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188 ISSN 0717-164 noviembre 2015 | Año 24 www.revistaelectricidad.cl Nuevas reglas para la transmisión Cobertura a ForoSING, Enersol y Matelec-Genera Avances y desafíos para la energía eólica Interchile proyecta relación de largo plazo con nuestro país

Revista ELECTRICIDAD 188 – Noviembre 2015

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En la Cámara de Diputados comenzó la discusión para modificar este segmento del sistema eléctrico, donde el sector privado ha manifestado un apoyo medular a la iniciativa, aunque han advertido algunas inquietudes por algunos puntos específicos.

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Page 1: Revista ELECTRICIDAD 188 – Noviembre 2015

188ISSN 0717-164

noviembre 2015 | Año 24www.revistaelectricidad.cl

Nuevas reglas para la transmisión

Cobertura a ForoSING,Enersol y Matelec-Genera

Avances y desafíospara la energía eólica

Interchile proyecta relaciónde largo plazo con nuestro país

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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 esta fuente renovable redobla sus esfuerzos incorporando nuevos proyectos, tecnologías y procedimientos, temas que serán ampliamente analizados en EOLO 2015, con el fin de reforzar su presencia en el mercado eléctrico nacional.

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Sumario

EDICIÓN Nº 188 | Revista Electricidad | ISSN 0717-1641 | www.revistaelectricidad.cl

Encuéntranos en:

Torres de subtransmisión en Región de Antofagasta.

Foto: Juan Carlos Recabal.

188ISSN 0717-164

noviembre 2015 | Año 24www.revistaelectricidad.cl

Nuevas reglas para la transmisión

Cobertura a ForoSING,Enersol y Matelec-Genera

Avances y desafíospara la energía eólica

Interchile proyecta relaciónde largo plazo con nuestro país

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.

114Reportaje Central Nuevas reglas para la transmisión

Entrevista CentralJorge Rodríguez Ortiz, gerente general de Interchile proyecta relación de largo plazo con nuestro país

3 Editorial

17 Columna de Opinión Jaime Smith, seremi de Energía de la Región de O´Higgins

18 Cara a Cara ¿Fallos del Panel de Expertos deben ser vinculantes cuando la CNE o la SEC sean parte de las controversias?

21 Existen planes alternativos para concretar interconexión a tiempo

23 Sociales ForoSing 2015

27 Energía Matelec-Genera 2015 abordó eficiencia energética y ERNC

29 Energía Cierre y desmantelamiento de centrales eléctricas

31 Informe Técnico Ferretería eléctrica en Media y Alta Tensión

33 Escenario Energético

36

Chile podría convertirse en la capital mundial de la energía solar

37 Sociales

Foro Enersol 2015

40

Avances y desafíos para la energía eólica

45 Empresas

Entrevista a Fernando Allendes, presidente de la Asociación

de Energía Geotérmica (Achegeo)

46 Mercado Eléctrico

47 Catálogo de Productos

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Editorial

A nivel mundial, Chile es considerado un país innovador en

esta materia. Actualmente podemos encontrar dos sistemas

de almacenamiento de energía en baterías que proveen

reserva sincronizada en el Sistema Interconectado del

Norte Grande (SING). A estos se suma otra iniciativa que

actualmente está en el SEIA (de 60 MWs) y dos proyectos

de estaciones de bombeo que apuntan a usar agua de mar

para almacenar energía en el SING.

Es difícil proyectar qué sucederá

con el almacenamiento de energía

en el largo plazo, ya que existen

pronósticos que hablan de una

revolución que cambiará comple-

tamente el sistema y otros más

conservadores que plantean que

los cambios se darán paso a paso.

Sin embargo, todo parece indicar que cada día se utilizarán

más estos sistemas y que serán las centrales eólicas las

más interesadas por ser altamente variables. Por ejemplo,

en caso de grandes ráfagas de viento, se pueden producir

pulsos de potencia que pueden derivar en problemas de

estabilidad y calidad de servicio eléctrico. Un sistema de

almacenamiento adecuado es capaz de amortiguar estas

perturbaciones absorbiendo la energía y entregándola pos-

teriormente en forma acondicionada a la red.

Este tema fue desarrollado por el académico de la Univer-

sidad de Santiago, Gabriel Olguín, quien dictó una charla

técnica en el marco del ForoSING 2015 (que se efectuó

en Antofagasta) y se profundizará en la segunda versión

del Foro EOLO, organizado por el Grupo Editorial Editec

(el 19 de noviembre próximo). Los cambios comienzan a

notarse, al igual que los desafíos y retos de integrar sistemas

de almacenamiento de mayor escala a la red nacional.

l almacenamiento de energía ha sido ca-

talogado por diversos especialistas como

una necesidad creciente, técnicamente

factible y eventualmente viable desde el

punto de vista económico.

Hoy el sistema se diseña y opera bajo un enfoque de con-

tinuo balance entre generación y demanda. Es decir, si la

carga aumenta se debe generar más y viceversa.

Dos factores podrían hacer cam-

biar este panorama considerable-

mente. Por una parte aumenta la

integración de Energía Renovable

No Convencional (ERNC) varia-

ble, como la solar y eólica, a los

sistemas; y por otra, y muy ligada

a la anterior, se hace necesaria la incorporación de alma-

cenamiento de energía en redes eléctricas de modo de

proveer buffers para las intermitencias.

Esta necesidad quedará plasmada en la nueva ley de trans-

misión, la que, por primera vez, señala el término “almace-

namiento de energía” para indicar que estas soluciones

estarán sujetas a la coordinación del operador del sistema

eléctrico nacional. De esta manera, el coordinador contará

con un nuevo recurso para optimizar la operación.

En el último tiempo se ha debatido bastante sobre este

tema, incluso comparando los sistemas de baterías y las

centrales hidroeléctricas con el fin de almacenar energía.

Ante esto, aclaran los especialistas, un almacenamien-

to está diseñado especialmente para cargar y descargar

energía. En este aspecto se pueden mencionar ejemplos

como estaciones de bombeo o volantes de inercia, aire

comprimido y baterías BESS (Battery Energy Storage).

ETodo parece indicar que cada día se utilizarán más estos sistemas y que serán las centrales eólicas

las más interesadas por ser altamente variables.

Los cambios que se vienen en almacenamiento de energía

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Reportaje Central

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Proyecto de ley se encuentra en el Congreso

Nuevas reglas para la transmisión

En la Cámara de Diputados comenzó la discusión para modificar este segmento del sistema eléctrico, donde el sector privado ha manifestado un apoyo medular a la iniciativa, aunque han advertido algunas inquietudes por algunos puntos específicos.

Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

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uego de más un año de traba-

jo público-privado, el sistema

nacional de transmisión entró

en la recta final para renovar

su rostro, a través del proyecto de ley que se

tramita en el Congreso, cuyo principal objetivo

es disminuir los precios de energía mediante un

régimen más flexible y con mayor holgura, don-

de el Estado tendrá un fuerte rol planificador en

el largo plazo, además de otras novedades que

plantean mayor flexibilidad y holgura, como el

nuevo esquema de remuneración por el servicio

y la creación de polos de desarrollo.

También se destaca la creación del nuevo orga-

nismo coordinador independiente, el renovado

rol que se le asignará al almacenamiento de

energía y servicios complementarios, y la defi-

nición de los trazados de las líneas.

ProyectoJuan Carlos Araneda, presidente del comité

chileno de Cigré, destaca la discusión que reali-

zaron en torno al proyecto durante el seminario

organizado por el organismo. “El enfoque cen-

tral de este proyecto es mejorar la regulación

existente, vale decir, posibilitar una planificación

centralizada y cooperativa de los sistemas de

transmisión nacional y zonales, simplificando las

señales de precios de transmisión a través de

un esquema de estampillado, pero manteniendo

el esquema tarifario marginalista, con costos

marginales nodales y generadores compitien-

do y enfrentando riesgos y oportunidades, sin

perder las señales de localización en el corto

plazo”, afirma.

Andrés Romero, secretario ejecutivo de la

Comisión Nacional de Energía (CNE) señala

a Revista ELECTRICIDAD que si el proyecto

es aprobado en el Congreso se producirá una

baja en los costos marginales de hasta US$20

por MWh.

“Si tenemos un sistema robusto y con holgura

se reducirá el riesgo de descalce de costos

marginales, además de que habrá una mayor

competencia que ajustará los precios a la baja,

de US$10 a US$20 MWh, dependiendo de las

zonas donde se hagan las ofertas económicas”,

precisa.

“Todo lo que estamos haciendo es para que los

usuarios finales y clientes libres tengan mejores

precios, además de dar mayor transparencia a

los consumidores en el pago de la transmisión,

mejorar los estándares de calidad y servicio del

sistema, y dar mayor legitimidad social a los

procesos de planificación en los proyectos de

transmisión”, asegura Andrés Romero.

Audiencias públicas En este contexto, la comisión de Minería y

Energía de la Cámara de Diputados inició la

ronda de audiencias públicas para conocer la

visión que tienen los distintos actores del sector

eléctrico con las modificaciones al sistema de

transmisión.

Hugh Rudnick, director de Systep y académico

de la Universidad Católica, fue el primero en

analizar la iniciativa, señalando que una trans-

Expansión del sistema troncal y perspectivas a futuro

Paralelamente a la tramitación del proyecto que modifica la transmi-sión, la industria sigue su marcha. Durante septiembre el CDEC SIC publicó el informe final con las obras propuestas para el Plan de Expansión del Sistema de Trans-misión Troncal 2015, donde se consideran inversiones por sobre US$345 millones.Entre las principales obras re-comendadas en el SIC están el nuevo transformador 220/500 kV en la subestación Cumbres; la adecuación de la nueva línea Die-go de Almagro-Cumbres 2x220 kV; la nueva línea Maintencillo-Punta Colorada-Nueva Pan de Azúcar 2x200 kV, 2x500 MVA, 122; la nueva línea Ciruelos-Nueva Cautín 2x500 kV, 2x1700 MVA, energizada en 220 kV, y la norma-lización de nueve subestaciones en la zona centro sur del país.

