicos locales, son los puntos más delicados en esta actividad.
l mantenimiento de las centra-
les de generación de Energías
Renovables No Convencionales
(ERNC) viene en aumento de la
mano del mayor ingreso de proyectos de este tipo
a los sistemas eléctricos, lo que plantea una serie
de desafíos en cuanto al personal calificado para
realizar estas actividades, además de enfrentar
ciertas condiciones ambientales para las centra-
les solares y de accesibilidad para las mini hidro.
Ricardo León, coordinador de proyectos del Pro-
grama de Energía Solar del Centro Nacional para
la Innovación y Fomento de las Energías Susten-
tables (Cifes), señala a Revista ELECTRICIDAD
que cada fuente ERNC tiene su propio requeri-
miento de mantención, “tanto por el lugar donde
se emplazan como por la forma en que operan y
la tecnología que utilizan”.
Tipos de mantenciónEn esta línea, el mantenimiento de plantas reno-
vables recurre a las tecnologías de mantención
Epredictiva y correctiva. Claudio Albornoz, gerente de
Operaciones de Servicios de Energía de Siemens,
sostiene a este medio que el mantenimiento pre-
ventivo en parques eólicos “es el que tiene que ver
con una planificación que sigue procedimientos y
estándar estrictos, con documentación técnica que
se programa con meses y años de anticipación, y
es un verdadero programa que sigue cada una de
las turbinas”.
Por su parte, agrega el especialista, el mantenimien-
to correctivo “tiene que ver con posibles alarmas o
fallas que pueda haber en las turbinas. Mediante
un sistema de monitoreo y mantenimiento, existe
un equipo que visita y corrige esta situación en la
turbina, de acuerdo a la necesidad, es decir, son
imprevistos”.
Limpieza de paneles solares es uno de los temas críticos
Mantenimiento predictivoy correctivo en centrales ERNC
La planta PV Salvador (de Etrion, Total Nuevas Energías y Solventus), utiliza un robot para realizar la limpieza de los 161.280 módulos fotovoltaicos distribuidos en pleno desierto de Atacama.
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Ricardo León explica que los mantenimientos
en el sector ERNC “vienen amarrados por los
proveedores o por las empresas que construyen
el montaje, conocidas como los “epecistas” (EPC)
que se quedan operando los parques como parte
de los costos de mantenimiento”.
Según Claudio Albornoz, los contratos de man-
tenimiento eólico por lo general se manejan de
esas dos formas: “por el OEM (fabricante de equi-
pamiento original), o de empresas terceras que
se hacen cargo del mantenimiento y todo lo que
ocurre en la vida operativa del parque”.
Julio Friedmann, presidente de Alstom en Chile
y vicepresidente de Energía para el Cono Sur de
la empresa, indica a Revista ELECTRICIDAD
que en materia de mantenimiento preventivo “a
veces es recomendable mantener al fabricante
original”, mientras que el mantenimiento correctivo
se puede usar en el sector eólico, pues “el análisis
de datos y control de los equipos nos permite
determinar los posibles incidentes en tiempo real”.
A su juicio, existen “tres elementos básicos en el
uso de tecnologías de mantenimiento: maximizar
la disponibilidad, mejorar la generación de energía
y optimizar los componentes y sistemas de vida”.
Martín Baltazar, instructor senior del Centro de
Entrenamiento Industrial y Minero (Ceim), ase-
gura que el mantenimiento predictivo “es uno
de los que más se está desarrollando debido
a que las tecnologías de ERNC están aún en
desarrollo y sus sistemas están altamente ins-
trumentados, lo que permite realizar monitoreo
de condiciones en tiempo real con su respectivo
diagnóstico, esta información es útil para es-
tablecer mejores modelos físico-matemáticos
y que les permite a los fabricantes mejorar
las técnicas y los materiales de construcción”.
DesafíosOtro pilar de la mantención de centrales re-
novables son las condiciones ambientales en
que operan las instalaciones. Ricardo León
menciona el caso de las plantas solares, donde
“la limpieza ha sido un tema crítico en muchos
casos”.
Esto es compartido por Julio Friedmann, quien
agrega a esta situación las complejidades de-
rivadas de la diversidad geográfica y lugares
remotos, además de la disponibilidad de agua
para la limpieza de paneles solares”.
Héctor Chávez, académico del Departamento
de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de
Santiago, afirma a Revista ELECTRICIDAD que
en las centrales fotovoltaicas el asunto más
relevante de la mantención “es la decantación
de polvo, porque se incrusta, transformándose
en una masa sólida que se adhiere a los paneles.
El tema complica porque se ocupa mucha agua,
siendo este un recurso escaso en la zona”.
El otro punto relevante es la especialización de
técnicos en mantenimiento. Martín Baltazar,
señala que el desafío es la existencia de un
“vínculo entre el sector empresarial ERNC y las
casas de estudios como universidades, CFT y
centros de entrenamiento. Debemos entregar
conocimientos, competencias y habilidades
necesarias para realizar un mantenimiento
efectivo, de calidad y seguro, según los altos
estándares industriales y normativas nacionales
vigentes”.
Foto
: Gen
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Estación de capacitación eólica y solar que se realiza en el Centro de Entrenamiento Industrial y Minero en Antofagasta.