En cuanto a las perspectivas para las líneas eléctricas nacio-nales, Alex Alegría, director del comité chileno de Cigré, señala a Revista ELECTRICIDAD que la disponibilidad de franjas para la construcción de nuevas líneas de transmisión y subestaciones será cada vez más limitada, “lo que implicará que el diseño de la infraestructura eléctrica cambie desde un esquema de crecimiento minimalista y adaptado al mediano plazo, a uno que considere un ho-rizonte de uso mucho mayor. Esto implica tanto una mayor holgura en la capacidad de las líneas de transmisión como el diseño de subestaciones que permitan un gran número de conexiones a las mismas, utilizando equipamiento encapsulado por ejemplo”.

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misión “robusta y con holguras permitirá reducir

los precios a cliente final por efecto de una

mayor competencia, reducción de riesgos y

estabilidad de costos marginales”.

A su juicio, los beneficios de la reducción de

precios que pretende establecer el proyecto

“son mayores que los costos de las holguras”,

añadiendo que “integrar esta señal regulatoria

en la próxima licitación de bloques de energía

(abril de 2016) incide en la reducción de precio

de manera directa”.

DebateSin embargo, el proyecto ha provocado inquie-

tud en algunos gremios del sector eléctrico en

lo que se refiere al pago de compensaciones

por incumplimiento de estándares, particular-

mente cuando se produzca indisponibilidad de

suministro en las instalaciones.

Este tema fue planteado en la comisión legis-

lativa por el director ejecutivo de Empresas

Eléctricas A.G., Rodrigo Castillo, quien sostiene

a Revista ELECTRICIDAD que, si bien el seg-

mento de la distribución está de acuerdo con

los principios que plantea la nueva normativa,

advierte la inquietud por “la nueva modalidad

de compensaciones, el tratamiento de algunos

costos y los cambios en la tasa de descuento

del sector”.

Según Castillo, el temas de las compensacio-

nes es complejo, pues el proyecto contempla

montos “sin límites; incorpora a los clientes

libres, quienes están en condiciones de nego-

ciar términos en casos de fallas; da origen a

una triple sanción, considerando también las

multas de la SEC, y tiene un impacto en las

cuentas de clientes finales”.

“La magnitud de las compensaciones en que

se pueden ver expuestos los transmisores, que

no tienen relación con el negocio, pueden hacer

quebrar a una empresa, introduciendo una gran

incertidumbre en la viabilidad de los proyectos.

Desincentivan la inversión en transmisión, por lo

que va en el sentido opuesto al objetivo del pro-

yecto de ley”, planteó el ejecutivo en el Congreso.

Castillo precisó que es necesario que las com-

pensaciones “tengan un límite establecido y

digan relación con los pagos que se realizan

por la transmisión. En este sentido se debe

aprovechar la experiencia de otros países”.

Carlos Finat, director ejecutivo de la Asociación

Chilena de Energías Renovables (Acera), afirma

a Revista ELECTRICIDAD que las compen-

saciones por incumplimientos “deben estar

acotadas”.

Otro punto que Acera pide revisar es la apli-

cación de prorratas “basadas en el uso anual

esperado, sin discriminación, para el cálculo

de los peajes troncales y de la interconexión

durante el período de transición, el que debería

tener un plazo más acotado”, precisa Finat.

Juan Carlos Araneda, presidente del comité chileno de Cigré.

Rodrigo Castillo, director ejecutivo de Empresas Eléctricas A.G.

Gabriel Olguín, académico de la Universidad de Santiago.

Sara Larraín, directora ejecutiva de Chile Sustentable.

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La creación del nuevo organismo coordinador

independiente del sistema eléctrico nacional,

que tendrá como base las funciones de los

actuales CDECs (SING y SIC), también fue

analizada por Empresas Eléctricas y Acera,

desde donde se plantean más precisiones.

Rodrigo Castillo dice que se puede perfeccio-

nar la “forma de regular la responsabilidad del

Coordinador, sus directivos y coordinados para

que no se generen desincentivos, de modo que

los directivos sean los mejores candidatos y que

efectivamente tomen decisiones en pro de la

operación y del mercado”.

Por su parte, Carlos Finat asegura que se

debe examinar “la potencial intervención de

la CNE y del gobierno en ejercicio en mate-

rias del Coordinador independiente, como la

designación de su directorio o en la definición

de su reglamentación, que parece demasiado

amplia y debería definirse mejor y acotarse”.

A su juicio, “el cambio al nuevo directorio del

Coordinador debería hacerse pocos meses

después de aprobada la ley, de manera que un

solo directorio lidere ambos organismos (CDEC

SIC y CDEC SING).

Carlos Silva, Académico de la Universidad Adol-

fo Ibáñez, en tanto, aclaró en el primer foro

solar Enersol 2015 (organizado por el Grupo

Editorial Editec y Serc Chile) que el proyecto

de ley de transmisión avanza en definir trans-

misión pública, tarificación y planificación, pero

“falta un aspecto muy relevante que son los

reglamentos”.

Desde el punto de vista del sector ambientalista,

Sara Larraín, directora ejecutiva de Chile Sus-

tentable, manifestó ante los diputados algunos

reparos a la iniciativa legal que, en su opinión,

contempla “un rol del Estado que aumenta para

planificar, pero es utilizado para mayor beneficio

de los inversionistas privados; se excluye al Es-

tado del segmento de la transmisión eléctrica;

los costos totales de las holguras establecidas

en la planificación recaen en los consumidores;

se impone el extractivismo energético por so-

bre otras opciones de desarrollo; y finalmente

se establece transmisión a gran escala, y no

generación distribuida”.

AlmacenamientoEl almacenamiento de energía es otro de las

novedades que incluye el proyecto en el Con-

greso, donde –en opinión del académico de la

Universidad de Santiago, Gabriel Olguín- se

genera un cambio paradigmático: “Se reconoce

el almacenamiento de energía como parte del

sistema eléctrico y se lo sujeta al Coordinador

Independiente del sistema”.

“Si bien existen nichos de aplicación para el

almacenamiento de energía, el operador no

tenía la atribución de instalar estos sistemas, y

la ley de transmisión les permitirá definir dónde

colocar almacenamiento de energía en la red y

optimizar la operación. Eso, a su vez, crea otros

negocios porque cuando se liciten esos activos,

se tendrá que asegurar su remuneración por un

plazo importante, a través de un decreto, igual

como son las líneas de transmisión y la subes-

taciones para recolectar la remuneración de

los operadores del mercado, y eso es atractivo

para los inversionistas”, precisa el especialista.

En este escenario durante noviembre el pro-

yecto debería ser votado en la Cámara de Di-

putados para su posterior avance en el Senado,

donde también se continuará la revisión de las

propuestas del Gobierno.

Conclusiones

• El proyecto de ley que modifica el sistema de transmisión y crea un organismo coordinador independiente del sistema eléctrico nacional incorpora varias novedades para el actual funcionamiento del sector, los que son compartidos por los principales actores de la industria.

• El sector privado plantea la revisión de algunos puntos específicos de la iniciativa que generan inquietud, como las compensaciones y una eficaz independencia del coordinador del sistema eléctrico.

• El almacenamiento de energía será regulado con la nueva ley, esta-bleciendo una licitación de servicios complementarios.

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“Ofrecemos ingeniería en servicios para alta tensión en Chile, Perú y Bolivia”

A pesar de la realidad económica que vive el país, éste ha sido un buen año para el sector energético y en especial, para el eléctrico con el con-siguiente beneficio para nosotros, destaca el ingeniero eléctrico de la PUCV John O’Shea, gerente general de RTHÖ Elektrische, empresa pro-veedora de productos, materiales y servicios para el sector eléctrico de alta tensión en Chile, Perú y Bolivia.

“Gracias a nuestro equipo de ingenieros y a nuestros clientes, que han sabido valorar nuestra propuesta de valor humana y técnica, hoy esta-mos ampliando nuestro tamaño de mercado e iniciado ventas, abriendo oficinas en Lima y Santa Cruz de la Sierra”, señala el ejecutivo.

¿Cuál es el sello de la compañía?RTHÖ es una empresa familiar

que nace con el objetivo de atender los requerimientos de las empre-sas relacionadas con el sector de energía eléctrica y de telecomuni-caciones. Nuestro “core business” es atender los requerimientos para

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Además, trabajamos con más de 20 proveedores certificados, provenientes de más de 15 países. Habitualmente concurrimos a las grandes ferias eléctricas mundiales, como lo son Hannover, IEEE – PES para conocer los últimos avances de la industria.

Nuestra línea de productos se desglosa en accesorios para líneas de transmisión y subestaciones, torres y estructuras de alta tensión, cables y conductores de poder, equipos de tendido y accesorios, aisladores, pa-rarrayos, desconectadores, herrajes de soportación y transformadores de medida y de poder.

¿Qué marcas representan en Chile?Trabajamos con 21 marcas certifi-

cadas mundialmente. Dentro de ellas destacamos aisladores NGK (Japón/EE.UU.), YuAIZ (Rusia), LIC (Ucrania) y ZIBO (China); herrajes del Grupo Arruti (España), amortiguadores Sa-prem (España), cables Sterlite (India), pararrayos Tridelta (Alemania), des-conectadores Hapam (Holanda-Po-lonia), torres de transmisión Jyoti (India), transformadores de medida EMEK (Tuquía) y transformadores de poder Sanbian (PRC), entre otros.

¿En qué proyectos han participado?Desde 1993 hemos estado pre-

sentes en múltiples proyectos. Nues-tros principales clientes en Chile son Abengoa, Agrosonda, ABB, Alusa, Bechtel, Besalco, BBosch, Colbún, Chilectra, CGE, Chilquinta, Cobra, Endesa, Enersis, EC-L, Elecnor, Ge-ner, ISA, Inprolec, LAP, Saesa, Sigdo Koppers, Siemens, Salfa Montaje, Transnet, Tecnored y por supuesto Transelec, entre otros.

Actualmente estamos partici-pando en las primeras tres líneas del proyecto Cardones-Polpaico, a las cuales aportaremos 19.000 kilómetros de conductor de aluminio Sterlite.

Asimismo, estamos colaborando con el proyecto de interconexión SIC-SING de TEN, con equipos y ac-cesorios para el izamiento y erección de las torres de transmisión.

Para el proyecto Los Cóndores de Endesa, también se nos adjudicó los herrajes para la L/T. Cerro Pabellón

de Enel Green Power nos adjudicó casi todos los insumos para este proyecto geotérmico. Transelec nos otorgó la aislación y soportación de la L/T Maitencillo-Cardones. También estamos suministrando a Siemens el conductor para todas las SS/EE del proyecto Cardones – Polpaico y podría seguir.

¿Cómo ven este fin de año?Este fin de año lo vemos bastante

auspicioso. Hemos trabajado estra-tégicamente para poder crecer y estar en las grandes ligas.

Matías O’Shea, Gerente de Mar-keting, añade: “Hace una semana expusimos en la primera versión de la feria MATELEC en Chile y fue un éxi-to. Pudimos compartir con nuestros diferentes clientes y estrechar lazos con nuestras representadas, las cua-les nos acompañaron estos 3 días”.

“Nuestra encuesta de satisfacción a clientes nos tiene muy bien valora-dos. Se destacan dos reconocimien-tos que es importante mencionar: 1) RTHÖ entrega en un 97% sus suministros en tiempo y forma y, 2) obtuvimos un 6,3 como nota global por parte de nuestros clientes”, finaliza el ejecutivo.

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Entrevista Central

El ejecutivo colombiano, a cargo de los proyectos Cardones-Polpaico y Encuentro-Lagunas, señala a Revista ELECTRICIDAD que una vez que obtengan la RCA por la primera línea de transmisión iniciarán la instalación de las faenas.

na intensa agenda en el último

tiempo ha cumplido Jorge Ro-

dríguez Ortiz, gerente general

de Interchile, empresa contro-

lada por el grupo colombiano ISA (quienes se

enfocan en transporte de energía eléctrica,

concesiones viales, transporte de telecomuni-

caciones, y gestión inteligente de sistemas de

tiempo real) presente también en Colombia,

Brasil, Perú, Bolivia, Ecuador, Argentina,

Panamá y Centroamérica.

El ejecutivo tiene una larga expe-

riencia en el sector energético,

en los mercados de Colombia y

Brasil, donde residió para ahora

desenvolverse en el mercado

local a cargo de dos importan-

tes proyectos de transmisión: la

línea Cardones-Polpaico (de vital

Uimportancia para la interconexión SIC-SING y

para solucionar la estrechez en la transmisión en

el norte del SIC) y la línea Encuentro-Lagunas.

En entrevista con Revista ELECTRICIDAD el

ejecutivo destaca los cambios al sistema de

transmisión, por lo cuales proyecta una “relación

de largo plazo” con el mercado chileno.

¿Cuál es el cronograma de las obras de

la línea Cardones Polpaico y que corres-

ponde a 753 kilómetros?

Si los plazos y compromisos se dan

tal cuál esperamos y obtenemos

la Resolución de Calificación

Ambiental, procederemos a la

obtención de los Permisos Am-

bientales Sectoriales (PAS).

Simultáneamente iniciaremos

la instalación de las faenas

de tal forma de que una vez

obtenidos los permisos, aco-

meteremos las obras desde

diferentes frentes de trabajo.

Toda iniciativa puede enfrentar

diversas dificultades, sin embargo

esperamos que de aquí a 2017 el

proyecto sea una realidad.

Jorge Rodríguez Ortiz, gerente general de Interchile

“ Decidimos proyectar una relación de largo plazo con Chile”

Foto: Gentileza Interchile.

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• Protecciones y control: Proyectos, reemplazo, ajustes y verificación de proteccio-nes, pruebas a esquemas de protección y control.

• Mantenimiento de subestaciones: Mantenimiento preventivo y correctivo de subestaciones de poder.

• Proyectos y construcción de subestaciones: Proyecto integral (obras civiles y eléctricas) hasta la puesta en servicio de subestaciones de poder.

La confiabilidad de la experiencia y el conocimiento

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Empresa fundada en 1995 con el objetivo de prestar servicios y desarrollar proyectos en todas las áreas de la ingeniería eléctrica, específicamente construcción y mantenimiento de equipos eléctricos de potencia en subestaciones de hasta 525 kV.

Nuestras líneas de negocio son:

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Entrevista Central

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¿Qué importancia tomará la figura del

Project finance para financiar las obras?

El cierre del financiamiento solo está dependien-

do de la obtención de la RCA, proceso que está

en su fase final. La figura de project finance

cobra una importancia esencial, puesto que la

licencia ambiental (RCA) le da una mayor cer-

teza a los bancos de la obtención de los flujos

futuros del proyecto.

¿Cómo prevé la oferta de capital humano

especializado para la construcción de la

obras; han evaluado si se contratarán

empresas extranjeras?

Para la construcción de la línea de Alta Tensión

se necesitan trabajadores especializados que

nos puedan garantizar un trabajo confiable,

seguro y profesional. Nuestras empresas contra-

tistas seleccionadas desde ya hace un tiempo,

vienen trabajando en la consecución de estos

recursos, que para ciertas actividades se deberá

recurrir a mano de obra especializada extran-

jera. A lo largo del proyecto, privilegiaremos la

contratación de mano de obra local.

¿De qué país se importan los materiales

y por qué se seleccionó esa procedencia?

La contratación de los equipos y materiales es

realizada por la casa matriz en forma centralizada

para todos los proyectos que ejecuta ISA en

Sudamérica. Con base en esos contratos se

dieron las órdenes de entrega y su origen es

India, USA, Alemania, Brasil, y China, entre otros.

¿Cuáles son las principales innovaciones

tecnológicas que incorporarán las obras?

A nivel de subestaciones, trabajamos con nues-

tros contratistas en la utilización de tecnología

de punta, tal es el caso de nuestras subesta-

ciones encapsuladas de 500 kV y 220 kV, de

fabricación alemana, que serán las más gran-

des del país, optimizando los espacios de las

subestaciones.

ISA tiene experiencia en el relacionamien-

to con comunidades en América Latina,

¿Cuál será el principio que impulsarán en

la línea Cardones-Polpaico; contemplan

distribuir una parte de las ganancias con

las comunidades?

Nuestro objetivo principal es escuchar a nues-

tros vecinos y establecer una relación de largo

plazo con ellos, desarrollando proyectos en con-

junto que redunden en un mejoramiento de su

calidad de vida, sin reemplazar las labores que

son propias de los organismos del Estado. Lo

que estamos haciendo actualmente es acordar

con las distintas comunidades proyectos de

inversión social de corto plazo para establecer

las confianzas y consolidar nuestra relación,

pero continuaremos con planes de desarrollo

de mediano y largo plazo.

¿Cómo evalúan los cambios al sistema

de transmisión que se tramitan en el Con-

greso?

Entendemos que avanza en la dirección correcta

en cuanto a que el Estado ofrezca las garantías

necesarias para aumentar la competencia en el

sector y asegurar el desarrollo de los proyectos

y de las inversiones necesarias. Precisamente

por ese tipo de iniciativas es que proyectamos

una relación de largo plazo en el país.

¿Cómo ve Interchile los planes de expan-

sión del sistema a futuro; ven la posibili-

dad de ingresar a otros proyectos?

Efectivamente como empresa estamos parti-

cipando y participaremos de otros procesos de

licitación en el país y esperamos ser un actor

relevante en el mercado de transmisión eléc-

trica, no solo a nivel nacional también a nivel

regional.

A nivel de subestaciones, trabajamos con nuestros contratistas en la utilización de tecnología de punta, tal es el caso de nuestras subestaciones encapsuladas de 500 kV y 220 kV, de fabricación alemana, que serán las más grandes del país”

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A fines de octubre la Agencia Internacional de Energía (IEA, por su sigla en inglés), el Programa de Energías Renovables y Eficiencia Energéti-ca de la GIZ Chile, por encargo del Ministerio

Federal de Medio Ambiente (BMUB) de la República Federal de Alemania; y el Ministerio de Energía de Chile, llevaron a cabo la conferencia latinoamericana “Redes Renovables”.

Al evento, que contó con la participación del Director ejecutivo adjunto de la IEA, Paul Simons, buscó generar un espacio de discusión para debatir los desafíos que impone el creciente ingreso de energías renovables variables a las redes eléctricas.

Junto con delegaciones de Argentina, Bolivia, Brasil, México, Colombia, Paraguay, Perú, Uruguay y Chile, la reunión congregó a expertos del ámbito nacional, como Christian Santana, jefe de la División de Energías Renovables del Ministerio de Energía, y a Simon Müller, analista de la IEA, quien analizó y destacó la metodo-logía empleada por la Mesa ERNC del Proceso Energía 2050, cuyas conclusiones fueron dadas a conocer a fines de agosto.

Energía 2050, destacó Paul Simons, fue un proceso participativo modelo para los países miembros de la Agencia. “En todo el mundo no he visto un proceso de consulta tan amplio y abierto para definir como elaborar una política energética”, destacó.