Trina Solar, el fabricante número uno a nivel mundial en términos de embarques de módulos fo-tovoltaicos (en 2014 despachó
3,66 GW) está presentando al mercado nacional su nueva línea de soluciones fotovoltaicas: los módulos DUOMAX sin marco, certifi cado por UL/IEC. La elimi-nación del marco de aluminio presenta una serie de ventajas, como el mayor ren-dimiento, se favorece la autolimpieza, se mejora la certifi cación contra incendios, entre otros. Este módulo puede operar con voltajes de sistema de hasta 1500 VDC.
Los módulos DUOMAX, en los modelos TSM–PEG5 y TSM–PEG14, están com-puestos de dos capas de 2,5 mm de vidrio reforzado, reemplazando la capa poste-rior de material plástico (back sheet). Con esto, explica Rómulo Bisetti, gerente de ventas Chile y Sudamérica de Trina Solar, se logra dar la rigidez necesaria a los módulos fotovoltaicos, a pesar de la ausencia de marco.
“Al retirar el marco de aluminio del mó-dulo y brindar rigidez y protección a la celda solamente a través de la doble capa de vidrio, se logra reducir los costos de mantención al eliminar la acumulación de polvo en bordes y esquinas y gracias a su operación a mayores voltajes se tienen menores gastos en BOS (materiales y componentes de interconexión de los módulos)”, explica Bisetti.
El modelo TSM–PEG5 está compuesto de 60 celdas multicristalinas con un rango de potencia de entre 250 y 265 W, ade-más de una efi ciencia máxima de 16,1%; el modelo TSM–PEG14, en cambio, está conformado por 72 celdas y una rango de potencia que varía entre 300 y 315 W.
GARANTÍA LINEALUn aspecto destacado de los módulos DUOMAX, explica Rómulo Bisetti, es la garantía lineal que aplica Trina Solar.
“La garantía lineal reconoce un hecho natural en este tipo de equipos: la degradación del silicio es gradual a lo largo de la vida del módulo, no esca-lonada. Tradicionalmente los fabricantes aseguraban los módulos en base a intervalos, así, por ejemplo, se señalaba que en los primeros 10 años el módulo se iba a degradar no más de un 10% y que en los posteriores 15 años, la tasa de degradación acumulada po-
dría llegar hasta 20%. Trina Solar garantiza que la degra-dación se produce linealmente a partir el primer año hasta el fi nal de su vida útil, 30 años en el caso del DUOMAX, es decir, a una tasa de 0,5% al año”, explica Bisetti.
La ventaja de esto, explica el ejecutivo, es que permite pre-sentar proyectos con una pro-ducción de energía garantiza-da mayor; para los DUOMAX la energía adicional garantiza-da es de 20,6% más que las soluciones convencionales.
Otro aspecto destacado de los módulos DUOMAX tiene
relación con la tolerancia posi-tiva de potencia (0 / +3%), en términos sencillos, la solución ofrecida por Trina Solar al mer-cado nacional asegura que la potencia instalada, en el peor de los casos, será la nominal a las condiciones de medición (STC), mientras que en el me-jor escenario, se contará con un 3% adicional de potencia con respecto a esta.
Los DUOMAX cuentan con el certifi cado clase A de resisten-cia al fuego de UL. Presentan mayor resistencia a sustancias químicas y una mejor resisten-cia mecánica. Además, tiene una mayor resistencia PID.
LOS MÓDULOS PRESENTADOS POR LA MULTINACIONAL ESTÁN COMPUESTOS por una doble capa de vidrio que elimina la utilización de marcos de aluminio, reduciendo costos de mantención gracias a la menor acumulación de polvo.
Trina Solar presenta módulos fotovoltaicos DUOMAX en Chile
TENDENCIAS EN MANTENIMIENTO DE ERNC
Líder mundial en la fabricación de productos fotovoltaicos de próxima generación. El compromiso de Trina Solar es construir alianzas beneficiosas con instaladores, desarrolladores de proyectos, distribuidores y socios tecnológicos, cuyo objetivo común sea impulsar la energía inteligente.
Gracias a sus redes de ventas y servicios, a la presencia de expertos locales, la alta tecnología de producción de las plantas en China y los expertos de las filiales de Estados Unidosy Europa, Trina Solar está capacitado para responder a todas sus necesidades.
Rómulo Bisetti Solari
+56 2 2594 7586
www.trinasolar.com
Trina Solar
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Años10 15 20 25 30
+2%+3.2%
+4.5%+5.9%
80%
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100%97.5% Energía adicional garantizada de los módulos DUOMAX
Durabilidadmejorada
Resistente al PID.
Menos suciedad debido a sus cualidades de autolimpieza.
La doble capa de vidrio incrementa la robustez del módulo y previene la formación de micro grietas.
MayorSeguridad
Resistencia a fuegos clase A certificado por TUV Rheinland de acuerdo al ensayo de fuegos IEC 61730-2 / MST 23
Certificados para fuego tipo 13 (UL 1703)
Aumentode Valor
Mayor voltaje máximo del sistema (1.500 V) reduce costos BOS
30 Años de garantía lineal
Degradación anual de 0,5%
están compuestos de dos capas de 2,5 mm de vidrio reforzado, reemplazado la capa trasera de plástico.