Lo anterior fue ratificado, y validado, por Simon Müller, quién tuvo la oportunidad de revisar la metodología empleada por la Mesa ERNC. “Desde el punto de vista técnico el modelamiento de escenarios de largo plazo fue un trabajo muy bien hecho. Además, se realizó de

CONFERENCIA “REDES RENOVABLES” ESBOZÓ LOS DESAFÍOS DE LA INTEGRACIÓN DE LAS ERNC A LAS REDES • EL EVENTO CONTÓ CON L A PARTICIPACIÓN DE L A IEA , ORGANISMO QUE

COMPARTIÓ L A EXPERIENCIA INTERNACIONAL RESPECTO DE L A PENETRACIÓN DE GRANDES CUOTAS DE ENERGÍAS VARIABLES A L AS REDES. ADEMÁS, DESTACÓ EL TRABAJO REALIZADO POR ENERGÍA 2050 Y L A MESA ERNC.

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

PAUL SIMONS, DIRECTOR EJECUTIVO ADJUNTO DE L A AGENCIA INTERNACIONAL DE ENERGÍA

¿Cuáles son los desafíos que en-frenta América del Sur a la hora de introducir masivamente ERNC a las redes eléctricas?Los países de la región muestran grandes diferencias respecto de la cantidad de ERNC instalada en sus sistemas, por lo tanto, los desafíos son diferentes. Donde este tipo de energía recién está comenzando, más que problemas técnicos, lo que deben afrontar son barreras institucionales, asun-tos relacionados con permisos y estándares para el desempeño de los equipos. Los arreglos contrac-tuales para la comercialización de la electricidad también pueden ser una barrera.

En países como Uruguay, donde las energías renovables (principal-mente la eólica) ya tienen una par-ticipación de dos dígitos, el foco ha cambiado hacia la optimización de los pronósticos de las energías renovables, el aumento de la fle-xibilización del parque térmico, el manejo de las operaciones de los sistemas en tiempo real y ma-yores grados de flexibilidad de la demanda.

La mayor disponibilidad de la hi-droelectricidad sitúa a la mayoría de los países de la región en una muy buena posición para integrar grandes cuotas de ERNC, técnica y económicamente.

la mejor forma posible, incorporando en el proceso a todos los stakeholders”, señaló.

En el marco del proceso participativo, la Mesa ERNC, a través de un panel de expertos del sector eléctrico, desarrolló 10 posibles escenarios plausibles de pe-netración de ERNC para el periodo 2015-2035. En una segunda etapa se analizó la operación de corto plazo y la cuantificación de los costos no conside-rados en la evaluación de largo plazo. Para esto se simuló la operación horaria de un año (2029) de un

escenario con alta participación eólica-fotovoltaica, considerando las restricciones de seguridad y calidad de servicio que se imponen a la gestión de los sistemas eléctricos en Chile.

La Mesa destacó la necesidad de incorporar de manera más intensiva el parque termoeléctrico e hidroeléctrico para gestionar el sistema eléctrico. Sin perjuicio de ello, la Mesa también exploró que es posible alcanzar de manera económicamente eficiente una participación de energías renovables variables a niveles de, al me-

nos 20%, bajo las condiciones con que actualmente se operan los sistemas eléctricos. La respuesta a la cuestión de cuán flexible es en la actualidad el parque termoeléctrico quedó abierta, pero fue uno de los temas sobre los que se volvió reiteradamente durante el seminario.

“Este tipo de encuentros son propicios para compartir experiencias y evaluar cómo incluir energía variable a la matriz energética. Este es un desafío que nos está afectando a todos”, explicó Paul Simons.

En términos de experiencias, se destacó el programa del gobierno alemán, “Energiewende”, una iniciativa que busca modificar la matriz energética de Alemania al año 2050, dejando a un lado la utilización de energías convencionales y reemplazándolas por energías renova-bles y eficiencia energética. En este sentido, Alemania decidió cerrar sus plantas nucleares de cara al 2022.

Al 2014, Alemania producía el 28% de su energía a través de fuentes renovables. “En Alemania las empre-sas (generadoras) han adaptado la manera de operar

con el fin de manejar este tipo de energías con una certidumbre superior, no obstante, en la medida que va aumentando la participación de estas tecnologías seguimos aprendiendo”, explicó Christian Gayoso de la Embajada de Alemania en Chile.

En Chile, recordó Christian Santana, el aumento de la participación de las ERNC (entre 2014 y 2015 se han instalado más de 1.300 MW) ha generado interrogantes y levantado temores; “abrió el debate sobre si sere-mos capaces de manejar su variabilidad, si podremos tener un suministro confiable sin que signifique costos adicionales”.

En España, detalló Simon Müller, a ciertas horas del día cerca del 65% de la energía es eólica; en Ale-mania en la zona de control del operador de la red 50Hertz, en tanto, hay momentos en los que el 100% de la demanda puede ser suministrada por fuentes eólicas y solares e incluso se exportan excedentes de energía renovable. Este tipo de experiencias, explica el experto, muestra que es posible operar con un suministro eléctrico confiable con altos niveles de energías variables.

Para integrar ERNC al sistema, combinar la hidroelec-tricidad con la generación eólica y solar puede hacer de la integración un tema mucho más sencillo, explicó Müller.

En la actualidad, el gobierno irlandés y norirlandés están ejecutando un ambicioso programa llamado DS3 (Delivering a Secure Sustainable Electricity System) para cumplir con las metas de la Unión Europea sobre el uso de energías renovables que, para el caso de la isla, es de 40% de la electricidad suministrada. Para cumplir los objetivos ambos gobiernos deberán producir

Christian Santana, Jefe División de Energías Renovables, Ministerio de Energía; Paul Simons, Director Ejecutivo Adjunto Agencia Internacional de Energía, IEA; Rainer Schröer, Director Programa 4e Energías Renovables y Eficiencia Energética, GIZ y Simon Müller, Analista de la Agencia Internacional de Energía, IEA.

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A fines de octubre la Agencia Internacional de Energía (IEA, por su sigla en inglés), el Programa de Energías Renovables y Eficiencia Energéti-ca de la GIZ Chile, por encargo del Ministerio

Federal de Medio Ambiente (BMUB) de la República Federal de Alemania; y el Ministerio de Energía de Chile, llevaron a cabo la conferencia latinoamericana “Redes Renovables”.

Al evento, que contó con la participación del Director ejecutivo adjunto de la IEA, Paul Simons, buscó generar un espacio de discusión para debatir los desafíos que impone el creciente ingreso de energías renovables variables a las redes eléctricas.

Junto con delegaciones de Argentina, Bolivia, Brasil, México, Colombia, Paraguay, Perú, Uruguay y Chile, la reunión congregó a expertos del ámbito nacional, como Christian Santana, jefe de la División de Energías Renovables del Ministerio de Energía, y a Simon Müller, analista de la IEA, quien analizó y destacó la metodo-logía empleada por la Mesa ERNC del Proceso Energía 2050, cuyas conclusiones fueron dadas a conocer a fines de agosto.

Energía 2050, destacó Paul Simons, fue un proceso participativo modelo para los países miembros de la Agencia. “En todo el mundo no he visto un proceso de consulta tan amplio y abierto para definir como elaborar una política energética”, destacó.

Lo anterior fue ratificado, y validado, por Simon Müller, quién tuvo la oportunidad de revisar la metodología empleada por la Mesa ERNC. “Desde el punto de vista técnico el modelamiento de escenarios de largo plazo fue un trabajo muy bien hecho. Además, se realizó de

CONFERENCIA “REDES RENOVABLES” ESBOZÓ LOS DESAFÍOS DE LA INTEGRACIÓN DE LAS ERNC A LAS REDES • EL EVENTO CONTÓ CON L A PARTICIPACIÓN DE L A IEA , ORGANISMO QUE

COMPARTIÓ L A EXPERIENCIA INTERNACIONAL RESPECTO DE L A PENETRACIÓN DE GRANDES CUOTAS DE ENERGÍAS VARIABLES A L AS REDES. ADEMÁS, DESTACÓ EL TRABAJO REALIZADO POR ENERGÍA 2050 Y L A MESA ERNC.

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

PAUL SIMONS, DIRECTOR EJECUTIVO ADJUNTO DE L A AGENCIA INTERNACIONAL DE ENERGÍA

¿Cuáles son los desafíos que en-frenta América del Sur a la hora de introducir masivamente ERNC a las redes eléctricas?Los países de la región muestran grandes diferencias respecto de la cantidad de ERNC instalada en sus sistemas, por lo tanto, los desafíos son diferentes. Donde este tipo de energía recién está comenzando, más que problemas técnicos, lo que deben afrontar son barreras institucionales, asun-tos relacionados con permisos y estándares para el desempeño de los equipos. Los arreglos contrac-tuales para la comercialización de la electricidad también pueden ser una barrera.

En países como Uruguay, donde las energías renovables (principal-mente la eólica) ya tienen una par-ticipación de dos dígitos, el foco ha cambiado hacia la optimización de los pronósticos de las energías renovables, el aumento de la fle-xibilización del parque térmico, el manejo de las operaciones de los sistemas en tiempo real y ma-yores grados de flexibilidad de la demanda.

La mayor disponibilidad de la hi-droelectricidad sitúa a la mayoría de los países de la región en una muy buena posición para integrar grandes cuotas de ERNC, técnica y económicamente.

la mejor forma posible, incorporando en el proceso a todos los stakeholders”, señaló.

En el marco del proceso participativo, la Mesa ERNC, a través de un panel de expertos del sector eléctrico, desarrolló 10 posibles escenarios plausibles de pe-netración de ERNC para el periodo 2015-2035. En una segunda etapa se analizó la operación de corto plazo y la cuantificación de los costos no conside-rados en la evaluación de largo plazo. Para esto se simuló la operación horaria de un año (2029) de un

escenario con alta participación eólica-fotovoltaica, considerando las restricciones de seguridad y calidad de servicio que se imponen a la gestión de los sistemas eléctricos en Chile.