Tasa de degradación
anual de 0,5% en un periodo
de 30 años
Módulos DUOMAX de Trina SolarLa familia de productos DUOMAX, (en los modelos TSM–PEG5 y TSM–PEG14) ofrece una potencia adicional garantizada superior, una tolerancia positiva de potencia entre 0 +3%, además de una garantía de 30 años.
La potencia adicional garantizada por los módulos DUOMAX es 20,6% superior en
relación a las soluciones convencionales”Rómulo Bisetti, Gerente de Ventas Chile y Sudamérica
MódulosDUOMAX
ModeloTSM-PEG5
60 cedasfotovoltaicas
250-265W
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72 cedasfotovoltaicas
300-315W
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ModeloTSM-PEG14
MóduloMulticristalino
Rangode Potencia
MáximaPotencia
ToleranciaPositiva dePotencia
Garantía de potencia lineal de módulos DUOMAX de Trina Solar
Principales características
Módulos estándarde Trina
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Garantía lineal de los módulosDUOMAX de Trina Solar
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TENDENCIAS EN MANTENIMIENTO DE ERNC
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Trina Solar, el fabricante número uno a nivel mundial en términos de embarques de módulos fo-tovoltaicos (en 2014 despachó
3,66 GW) está presentando al mercado nacional su nueva línea de soluciones fotovoltaicas: los módulos DUOMAX sin marco, certifi cado por UL/IEC. La elimi-nación del marco de aluminio presenta una serie de ventajas, como el mayor ren-dimiento, se favorece la autolimpieza, se mejora la certifi cación contra incendios, entre otros. Este módulo puede operar con voltajes de sistema de hasta 1500 VDC.
Los módulos DUOMAX, en los modelos TSM–PEG5 y TSM–PEG14, están com-puestos de dos capas de 2,5 mm de vidrio reforzado, reemplazando la capa poste-rior de material plástico (back sheet). Con esto, explica Rómulo Bisetti, gerente de ventas Chile y Sudamérica de Trina Solar, se logra dar la rigidez necesaria a los módulos fotovoltaicos, a pesar de la ausencia de marco.
“Al retirar el marco de aluminio del mó-dulo y brindar rigidez y protección a la celda solamente a través de la doble capa de vidrio, se logra reducir los costos de mantención al eliminar la acumulación de polvo en bordes y esquinas y gracias a su operación a mayores voltajes se tienen menores gastos en BOS (materiales y componentes de interconexión de los módulos)”, explica Bisetti.
El modelo TSM–PEG5 está compuesto de 60 celdas multicristalinas con un rango de potencia de entre 250 y 265 W, ade-más de una efi ciencia máxima de 16,1%; el modelo TSM–PEG14, en cambio, está conformado por 72 celdas y una rango de potencia que varía entre 300 y 315 W.
GARANTÍA LINEALUn aspecto destacado de los módulos DUOMAX, explica Rómulo Bisetti, es la garantía lineal que aplica Trina Solar.
“La garantía lineal reconoce un hecho natural en este tipo de equipos: la degradación del silicio es gradual a lo largo de la vida del módulo, no esca-lonada. Tradicionalmente los fabricantes aseguraban los módulos en base a intervalos, así, por ejemplo, se señalaba que en los primeros 10 años el módulo se iba a degradar no más de un 10% y que en los posteriores 15 años, la tasa de degradación acumulada po-
dría llegar hasta 20%. Trina Solar garantiza que la degra-dación se produce linealmente a partir el primer año hasta el fi nal de su vida útil, 30 años en el caso del DUOMAX, es decir, a una tasa de 0,5% al año”, explica Bisetti.
La ventaja de esto, explica el ejecutivo, es que permite pre-sentar proyectos con una pro-ducción de energía garantiza-da mayor; para los DUOMAX la energía adicional garantiza-da es de 20,6% más que las soluciones convencionales.
Otro aspecto destacado de los módulos DUOMAX tiene
relación con la tolerancia posi-tiva de potencia (0 / +3%), en términos sencillos, la solución ofrecida por Trina Solar al mer-cado nacional asegura que la potencia instalada, en el peor de los casos, será la nominal a las condiciones de medición (STC), mientras que en el me-jor escenario, se contará con un 3% adicional de potencia con respecto a esta.
Los DUOMAX cuentan con el certifi cado clase A de resisten-cia al fuego de UL. Presentan mayor resistencia a sustancias químicas y una mejor resisten-cia mecánica. Además, tiene una mayor resistencia PID.
LOS MÓDULOS PRESENTADOS POR LA MULTINACIONAL ESTÁN COMPUESTOS por una doble capa de vidrio que elimina la utilización de marcos de aluminio, reduciendo costos de mantención gracias a la menor acumulación de polvo.
Trina Solar presenta módulos fotovoltaicos DUOMAX en Chile
TENDENCIAS EN MANTENIMIENTO DE ERNC
Líder mundial en la fabricación de productos fotovoltaicos de próxima generación. El compromiso de Trina Solar es construir alianzas beneficiosas con instaladores, desarrolladores de proyectos, distribuidores y socios tecnológicos, cuyo objetivo común sea impulsar la energía inteligente.