La Mesa destacó la necesidad de incorporar de manera más intensiva el parque termoeléctrico e hidroeléctrico para gestionar el sistema eléctrico. Sin perjuicio de ello, la Mesa también exploró que es posible alcanzar de manera económicamente eficiente una participación de energías renovables variables a niveles de, al me-

nos 20%, bajo las condiciones con que actualmente se operan los sistemas eléctricos. La respuesta a la cuestión de cuán flexible es en la actualidad el parque termoeléctrico quedó abierta, pero fue uno de los temas sobre los que se volvió reiteradamente durante el seminario.

“Este tipo de encuentros son propicios para compartir experiencias y evaluar cómo incluir energía variable a la matriz energética. Este es un desafío que nos está afectando a todos”, explicó Paul Simons.

En términos de experiencias, se destacó el programa del gobierno alemán, “Energiewende”, una iniciativa que busca modificar la matriz energética de Alemania al año 2050, dejando a un lado la utilización de energías convencionales y reemplazándolas por energías renova-bles y eficiencia energética. En este sentido, Alemania decidió cerrar sus plantas nucleares de cara al 2022.

Al 2014, Alemania producía el 28% de su energía a través de fuentes renovables. “En Alemania las empre-sas (generadoras) han adaptado la manera de operar

con el fin de manejar este tipo de energías con una certidumbre superior, no obstante, en la medida que va aumentando la participación de estas tecnologías seguimos aprendiendo”, explicó Christian Gayoso de la Embajada de Alemania en Chile.

En Chile, recordó Christian Santana, el aumento de la participación de las ERNC (entre 2014 y 2015 se han instalado más de 1.300 MW) ha generado interrogantes y levantado temores; “abrió el debate sobre si sere-mos capaces de manejar su variabilidad, si podremos tener un suministro confiable sin que signifique costos adicionales”.

En España, detalló Simon Müller, a ciertas horas del día cerca del 65% de la energía es eólica; en Ale-mania en la zona de control del operador de la red 50Hertz, en tanto, hay momentos en los que el 100% de la demanda puede ser suministrada por fuentes eólicas y solares e incluso se exportan excedentes de energía renovable. Este tipo de experiencias, explica el experto, muestra que es posible operar con un suministro eléctrico confiable con altos niveles de energías variables.

Para integrar ERNC al sistema, combinar la hidroelec-tricidad con la generación eólica y solar puede hacer de la integración un tema mucho más sencillo, explicó Müller.

En la actualidad, el gobierno irlandés y norirlandés están ejecutando un ambicioso programa llamado DS3 (Delivering a Secure Sustainable Electricity System) para cumplir con las metas de la Unión Europea sobre el uso de energías renovables que, para el caso de la isla, es de 40% de la electricidad suministrada. Para cumplir los objetivos ambos gobiernos deberán producir

Christian Santana, Jefe División de Energías Renovables, Ministerio de Energía; Paul Simons, Director Ejecutivo Adjunto Agencia Internacional de Energía, IEA; Rainer Schröer, Director Programa 4e Energías Renovables y Eficiencia Energética, GIZ y Simon Müller, Analista de la Agencia Internacional de Energía, IEA.

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un 37% de su energía por fuentes eólicas, alcanzando peaks por sobre el 75%.

Para lo anterior, Irlanda e Irlanda del Norte han tomado una serie de acciones, entre ellas, la implementación de una Herramienta de Evaluación de Seguridad Eólica (Wind Security Assessment Tool –WSAT), la que evalúa el voltaje y la estabilidad del sistema casi en tiempo real en los centros de control.

En Chile, explicó Christian Santana, las conclusiones de la Mesa ERNC indican que si se es capaz de admi-nistrar el sistema con mayor flexibilidad, por ejemplo, con una optimización de los parámetros operacionales del parque térmico, mejorías en el pronóstico de gene-ración eólica-fotovoltaica y en el manejo de las reservas de capacidad, probablemente se podría concebir una participación eólica-fotovoltaica en torno a un 30% de la generación anual, manteniendo una operación económicamente óptima del sistema eléctrico. “Hay que dotar al parque térmico de mayor flexibilidad señala la experiencia internacional”, explicó.

¿Cuál es el costo de acondicionar el sistema?, preguntó Simon Müller. Aunque no hay una respuesta genérica en tanto cada planta es única, explicó el analista, sí es posible realizar algunas estimaciones. Para una planta termoeléc-trica a carbón de 200 MW, incrementar la tasa toma de carga sobre un 33% y reducir los tiempos de apagado y puesta en marcha en torno a un 25 y 50%, puede variar

Andrés Salgado destacó algunos de los desafíos que debe afrontar el SIC. Entre ellos, mencionó que en la zona norte del sistema se está registrando una alta penetración de ERNC en un contexto de baja capacidad de transmisión.

En términos de costos marginales, Salgado ejemplificó el impacto de las energías variables en el sistema. “Un día podemos tener costos de 120 dólares por MWh en una hora de punta y, al día siguiente, con alta penetración de ERNC (con energía solar en hora de punta) costos marginales de cero”.

Respecto de medidas de adaptación, el ejecutivo señaló que el CDEC-SIC ha trabajado en la definición de los puntos de conexión óptimos para los nuevos proyectos. También se han creado automatismos que permiten mayores transferencias vía reducciones de la central Guacolda en casos de situaciones de emergencia. “Ac-tualmente estamos trabajando en una segunda fase en la que vamos a incorporar centrales solares y eólicas”, explicó Salgado.

Daniel Salazar, en tanto, señaló que en 2012 el CDEC-SING inició un plan de integración para energías renovables con la idea de determinar las capacidades del SING, dada sus características, para integrar energías variables. “A prin-cipios de este año actualizamos ese ejercicio, con miras al año 2017 y un escenario de interconexión. Ahora estamos realizando otro estudio enfocado en la transmisión (a 2018 y 2021), para determinar qué líneas podrían presentar problemas en el futuro”, explica.

El director ejecutivo del CDEC-SING señala que actualmen-te se está realizando una auditoría a la Central Atacama. A través de este ejercicio se busca determinar el régimen ope-rativo de la central. Paralelamente, el CDEC-SIC también ha comenzado a realizar auditorías a algunas unidades.

Finalmente, Daniel Salazar señaló la importancia del ta-maño de los proyectos que se busca desarrollar en el sistema; estos señaló, no pueden estar desadaptados respecto de la capacidad del SING, de ahí la importancia de que sean escalables.

SIMON MÜLLER, ANALISTA DE L A AGENCIA INTERNACIONAL DE ENERGÍA

Como analista de la IEA tuvo la oportunidad de revisar la metodo-logía aplicada para la Mesa ERNC, ¿qué evaluación hace del trabajo realizado por la instancia?Desde una perspectiva técnica, y no es algo que solo diga yo, el modelamiento de escenarios de largo plazo fue un trabajo muy bien hecho. Además, se realizó de la mejor forma posible, incor-porando en el proceso a todos los stakeholders.

Otro aspecto positivo fue el haber comenzado analizando la capaci-dad de expansión y luego selec-cionar los escenarios y analizar las restricciones operativas.

Desde la perspectiva del genera-dor, ¿quiénes deben cargar con la responsabilidad de aumentar la flexibilidad del sistema, el par-que actualmente instalado o las futuras plantas?Depende de cuál sea la mejor op-ción desde el punto costo-efec-tivo. En una primera etapa no hay que concentrarse en lo que

sea hardware, sino que en sof-tware, en la forma en que opera el sistema, en la estructura del mercado, en cómo se comercia-liza la energía.

Respecto de la flexibilidad técnica del sistema, lo primero que hay que hacer es contar con la con-tribución de aquellas centrales que son más fáciles de operar (y rápidas), por ejemplo, las reservas hidroeléctricas y evaluar cómo se

pueden maximizar sus operacio-nes. Luego, hay que enfocarse en la generación térmica, donde usualmente hay espacio para optimización.

¿Flexibilidad significa mayores costos para el sistema?La idea es tener flexibilidad al menor costo posible. Para esto es importante evaluar los costos asociados a las puestas en marcha y detenciones de las unidades.

El mayor impacto de la integra-ción es el ahorro en combustible en generación térmica, luego se puede comenzar a ver otros efectos secundarios, aquellos relacionados con la flexibilidad.

Respecto de los ejercicios de es-cenarios elaborados por la Mesa ERNC, Müller destaca que estos, entre otros beneficios, ayudan a construir consensos entre los stakeholders. Desde el punto de vista de los inversionistas, estos ejercicios añaden un grado más de certeza al negocio.

los costos entre 0,75 y 12 millones de dólares, es decir, entre 0,20 y 3 dólares por MWh.

FLEXIBILIDAD EN CHILEAndrés Salgado, director técnico ejecutivo del CDEC-SIC, y Daniel Salazar, director ejecutivo del CDEC-SING, fueron los encargados de entregar la visión, día a día, de los sistemas eléctricos más importantes del país.

Daniel Salazar, Director Ejecutivo CDEC-SING.

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e acuerdo al estudio realizado por la

OCDE (en septiembre de este año)

“Chile, Prioridades de Políticas para

un crecimiento más fuerte y equitativo”,

el cual tiene por objetivo evaluar las reformas y proponer

opciones para llevar a cabo transformaciones adicionales,

basándose en la experiencia y los conocimientos acu-

mulados por los países miembros, se proponen distintas

áreas para abordar reformas

políticas.

Entre las áreas que aborda

Medio Ambiente se mencio-

na que la Agenda de Energía

2015 es un paso en la direc-

ción correcta para aumentar

la proporción de generación

de electricidad procedente de

energías renovables, lograr aumentos de eficiencia ener-

gética, mejorar la competitividad del mercado energético

y elaborar una política.