Gracias a sus redes de ventas y servicios, a la presencia de expertos locales, la alta tecnología de producción de las plantas en China y los expertos de las filiales de Estados Unidosy Europa, Trina Solar está capacitado para responder a todas sus necesidades.
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+2%+3.2%
+4.5%+5.9%
80%
90%
100%97.5% Energía adicional garantizada de los módulos DUOMAX
Durabilidadmejorada
Resistente al PID.
Menos suciedad debido a sus cualidades de autolimpieza.
La doble capa de vidrio incrementa la robustez del módulo y previene la formación de micro grietas.
MayorSeguridad
Resistencia a fuegos clase A certificado por TUV Rheinland de acuerdo al ensayo de fuegos IEC 61730-2 / MST 23
Certificados para fuego tipo 13 (UL 1703)
Aumentode Valor
Mayor voltaje máximo del sistema (1.500 V) reduce costos BOS
30 Años de garantía lineal
Degradación anual de 0,5%
están compuestos de dos capas de 2,5 mm de vidrio reforzado, reemplazado la capa trasera de plástico.
Tasa de degradación
anual de 0,5% en un periodo
de 30 años
Módulos DUOMAX de Trina SolarLa familia de productos DUOMAX, (en los modelos TSM–PEG5 y TSM–PEG14) ofrece una potencia adicional garantizada superior, una tolerancia positiva de potencia entre 0 +3%, además de una garantía de 30 años.
La potencia adicional garantizada por los módulos DUOMAX es 20,6% superior en
relación a las soluciones convencionales”Rómulo Bisetti, Gerente de Ventas Chile y Sudamérica
MódulosDUOMAX
ModeloTSM-PEG5
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72 cedasfotovoltaicas
300-315W
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ModeloTSM-PEG14
MóduloMulticristalino
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MáximaPotencia
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Garantía de potencia lineal de módulos DUOMAX de Trina Solar
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Especialistas analizan los alcances de este concepto en el sector eléctrico, vislumbrando los primeros pasos en esta materia.
l valor compartido es un concepto
acuñado por los economistas Mi-
chael Porter y Mark Kramer que
ingresó con fuerza en el mundo de
la Responsabilidad Social de Empresa (RSE), siendo
clave a la hora de establecer relaciones entre empre-
sas y comunidades.
Chile no es ajeno a esta realidad, especialmente en
el sector energético, donde los proyectos conven-
cionales (termo e hidroeléctricos) registran la mayor
oposición entre comunidades y grupos ambientalistas.
AnálisisMargarita Ducci, directora ejecutiva de Red Pacto
Global Chile de la ONU, señala a Revista ELECTRI-
CIDAD que el valor compartido se ha transformado en
un elemento estratégico, pues “hay que entender que
el diálogo con los grupos de interés es primordial para
poder generar valor compartido y que ambas partes
sean beneficiadas, es decir, empresa y comunidad”.
Para Rodrigo Rivas, socio director de Valor Estra-
tégico Consultores, “la visión de valor compartido
es una evolución de la RSE. Trata de impulsar a las
empresas a generar valor social para la sociedad y las
E
Responsabilidad Social Empresarial (RSE)
Avances del valor compartido entre empresas eléctricas y comunidades
comunidades donde se insertan, tal como crean valor
para sus accionistas e inversionistas. Así, como dice
Michael Porter, los incentivos de las empresas están
alineados con los incentivos de la sociedad”.
Carolina Andrade, directora de Asesoría e Investigación
de Fundación PROhumana, indica a este medio que
en el sector eléctrico existe la tendencia “a realizar un
trabajo de relacionamiento estratégico con los públicos
de interés, en especial con las comunidades y con los
Margarita Ducci, directora ejecutiva de Red Pacto Global Chile.
Carolina Andrade, directora de Asesoría e Investigación de Fundación PROhumana.
María Eliana Arntz, directora ejecutiva de la Fundación Casa de la Paz.
Rodrigo Rivas, socio director de Valor Estratégico Consultores.
Luis Jara, director del Centro de Contabilidad y Transparencia Informativa de la Facultad de Economía y Negocios de la Universidad de Chile.
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clientes-consumidores, con incidencia en las relacio-
nes de vinculación y en la generación de proyectos
conjuntos”.
Según la ejecutiva, el valor compartido supone que
“una empresa socialmente responsable no se vincula
con sus comunidades solamente para prevenir o miti-
gar eventuales conflictos, sino que lo hace desde una
mirada estratégica sustentable y responsable, con el
fin de crear escenarios que reporten beneficios para
ambas partes”.
Sin embargo María Eliana Arntz, directora ejecutiva de
la Fundación Casa de la Paz, advierte que no se debe
confundir el concepto de valor compartido con el de
asociatividad, precisando que el proyecto que evalúa
el Gobierno en este tema “no es ni asociatividad ni
valor compartido. Es correcto desde el punto de vista
de la equidad territorial tarifaria, pero no es en estricto
rigor una iniciativa conjunta”.