La región de O’Higgins no escapa a estos llamados, es

por ello que hemos trabajado en posicionar el rol de la

Energía en la región en torno a cuatro ejes estratégicos:

1) Fomentar el desarrollo de proyectos de generación

y transmisión asociado a la participación de las co-

munidades en forma integral.

2) Informar y realizar talleres de eficiencia energética

en toda la región.

D 3) Avanzar en la creación de una Política Regional de

Energía.

4) Vincular el sector contribuyendo al desarrollo local.

Asimismo, estamos incentivando el desarrollo de nuevas

fuentes energéticas propias, destacando los proyectos

solares y eólicos en el secano costero, y los proyectos

hidroeléctricos de pasada en la precordillera, lo cual

nos permite señalar que en

nuestra región se encuentra

la gran mayoría de las fuentes

energéticas renovables con

gran potencial. En este senti-

do, tenemos buenas noticias:

se aprobó el primer proyecto

fotovoltaico en nuestra región

de 9 MW y el segundo parque

eólico con 50 MW, los que se-

rán inyectados al Sistema Interconectado Central, con

una inversión en conjunto que alcanza los 125 millones de

dólares y que estarán en la Provincia de Cardenal Caro.

Nuestra Agenda de Energía plantea importantes trans-

formaciones para avanzar en mayor equidad, desarrollo

y progreso, para lograr este crecimiento tenemos un

objetivo claro como país: Comprometernos a que el 45%

de la capacidad de generación que se instale entre 2014

y 2025 provenga de energías renovables, de tal modo

que estas representen el 20% de la matriz energética

en 10 años más. En esto, nuestra región está avanzando

por el camino correcto.

“Estamos incentivando el desarrollo de nuevas fuentes

energéticas propias, destacando los proyectos solares y eólicos en el secano costero, y los proyectos hidroeléctricos de pasada en la

precordillera”.

Por Jaime Smith, seremi de Energía de la Región de O´Higgins.

Columna de Opinión

Nuevas fuentes energéticaspara la Región de O´Higgins

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1 Sí. El proyecto de ley lo que hace es precisar el principio de que los dictámenes del Panel de Expertos sí

son vinculantes para la Comisión y la Superintendencia en todos aquellos

procedimientos en los que estas instituciones participen en la

calidad de parte, ya que −de acuerdo a la ley− la

CNE y la SEC tienen siempre la calidad de interesados en todas

las discrepancias que se presenten ante el Panel

de Expertos, que no es lo mismo que ser parte en dichas discrepancias.

2 Sí. El Panel de Expertos fue creado por la Ley 19.940, para resolver los conflictos que pudieran surgir entre

las empresas eléctricas y entre estas y la autoridad en relación exclusivamente a materias de carácter técnico y económico del sector eléctrico. Es por eso que a sus integrantes se les exige únicamente experiencia y conocimientos en estas

materias. Además, de acuerdo a nuestro ordenamiento jurídico constitucional, estas materias están reservadas en sede administrativa, a la Contraloría General de la República y en sede judicial, a los tribunales de justicia.

3 No, porque con ello se podrían vulnerar derechos y garantías de terceros ajenos al respectivo procedimiento ante el Panel, que podrían ver afectados sus legítimos intereses sin haber tenido derecho a la mínima defensa. Esto sería contrario al debido proceso que debe regir toda instancia de resolución de conflictos de carácter vinculante, en especial teniendo a la vista que los dictámenes del Panel de Expertos son irrecurribles.

4 En lo que respecta al Panel de Expertos, el proyecto de ley que estamos tramitando en el Congreso, busca más bien fortalecer la figura de esta instancia técnica de resolución de controversias, despejando eventuales conflictos de competencia con otros órganos. Sin perjuicio de lo señalado, tanto el Ministro de Energía, como el Secretario Ejecutivo de la CNE, han manifestado a todos los actores del sector, que el Ejecutivo está abierto a efectuar todos los perfeccionamientos que se requieran al proyecto de ley manteniendo los principios de delimitación clara de los espacios de regulación entre la Comisión, el Panel de Expertos y el Coordinador Independiente del Sistema.

“La CNE y la SEC tienen siempre la calidad de

interesados en todas las discrepancias que se presenten ante el Panel de Expertos, que no es lo mismo que ser parte

en dichas discrepancias”.

Carolina Zelaya, Jefa del Departamento Jurídico de la Comisión Nacional de Energía. Foto: Gentileza CNE.

Cuando la CNE o la SEC sean parte de las controversias

El proyecto de ley que modifica el sistema de transmisión en el país también contempla cambios en las normas que rigen el funcionamiento del Panel de Expertos. Uno de ellos busca precisar que los fallos sean vinculantes para los organismos reguladores, como la

CNE y la SEC, solo cuando estos sean parte de las controversias. Hoy los fallos son vinculantes para los reguladores, aunque estos no participen en una discrepancia

determinada. Para la Comisión Nacional de Energía (CNE), esto se debería precisar, mientras que para algunos especialistas, el problema consiste en

dilucidar cuando la CNE y la SEC son partes, debiendo entenderse que lo son cada vez que una de las posiciones en disputa esté representada por alguno de dichos organismos, de lo contrario su carácter vinculante quedaría entregado a la decisión de comparecer o no ante el Panel.

¿Está de acuerdo en que los fallos del Panel de Ex-pertos sean vinculantes para el regulador (SEC-CNE) en los casos en que participen?, ¿Por qué?

1

¿Fallos del Panel de Expertos deben ser vinculantes?Fo

to: G

entile

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NE.

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1 Los dictámenes deben ser vinculantes para la CNE y la SEC en todos los casos en que participe como parte de las discrepancias porque de lo contrario se introducirían importantes grados de incertidumbre en estos procesos, al existir la posibilidad que puedan ser modificados por propia decisión de dicha autoridad. Pero el tema es dilucidar cuando es parte y cuando es interesado, lo que no puede quedar entregado a la voluntad de la propia autoridad, cada vez que una de las posiciones en disputa esté representada por la CNE debe ser considerada parte. Otra cosa distinta, que en su calidad de regulador la CNE dicte las normas que rigen la materia dentro de la órbita de sus atribuciones.

2 El control de la juridicidad de los actos de la CNE y de la SEC no la debe hacer el Panel, no es su rol, pero es indudable que las competencias que la Ley le entrega al Panel para resolver ciertas materias, no las puede ejercer sin tener presente y analizar la ley porque se trata de una industria fuertemente regulada, lo que implica necesariamente un juicio de valor implícito acerca de cuál es la posición que mejor se ajusta a las normas eléctricas. El control de la juridicidad de los actos de la administración la hace la Contraloría y los tribunales de justicia. En el caso del Panel, el control de la legalidad de sus dictámenes no lo debe hacer la CNE o el Ministro, porque muchas veces representarán

una de las posiciones en discrepancia. Prefiero que se establezca un recurso de ilegalidad acotado contra los dictámenes del Panel.

3 Por regla general los dictámenes del Panel no deben extenderse a quienes no participaron, porque al igual que en los casos de las sentencias judiciales, los dictámenes deben afectar a quienes fueron parte de las discrepancias. Pero cuando se discrepa del informe técnico de la CNE en cualquiera de los procedimientos, no debe existir duda que dicha autoridad es parte del proceso y por ello el dictamen le debe afectar.

4 Siempre se puede generar un equilibrio y entiendo que hay muy buena voluntad para ello. En mi opinión, el regulador debe mantenerse como tal, es decir, dictar las normas que complementen o ejecuten la ley y los reglamentos, por su parte debe existir una fiscalización del cumplimiento de la misma por parte de la SEC. Con relación al Panel, debe resolver los casos concretos que se le presenten y sus dictámenes deben ser obligatorios para todas las partes, con control de la legalidad de la administración y del panel por los tribunales.

Fernando Abara, director del Estudio Jurídico Abara & Cía.

“Cada vez que una de las posiciones en disputa

esté representada por la CNE debe ser considerada parte”.4

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¿Cree que el control de juridicidad de los actos de la

administración pública lo pueda hacer solamente la

Contraloría y no el Panel de Expertos?

¿Piensa que los fallos del Panel se podrían extender a

actores que no forman parte de las controversias?

¿Cree que haya un punto de equilibrio en este tema dentro

de la tramitación legislativa?

3

2

¿Fallos del Panel de Expertos deben ser vinculantes?

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INAUGURADO PROYECTO

SOLAR SAN PEDRO III CONSTRUIDO POR EFACEC

LUEGO DE TERMINAR LA CONSTRUCCIÓN DEL PARQUE DE 32MW, EFACEC CHILE SIGUE DESARROLLANDO LOS TRABAJOS DE O&M (OPERACIÓN Y MANTENCIÓN).

Edifi cio Palladio, Av. Providencia 1760, Of. 1003 - Piso 10.Providencia, Santiago de Chile

Fonos: +56 2 2248 49 78 / +56 2 2248 49 84

PUBLIRREPORTAJE

Visítenos:www.efacec.com

La empresa portuguesa Efacec construyó de forma exitosa el proyecto San Pedro III de 33,7 MWp para la empresa RIJN Capital, según infor-ma el Grupo Efacec. El proyecto está ubicado en las cercanías de San Pedro de Atacama, a 30 km de Calama, en la Región de Antofagasta, y tuvo el fi nanciamiento del banco CorpBanca y a Mott MacDonald como su Tecnical Advisor. El acuerdo contemplaba un contrato llave en mano del proyecto (EPC), involucrando a Efacec en el desarrollo de la ingeniería de detalles, com-pra y logística a nivel internacional y nacional, lo que incluye importaciones de todos los equipos de una planta (paneles solares, seguidores, in-versores, Scada y equipos menores) además de todos los procesos de construcción de la planta (estándar minero), como el estudio y la prospección arqueológica del terreno. En la central San Pedro III se instalaron más de 110.000 módulos fotovoltaicos. La generación anual de electricidad se sitúa en más de 100

GWh/año. El proyecto fue conectado al Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) en el primer trimestre de este año, cumpliendo de forma exitosa las expectativas de generación del cliente. El periodo de construcción se exten-dió entre septiembre de 2014 y febrero de 2015.