De acuerdo a Luis Jara, director del Centro de Con-
tabilidad y Transparencia Informativa de la Facultad
de Economía y Negocios de la Universidad de Chile,
“se observa un amplio acercamiento a las comunida-
des aledañas por parte de las empresas eléctricas
nacionales. Este tipo de stakeholder es uno de los
principales para esta industria, pues no olvidemos
las presiones sociales que pueden generar y sus
consecuencias negativas para la industria eléctrica”.
Casos concretosLos especialistas consultados por Revista ELEC-
TRICIDAD mencionan algunos casos de empresas
eléctricas locales que han trabajado con el concepto
de valor compartido.
Margarita Ducci (Red Pacto Global): “Colbún,
con su central hidroeléctrica Angostura (ubicada
al sur oriente de Los Ángeles). Hubo un 100% de
acuerdo con las familias reasentadas y contó con
diálogo permanente desde su primera etapa mediante
mesas de trabajo y una serie de convenios con los
municipios junto con inversión en infraestructura y en
capital humano ligado a un centro de emprendimiento
inserto en la comunidad”.
Rodrigo Rivas (Valor Estratégico Consulto-
res): “el parque eólico Los Cururos, de Empresas
Públicas de Medellín (EPM). La empresa se compro-
metió a entregar un 3,5% de sus ventas a la comuni-
dad agrícola La Cebada de la Región de Coquimbo”.
Carolina Andrade (PROhumana): “el programa
“Chilectra en tu Barrio”, orientado a colaborar con la
economía doméstica de las comunidades, donde
se contemplan proyectos participativos con Juntas
de Vecinos, Uniones Comunales y Organizaciones
Funcionales en las áreas de concesión de la empresa”.
Luis Jara (FEN Universidad de Chile): “Los acuer-
dos de valor compartido de Endesa y las comunidades
de Coronel, vecina a la central Bocamina −con los
regantes del sector agrícola del Laja y con los regantes
de la cuenca del Maule− lo que permitió viabilizar las
obras para el inicio de la construcción de la central
hidroeléctrica Los Cóndores. A esto se suman los
protocolos de acuerdo firmados con representantes
de las comunidades que participan en la Consulta
Indígena que se realiza en el marco de la evalua-
ción ambiental del Proyecto Línea de Transmisión
Neltume-Pullinque, en la Región de Los Ríos”.
Contacto: [email protected] / +56 9 8288 6754www.grupovertikal.cl
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os primeros esfuerzos por explotar ener-
gía geotérmica en el norte de Chile se
remontan a comienzos del siglo XX, cuan-
do miembros de la comunidad italiana en
Antofagasta crearon una compañía privada llamada Comu-
nidad Preliminar de El Tatio. Fue el primer proyecto de ex-
ploración geotérmica en el país: entre 1921 y 1922 fueron
excavados dos pozos de 70 y 80 metros de profundidad
en la zona. Pero no sería sino hasta la década de los 70
que los esfuerzos por
desarrollar proyectos
de explotación se re-
tomarían.
Las cifras sobre el
potencial geotérmico
que se manejan hoy en
Chile son alentadoras.
En 2010, cálculos de la Comisión Nacional de Energía
hablaban de 3.350 MW. Pero una reciente investigación,
realizada por Alfredo Lahsen (Universidad de Chile) y su
equipo de la Facultad de Geología, confirma datos que se
vienen manejando desde hace algunos años: Chile contaría
con un potencial de hasta 16.000 MW, lo que representa
el 91% de la actual capacidad instalada en el país.
Como una de las nuevas secretarías regionales minis-
teriales de energía, comenzar con el diálogo hacia las
comunidades es fundamental para que los proyectos
L geotérmicos se desarrollen de manera armónica con la
sociedad y medioambiente.
Hoy tenemos (en la región de Arica y Parinacota) tres
proyectos de geotermia en etapa de exploración, ubicados
en la comuna de Camarones: Exploración Licancura 1,
Polloquere y Licancura 3. En estas iniciativas ya se rea-
lizaron las etapas de geología, geoquímica y geofísica, y
sin duda, se trata de una diversificación en la generación
de Energía Renova-
ble No Convencional
(ERNC), la cual solo
consideraba proyec-
tos fotovoltaicos.
Actualmente en la re-
gión solo el 8% de la
generación eléctrica
corresponde a ERNC, pero se espera que de los 11
proyectos con RCA aprobados, 888 MW generen a me-
diano plazo, sin considerar las solicitudes de RCA que se
encuentran en proceso de tramitación (que superarían
una inversión de US$800 millones).
Por nuestra ubicación geográfica privilegiada, al tener
como fronteras a Perú y Bolivia, las proyecciones se
amplían y no es lejano pronosticar una conectividad inter-
nacional para la transferencia de energía, especialmente
de ERNC como la geotermia.
Región enlace para la interconexión con Latinoamérica
Geotermia en Arica y Parinacota
Por nuestra ubicación geográfica privilegiada, al tener como fronteras a Perú y Bolivia,
las proyecciones se amplían y no es lejano pronosticar una conectividad internacional para la transferencia de energía, especialmente de
ERNC como la geotermia.
Por Raúl Montoya, seremi de Energía de la región de Arica y Parinacota
Columna de Opinión
En Chile se suele confundir mantenimiento preventivo con predictivo. El tema no es
trivial, explica Hernán Peñaranda, General Manager de Pace Technologies en Chile, empresa canadiense que a mediados de año abrió oficinas en el país. La importancia de entender la diferencia entre ambos conceptos y aplicar herramientas de predicción, asegura, tiene el potencial de ahorrar tiempo y dinero. Mucho dinero. Junto a lo anterior, explica, a través del mantenimiento predictivo es posible llevar los equipos a su máximo potencial (en función de las especificaciones del fabricante).
Pese a lo que se pueda pensar, al menos en temas de ingeniería eléctrica, Chile recién ha comenzado a dar sus primeros pasos en temas de mantenimiento predictivo. Según explica el ejecutivo, es natural que los equipos eléctricos se degraden con el tiempo, pero no necesariamente tienen
que fallar. La prueba de mantenimiento predictivo realizado por Pace Technologies evalúa las condiciones de los equipos mientras se encuentran funcionando con el fin de diseñar e implementar una estrategia de mantenimiento preventivo que implique una parada más corta y focalizada sobre los equipos con problemas y de esta manera permita reducir los costos de mantención en forma segura y confiable.
En Chile, Pace Technologies trabaja con los dos estándares eléctricos más utilizado en el país, ANSI/NEMA y IEC, además, es una de las pocas empresas certificadas NETA (InterNational Electrical Testing Association) en Chile, “NETA es la organización que fija los estándares y procedimientos para medir cualquier equipo eléctrico”, explica el ejecutivo.
Junto a lo anterior, Pace Technologies ofrece lo último en tecnología de
cámaras CORONA utilizadas en centrales eléctricas, líneas de distribución y subestaciones eléctricas, laboratorios de alto voltaje, empresas mineras, etc.
Como empresa, Pace Technologies trabaja con el más amplio espectro de servicios vinculados a la ingeniería de potencia, en media y alta tensión, entre los que se destacan la realización de pruebas de aceptación SAT y FAT, mediciones infrarrojo y ultravioleta; evaluación de equipos eléctricos y análisis de calidad de energía, detección de fugas, comisionamiento y puestas en marcha, pruebas de mantenimiento predictivo, etc.
Pace Technologies se encuentra presente en todos los estados de Canadá, cuenta con oficina en Estados Unidos y ahora en Chile para atender a América Latina. Por su gran experiencia en mantenimiento y mediciones se ha transformado en la principal empresa de infrarrojo y mediciones de Efecto Corona y Gas SF6 en Canadá. “Nuestro gran objetivo es aplicar toda esa experiencia en el mercado chileno”, explica Hernán Peñaranda.
LA EMPRESA DE ORIGEN CANADIENSE ABRIÓ OFICINAS EN CHILE PARA LATINO AMÉRICA, A MEDIADOS DE AÑO CON UNA OFERTA INNOVADORA EN INGENIERÍA ELÉCTRICA, ENTRE LA QUE DESTACA UNA ALTA TECNOLOGÍA PARA MANTENIMIENTO PREDICTIVO.
PACE TECHNOLOGIES: INNOVACIÓN EN INGENIERÍA ELÉCTRICA
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Hernan Peñaranda -General ManagerCraig Leavitt - Director South AmericaDerek Carter - Director Robb Ferguson - President
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IAEEEl ex titular de Energía del Gobierno del Presidente Sebastián Piñera y actual profesor de Ingeniería de la Universidad Católica, Ricardo Raineri, fue elegido presidente de Asociación Internacional para la Economía Energética (IAEE), con sede en Estados Unidos, para el período 2016 y 2017.
La organización mundial cuenta con miembros en más de 100 países, interesados en la economía, fomento e investigación del sector energético. Además está a cargo de reconocidas publicaciones que abordan este campo a nivel global. Actualmente Ricardo Raineri se desempeña en la IAEE como vicepresidente del área de Asuntos Académicos, cargo que ocupa desde enero de 2013.
CIFESDaniela Álvarez fue nominada como directora ejecutiva del Centro para la Innovación y Fomento de las Energías Sustentables (Cifes), organismo que tiene a su cargo el desarrollo de iniciativas que impulsen la adopción de las energías sustentables en Chile, velando por la implementación de programas y
proyectos que aporten soluciones innovadoras a los desafíos energéticos y de competitividad del país.Álvarez es ingeniero químico de la Universidad de Carabobo, Venezuela, y MBA de la Pontificia Universidad Católica de Chile, además de ser diplomada en energía y finanzas de HEC-París.
ENAPEl Directorio de la Sociedad Nacional de Minería (Sonami) designó a Alejandro Jadresic como director de Enap, en reemplazo de Ramón Jara Araya.Alejandro Jadresic es ingeniero civil industrial de la Universidad de Chile y PhD en Economía de la Universidad de Harvard. Además, cuenta con una
amplia experiencia en los sectores público, privado y académico. Jadresic fue ministro presidente de la Comisión Nacional de Energía (1994-1997), presidente de la Comisión Preventiva (antimonopolios) y jefe de Política Comercial e Industrial del Ministerio de Economía. Desde enero de 2007 se desempeña como decano de la Facultad de Ingeniería y Ciencias de la Universidad Adolfo Ibáñez.