Transcurridos seis meses desde la construc-ción del parque solar, Efacec Chile desarrolla un contrato de O&M (operación y mantenimiento) por cinco años con el cumplimiento del PR (Per-formance Racio) de la planta.

Según fuentes de Efacec en Chile, el contrato ha tenido que sortear ciertas difi cultades debido a las complejas condiciones medioambientales (polvo) por ser zona minera, motivando al área de desarrollo de Efacec en Portugal quienes desarrollaron un robot de limpieza sin agua para los paneles solares. Este robot ha sido desarrollado en Efacec en Portugal, incluso ganando un premio de innovación dentro de la empresa.

La planta SP III construida por Efacec ha tenido una Independent Technical Due Diligence por parte de TÜV Rheinland, que además de certi-fi car la calidad de la planta, ha certifi cado los resultados de performance de la planta.

La planta tuvo un periodo de construcción que se extendió durante 5 meses y donde traba-jaron más de 500 personas en total. Debido a las exigentes normas de seguridad de EFACEC, la planta se ha construido con un registro de cero accidentes.

Efacec es una empresa, presente en más de 65 países, trabajando en las áreas de Energía, Medio Ambiente y Transporte. Con más de 2.500 empleados a nivel mundial, la compañía está presente en Chile desde el año 2001, donde ha trabajado para empresas como Chilectra y Transelec, en la construcción de subestaciones eléctricas, sistemas Scada y el suministro de equipos de media y alta tensión.

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Gabriel Marcuz, gerente general de la Transmisora Eléctrica del Norte (TEN), se manifestó confiado de cumplir con los plazos de construcción acordados con el Gobierno para unir el SING con el SIC, sin embargo advirtió que existen medidas que se pueden tomar en caso de cualquier riesgo que impida alcanzar el programa establecido.

ptimismo y seguridad existe en

torno al cumplimiento del cro-

nograma establecido para la

interconexión de los sistemas

eléctricos del Norte Grande y Central (SING y

SIC). Así lo expusieron diferentes especialistas en

la XIII versión del ForoSING 2015, evento organi-

zado por el Grupo Editorial Editec, y que analizó el

presente y futuro energético de la zona norte de

Chile con miras a la interconexión, tanto nacional

como regional.

Gabriel Marcuz, gerente general de la Transmisora

Eléctrica del Norte (TEN), se manifestó confiado

de cumplir con los plazos de construcción acor-

dados con el Gobierno, pero advirtió que existen

planes en caso de cualquier riesgo que impida

alcanzar el programa establecido. “Tenemos un

plan A, B y C. Hemos contemplado alternati-

vas técnicas que aún no están definidas, que

nos permita interconectar el sistema, no en las

condiciones previstas originalmente, pero si en

un voltaje menor que pueda ir intercambiando

energía entre el norte y el sur”, aseguró el ejecutivo.

OEl secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de

Energía (CNE), Andrés Romero, planteó la necesidad

de nuevos cambios regulatorios en torno a la interco-

nexión SING SIC, a través de un nuevo operador que

permita mejorar el sistema con una mirada a largo

plazo (30 años), en base a nuevos criterios que se

traduzcan en menores precios para el cliente final.

El ministro de Bienes Nacionales, Victor Osorio, en

tanto, destacó que la interconexión es un proyecto

histórico y que el 97% corresponde a terreno fiscal

bajo la administración de Bienes Nacionales. “Las ser-

vidumbres consideradas para este proyecto abarcan

territorios en las regiones de Antofagasta y Atacama

con más de 5.000 hectáreas de superficie”, puntualizó.

Según lo expuesto en la XIII versión del ForoSING 2015

Existen planes alternativos para concretar interconexión a tiempo

En el primer módulo del ForoSING participó el asesor Gerardo Barrenechea (como moderador) y Andrés Romero (secretario ejecutivo de la CNE), Daniel Salazar (director ejecutivo del CDEC SING), Rubén Sánchez (secretario ejecutivo de Acenor), y Francisco Danitz (gerente corporativo de Energía y Recursos Hídricos de Codelco.

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Por su parte, el director ejecutivo de CDEC-SING,

Daniel Salazar, explicó que este proceso contem-

pla la incorporación de cambios tecnológicos,

nuevos protocolos y metodologías acorde a los

nuevos estándares internacionales. En esta línea

existe una cartera de proyectos con 49 iniciati-

vas de Energías Renovables No Convencionales

(ERNC) y 16 de energía convencional, que en

conjunto aportarían 5.200 MW a ambos sistemas.

El 70% de estas propuestas se concentran en

el norte del país. De ellas un 40% son de fuente

solar y un 16% corresponden a energías térmicas.

Integración energética regional Otro de los temas centrales abordados en el foro

eléctrico del SING fue la integración eléctrica

entre Chile y sus países vecinos. Una idea que

ya presenta avances como las dos ofertas de

exportación que realizó la empresa AES Gener

a Argentina, propuesta que espera concretarse

hacia fines de este año, según se vayan presen-

tando las condiciones de generación del Sistema

Argentino de Interconexión (SADI) que pudieran

hacer atractivas las ofertas desde el SING.

Así lo confirmó Carlos Aguirre, gerente de Gestión

del Margen y Transmisión de AES Gener, quien

destacó que la racionalidad de la Interconexión del

SING con el SADI es técnicamente factible, ya que

si se utilizan activos ya existentes se ahorrarían

costos a ambos sistemas, mejorando la calidad

y seguridad del servicio.

Además se proyecta que en 2016, con la entrada

en servicio de las centrales Cochrane y Kelar, se

incrementará la posibilidad de exportar energía a

Argentina en base a generación de menor costo

variable de operación.

Eduardo Antúnez, director de Planificación del

COES SINAC (Comité de Operación Econó-

mica del Sistema Interconectado Nacional de

Perú) aseveró en tanto que “Perú cuenta con

una cartera de grandes proyectos localizados

en diversos puntos de la red eléctrica, suficientes

como para atender la demanda de exportación

de Chile a largo plazo”.

Antúnez señaló que la expansión del sistema

eléctrico de su país responde a las reformas efec-

tuadas en 2006 y que proyecta hacia 2018 una

expansión a lo largo del territorio peruano. Entre

estos desafíos destaca la ejecución a mediano

plazo de un proyecto que uniría Tacna con Arica,

que aportaría 200 MW a partir de 2020.

Mirada a largo plazoUna idea que compartieron varios expositores

fue la necesidad de proyectar la matriz energética

con distintos escenarios futuros. “Para crear con-

fianzas con la sociedad se requieren instituciones

más modernas y que se adapten a los cambios

con políticas públicas compartidas y de largo

plazo, por ejemplo como lo ha sido el proceso de

Energía 2050”, dijo el vicepresidente ejecutivo de

Generadoras de Chile, Claudio Seebach, quien

concluyó que se requiere una institucionalidad

prospectiva y regulatoria con mayor autonomía

de los ciclos políticos.

Claudio Seebach, vicepresidente ejecutivo de Generadoras de Chile; Daniel Gutiérrez, abogado, socio-director de la Consultora BGS Energy Law; Gabriel Marcuz, gerente general de TEN, Jorge Rodríguez, gerente general de Interchile; Francisco Alliende, gerente general del Grupo Saesa, y Roly Solís, director de Revista ELECTRICIDAD.

Victor Osorio, ministro de Bienes Nacionales.

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Autoridades, ejecutivos, académicos y especialistas del sector se dieron cita en la XIII versión del ForoSING 2015, organizado por el Grupo Editorial Editec, donde se revisó el futuro de la interconexión SING SIC, así como el futuro del sistema nacional eléctrico con miras a la interconexión con los países vecinos.

Fotos: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

ForoSING 2015

Fernando Cortez, gerente general de la Asociación de Industriales de Antofagasta (AIA); Roly Solís, director de Revista ELECTRICIDAD; Marko Razmilic, presidente de la AIA, y Andrés Romero, secretario ejecutivo de la CNE.

Víctor Osorio, ministro de Bienes Nacionales; Francisco Danitz, gerente Corporativo de Energía y Recursos Hídricos de Codelco, y Carlos Aguirre, gerente de Gestión de Margen de AES Gener.

Rosa Abasolo, jefe de Transferencias de E-CL; José Arévalo, jefe del Departamento de Peajes del CDEC SING; Laura Elgueta, jefa de Comunicaciones del CDEC SING; Andrés Guzmán, jefe del Departamento de Planificación del CDEC SING; Eduardo Antúnez, director de Planificación Coes Sinac, y Daniel Salazar, director ejecutivo del CDEC SING.

José Garnica, gerente Desarrollo de Negocios de Pacetech SpA; Jorge Abela, gerente Desarrollo de Negocios de Inmobiliaria San Patricio; Renée Plouffe, agregada comercial de la Embajada de Canadá, y Andrés Soto, gerente Desarrollo de Negocios de Pacetech SpA.

Peter Hatton, CEO de IC Power; Charles Naylor, gerente de Desarrollo de Negocios de Grupo Saesa, y Rodrigo Quinteros director del CDEC SING.

Pablo Benario, director del CDEC SING; María Isabel González, gerente general de Energética, y Daniel Salazar, director ejecutivo del CDEC SING.

Eduardo Escalona, presidente del directorio del CDEC SING y Daniel Gutiérrez, abogado socio director de BGS Energy Law.