GHDLa red internacional de ingenieros, arquitectos y profesionales del medio ambiente que presta servicios a los mercados mundiales en las áreas de agua, energía, medio ambiente, infraestructura, y transporte informó que se designó a Ignacio Gaueca como nuevo Acting Operating Centre Manager
South America (OCM).
WÄRTSILÄEl Consejo Directivo de Wärtsilä Corporation informó que designó a Jaakko Eskola como el nuevo Presidente y CEO de la compañía. El ejecutivo asumirá estas funciones a partir del 1 de noviembre y sucederá a Björn Rosengren, quien se convertirá en CEO de la empresa de ingeniería Sandvick, en Suiza.
Jaakko Eskola se unió a Wärtsilä en 1998 y actualmente se desempeña como presidente de Marine Solutions, ejecutivo senior y deputy CEO, con sede en Shangai, China. Anteriormente trabajó como director general de Desarrollo y Servicios Financieros y vicepresidente de Ventas y Marketing para la Unidad de Negocios Energy Solutions.
SiemensNueva turbina eólica se adapta a sitios de vientos medios y bajos
En entrevista con revista ELECTRICIDAD, Jacob Andersen, CEO de Siemens Wind Power para América, explicó que tras un largo período de investigación, con el foco en las características parti-culares de América, se lanzó la turbina SWT-2.3-120 diseñada especialmente para optimizar la entrega de energía en lugares con vientos medios y bajos.
De visita en nuestro país, el espe-cialista explicó que la turbina cuenta con un rotor de 120 metros, con palas aéreo elásticas de 59 metros. Su desarrollo utiliza la tecnología Siemens IntegralBlade para hacer un uso inteligente de las capacida-des de flexión de la estructura de la pala. Esto permite que tenga un mayor tamaño del rotor, incremente el diámetro de la pala y tenga un 23% más del área de barrido sin un aumento proporcional de cargas estructurales, además de reducir los pesos y cargas lo que permite un menor desgaste.
La góndola, en tanto, está optimizada ergonómicamente para el mantenimiento, mediante una mayor accesibilidad a los componentes y está cerrada por una góndola cuadrada de acero diseñada para proteger los componentes internos.“Chile cuenta con vientos clase 2 y 3, es decir, vientos medios y medios bajos, por lo que esta tecnología es una muy buena alternativa”, explica Jacob Anderson, quien agrega que no hay que olvidar la experiencia de más de 30 años que tiene la compañía en este tipo de sistemas. “Queremos ser líderes en el sector energético y la generación eólica es una parte muy importante para Siemens”, concluyó el especialista.
Designaciones
Techvalue presenta conversores Profibus/CAN de Moxa
Techvalue, empresa que entrega soluciones de comunicación, computación y automatización industrial en Chile y Perú, es representante oficial de Moxa, marca que presenta sus con-versores Profibus/CAN a fibra óptica.Desde la empresa detallan que los conversores Profibus/CAN proporcionan la capacidad de extender comunicación sobre fi-bra óptica, lo que permite entre-gar mayor robustez y distancia a la transmisión de información de los buses de campo en to-pologías de red redundantes entre dispositivos Profibus/
CAN. Estos modelos facilitan el mantenimiento basado en sus funciones de diagnósticos de fibra óptica y redundancia, que es lo que requieren los distintos sistemas que operan todo el tiempo. Los conversores Moxa cuentan con un robusto diseño y están protegidos con carcasa metálica, aislamiento de 2 kV, entradas de alimentación redun-dante y rango de operación de temperatura de -40°C a 75°C.Los equipos poseen indicadores LED de estado Profibus y CAN que facilitan la visualización del estado de las comunicaciones.
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ABB Chile presenta proyecto de integración con DCS Symphony Plus
Empresas de generación de energía, mineras, plantas de tratamiento de aguas, la industria de la pulpa & pa-pel y representantes del mundo de la academia participaron del Expert Technology Event, taller organizado por ABB Chile sobre el sistema de control distribuido Symphony Plus de la compañía.El taller teórico práctico, dictado por el experto de ABB Italia, Alessandro Schivo, se centró en varias novedades, entre ellas, la plataforma de operación “S+ Operation”, la herramienta de ingeniería “S+ Engineering” y la nueva serie Symphony Plus de controladores e IO (SD) Serial Din.
Además, durante el evento se lanzó el proyecto de integración de equipos ABB, en torno a Symphony Plus, que se encuentra desarrollando el alumno memorista de la Universidad de la Frontera, Cristian Muñoz.“El proyecto de integración busca mostrar la robustez del sistema de control distribuido Symphony Plus, conectando diferentes equipos, como switchgears, drives, sistemas de dis-tribución de carga y demostrando la conectividad del equipo con la línea de controladores existentes Harmony Rack, los nuevos Symphony Din y otros controladores ABB como el AC800M”, enfatizó Muñoz.
Yokogawa Se adjudica contrato de reposición de flujómetros para SQM
Una orden por flujómetros magnéticos del fabri-cante de origen japonés Yokogawa concretó la productora de minería no-metálica SQM. El acuerdo considera la venta de un centenar de medidores en diámetros hasta las 14”. Los sensores serán destinados a las faenas productivas de SQM Salar en las cercanías de Antofagasta, detalló Yokogawa.Para Rodrigo Muñoz, gerente comercial de Yoko-gawa America Do Sul (Chile), este acuerdo es
importante, “ya que valida la ca-lidad de nues-tros equipos y su tecnología diferenciadora.
Además afianza po-sitivamente el camino
que estamos de-sarrollando en la industria mi-nera nacional”.
www.zublin.cl | www.zueblin.de 2 2498 9600 Cerro Portezuelo 9760, Quilicura - Santiago
Con más de un siglo de actividad en el mundo y más de 25 años operando en Chile, la empresa con casa matriz en Alemania, se ha posicionado como un referente en la ejecución efectiva de proyectos de desarrollo y construcción para el rubro de la minería y energía.
Especialidades:
• Minería Subterránea (Servicios, Procesos y Explotación)• Obras Subterráneas (Túneles, Cavernas, Piques y Galerías)• Obras Civiles (Hidroeléctricas y Energía)
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3M inaugura centro de innovación en Santiago
3M inauguró, en Santiago, su segundo centro de innovación en Chile. La nueva construcción, que significó una inversión de US$ 6 millones, se suma al centro de innovación de 3M para la minería, abierto en Antofagasta en 2013.“El centro de innovación de 3M en San-tiago será un espacio para desarrollar soluciones creativas y aplicaciones para las necesidades de las industrias de Chile y que posteriormente pueden exportarse al
resto del mundo”, señaló Wendy Benson, gerente general de 3M Chile.El edificio cuenta con 10 laboratorios para demostración, formación y desarro-llo de aplicaciones, donde profesionales especializados trabajarán en tecnologías para una amplia variedad de industrias productivas, como minería, vitivinícola, forestal, salmonera, alimentos y bebi-das, construcción, transporte, consumo y salud.
Gobierno británico abre proceso de postulación a Becas Chevening 2016-2017
El programa global de becas del gobier-no británico, Becas Chevening, abrió re-cientemente su proceso de postulación 2016-2017.Las Becas Chevening constituyen un pro-grama global financiado por la cancillería británica junto a organizaciones asociadas. Estas becas ofrecen la oportunidad de cursar estudios de posgrado de un año en las universidades más prestigiosas delReino Unido y son otorgadas a profesionales sobresalientes y con potencial de liderazgo provenientes de una variedad de áreas, incluyendo: minería, cambio climático y energía renovable, administración y políticas públicas, ciencia, tecnología, innovación y emprendimiento y educación.El proceso de postulación a las Becas Chevening estará abierto hasta el 3 de noviembre de 2015.
Eaton Da a conocer convertidor de frecuencia SC9000-EP Arc Resistance
Eaton dio a conocer el nuevo integrante de la familia AMPGARD, el convertidor de fre-cuencia “SC9000-EP Arc Resistance”, siendo el único equipo con-vertidor de frecuencia de Media Tensión del mercado con certifica-
ción de esta característica bajo norma CSA C22.2 No.22-11 y con cumplimiento de norma IEEE C37.20.7, atestiguado por laboratorios externos, según destacó la empresa.La compañía detalla además que esta nueva versión, resistente al arco del SC9000-EP, mantiene las características de modu-laridad que considera la integración del switch de aislación, el transformador desfasador y la electrónica de potencia en una misma alineación, la cual puede ser integrada a través de una barra única a un centro de control de motores resistente al arco de la serie AMPGARD de Eaton. Dentro de las características del SC9000-EP Arc Resistance, destacan los plenums dinámicos y la configuración de las celosías de ventilación que permiten el direccionamiento y la evacuación de gases producidos ante un eventual arco eléctrico.
www.eaton.cl
SimmaRent presenta línea de generadores insonorizados Denyo
La compañía de venta y arrien-do de equipos, SimmaRent, sumó a su portafolio de mo-tosoldadoras Denyo los gene-radores de la misma marca y reconocidos por su eficiencia.SimmaRent cuenta con stock de generadores insonorizados diésel monofásicos de 10,5 kVA con motor Yanmar y ge-neradores insonorizados diésel trifásicos que van desde 6,5 kVA hasta los 31,5 kVA (con motores Kubo-ta y Yanmar), entre otros.“Son ideales para operar en condicio-nes de gran exi-gencia, en donde se requiera que el generador funcione continuamente y tenga una extensa durabilidad”, destacó Francisco Wielandt, gerente
comercial de SimmaRent. Además, “consumen menos combustible y, por ende, son menos contaminantes. Su gran diferencia está en que Denyo fabrica su propia unidad ge-neradora”, señaló el ejecutivo.
www.simmarent.cl
www.chevening.org
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Jefe de Ventas NacionalesNicolás IbarraE-mail: [email protected].: +56 2 2757 4258, +56 9 64683561
Jefa de Ventas InternacionalesAlejandra CortésE-mail: [email protected].: +56 2 2757 4287, +56 9 83610279
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• María Isabel Fuenzalida, Ejecutiva ComercialE-mail: [email protected].: +56 2 2757 4291, +56 9 64685522
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