Claudio Tabillo, gerente de Desarrollo de Negocios de Elecnor Concesiones; Jorge Rodríguez Ortiz, gerente general de Interchile; Agustín Vial, ingeniero de Desarrollo de Negocios de Elecnor Concesiones, y Andrés Muñoz, ingeniero jefe de Eficiencia Energética de Codelco.

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Luis Villaleiva, de SDI; Alexis Peralta, de SDI y Jorge Gajú, de Abengoa.

Mauricio Cereceda, de AES Gener; Waldo Ibacache, de Empresa Eléctrica Angamos y Vanni Boggio, de Empresa Eléctrica Angamos.

Jonathan Jay, de Sunpower; Martin Rocher, de Total Nuevas Energías y Manuel Tagle, de Sunpower.

Claudia Paredes y Eduardo Calderón, de Transelec.

Pablo Flores y Marcelo Ulloa, ambos de Rhona.

Cristhian Acori, de E-CL; Liliana Ortiz, de E-CL y Gabriel Marcuz, de TEN.

Jorge Goth, del Grupo Editorial Editec; Gerardo Barrenechea, asesor; Roly Solís, del Grupo Editorial Editec y Claudio Seebach, de Generadoras de Chile.

Ángela Castillo, Andrés Swett, Nuria Sánchez y Juan C. Barrientos, de CGE.

Hugo Pavez, de Kelar; Antonio del Río, de Pesco e Isis Torres, de Kelar. Víctor Suazo, de Tusan; Denisse Figueroa, de Tusan; Fernando Barella, de Tusan y Marcelo Matus, de Saesa.

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Comulsa participó en la versión XIII del ForoSINGEl pasado 6 de octubre se realizó la versión 2015 del Foro Eléctrico del Sistema Interco-

nectado del Norte Grande (ForoSING) organizado por el Grupo Editorial EDITEC.

En esta, su decimotercera edición, la empresa especialista en productos y servicios eléc-

tricos para la industria energética y minera, Comulsa, auspició el almuerzo de camarade-

ría realizado durante el evento.

“Este tipo de oportunidades son para Comulsa, una manera de agradecer a nuestros

clientes quienes por más de 33 años de presencia en el mercado nacional, liderando la

oferta técnica, nos han preferido y confiado la solución a los diferentes problemas que

pueden encontrar en su trabajo diario”, señaló Gerardo Lorca, Gerente de Productos y

Logística de la Compañía.

S O C I A L E S

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Foto 1: Tania Fierro, ingeniero auditor de E-CL; Aldo Vásquez, despachador de carga de E-CL, y Evelyn Barraza, de contrato de Clientes de E-CL.

Foto 2: Pablo Ramila, jefe de Clientes de AES Gener; Felipe Escobar, gerente de Gestión CDEC de E-CL, y Nicolás Cáceres, ingeniero de gestión de Energía de E-CL.

Foto 3: Wilson Navarrete, gerente de pro-yectos Grupo Saesa, y Héctor Rodríguez, contratos de Clientes de E-CL.

Foto 4: Alfredo Olivares, ingeniero de ener-gía de Codelco, y Alonso Arriagada, profe-sional del Departamento Eléctrico de la CNE.

Foto 5: Sergio Bruna, jefe de RSE de AES Gener, y Marco Quezada, jefe del Centro de Despacho del CDEC SING.

Foto 6: Patricio Saglie, jefe del área del Sis-tema de Transmisión del Grupo Saesa, y Edward Fuentealba, director de Desarrollo Energético de la Universidad de Antofagasta.

Foto 7: Carlos Aguirre, gerente de Gestión de Margen de AES Gener; Waldo Ibacache, gerente Complejo Norte de la Empresa Eléc-trica Puerto Angamos, y Mauricio Cereceda, subgerente de Transmisión de AES Gener.

Foto 8: Rodrigo Alcayága, gerente de Ventas de Siemens; Luis Sandoval, jefe de Ventas de Siemens; Carlos Rodelo, gerente de Servicio Siemens; Juan Carlos Acosta, ingeniero jefe de Operaciones AES Gener, y César Torreal-ba, Energy Manager de Siemens.

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Energía

El anuncio se realizó en el Congreso Internacional Matelec Genera 2015, realizado en Espacio Riesco, donde también se desarrolló la jornada técnica sobre ERNC.

l Ministerio de Energía está

estudiando implementar lí-

neas de financiamiento para

las empresas que decidan

impulsar planes de eficiencia energética en

sus procesos productivos, a través de Corfo,

con dineros provenientes de la banca alemana,

el cual comenzaría a funcionar desde 2017,

con un monto inicial de 50 millones de euros.

Así lo detalló el jefe de la División de Eficien-

cia Energética del Ministerio de Energía, Ig-

nacio Santelices, en el marco del Congreso

Internacional Matelec Genera Latinoamérica,

organizado por la feria internacional de San-

tiago (Fisa) y la Feria de Madrid (Ifema) y

que contó con Revista ELECTRICIDAD como

medio oficial.

Norma técnica En la segunda jornada de Matelec Genera se

realizó la jornada técnica sobre ERNC, orga-

nizada por la Asociación Chilena de Energías

Renovables (Acera) con la Unión Española

Fotovoltaica (Unef), donde se abordó la ex-

periencia española en la gestión de la red

eléctrica y la incorporación de los generadores

de energía renovable.

En este escenario, Iván Saavedra, jefe del De-

partamento Eléctrico de la Comisión Nacional

de Energía (CNE), señaló que el organismo

regulador está trabajando en la segunda etapa

de cambios a la norma técnica que rige las

operaciones de coordinación de los sistemas

eléctricos respecto a la integración de las

ERNC. El personero afirmó que ya se han

hecho algunas modificaciones a la norma, es-

E

tableciendo nuevas exigencias para las plantas

fotovoltaicas y la redefinición de pronósticos.

“Estamos a semanas de emitir el segundo

grupo de normas para determinar mínimos

técnicos de unidades generadoras, la potencia

máxima y los parámetros de partida y tensión

de las generadoras”, dijo Saavedra.

A través de Corfo

Gobierno busca financiarplanes de eficiencia energética

Inauguración de Matelec Genera Latinoamérica 2015 que contó con la participación del presidente de Fisa, Andrés Van Wersch; el seremi de Energía de la Región Metropolitana, José Miguel Arriaza; el director de Expansión Internacional de IFEMA, Madrid, Santiago Quiroga; el director de Matelec España, Raúl Calleja, y el presidente de la Asociación de la Industria Eléctrica-Electrónica de Chile (AIE), Juan Menchaca.

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Cientos de ejecutivos, ingenieros y especialistas nacionales e internacionales llegaron a Espacio Riesco durante los tres días que duró la feria Matelec Genera Latinoamérica 2015, donde se exhibieron las novedades del mercado eléctrico, electrónico y de automatización a nivel mundial, lo que incluyó rondas de negocios y seminarios especializados para dar a conocer las últimas tendencias en estas industria.

Fotos: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

Matelec Genera Latinoamérica 2015

John O´Shea, de RTHO Elektrische; Malkus Piotr, de Hapam; Mónica Morales, de RTHO Elektrische; Claudio González, de RTHO Elektrische; Matías O´Shea, de RTHO Elektrische, y Neri Martínez, de RTHO Elektrische.

Celestino Meneses y Patricio Quintana, de Intronica Ltda.

José Antonio Ventura, Rafael Olguín, Erika González, y Rodrigo Ramírez, de HYS Chile.

Gonzalo Cordero, Myrna Dotti, y Marco Acevedo, de Kolff S.A.

Pedro Pablo Antillanca, Danilo González, y Francisco Bueno, de Redacom Ingeniería EIRL.

Rodrigo Tapia, anfitriona, y Robert Bauerschmitt, de Fabelec Ltda.

Juan Carlos Paillapi, Daniel Celis, Liliana Salcedo, Gerard Bustamante, y Marcelo Ferrer, de Clas Ingeniería Eléctrica S.A.

Carolina Strube, anfitriona, Massiel Pérez, Alexis Fahrembuhler, y Benjamín Hidalgo, de Kersting S.A.

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Nuestro país no tiene experiencia en la materia, con hidroeléctricas que ya superan los 70 años de operación, mientras que algunas termoeléctricas han pasado los 30 años de funcionamiento, en medio de exigencias ambientales más altas.

l sistema eléctrico nacional

cuenta con proyectos hidroeléc-

tricos que llevan más de 60 años

en operación y termoeléctricos

que ya superan los 50 años de existencia, por lo

que este es un tema que poco a poco se instala

en las discusiones del sector energético debido a

la tendencia internacional para establecer normas

ambientales más exigentes.

Es así como las centrales hidroeléctricas más

antiguas, según registros de la Asociación de

Energías Renovables son Coya (Pacific Hydro,

1911); Pangal (Pacific Hydro, 1922); Maitenes

(AES Gener, 1923); Los Quilos (Colbún, 1943);

Volcán (AES Gener, 1944); Pilmaiquén (Pilmai-

quén S.A., 1944); Abanico (Endesa, 1948); Sauzal

(Endesa, 1948), y Cipreses (Endesa, 1955).

Por su parte, las centrales termoeléctricas con

más años de operaciones son Renca (Sociedad

Eléctrica de Santiago S.A., 1962); Ventanas I

E(AES Gener, 1964); Bocamina I (Endesa, 1970);

Ventanas II (AES Gener, 1977), y Huasco TG

(Endesa, 1977).

Según José Miguel Hernández, socio de Cubillos

& Evans Abogados, la experiencia de Chile en el

cierre y desmantelamiento de centrales eléctri-

cas “es nula, debido a que las tecnologías que

operan son bastante simples, además de que el

mantenimiento funciona bien, cumpliendo lo que

indica la normativa en esta materia”.

A su juicio, el desmantelamiento de centrales ter-

moeléctricas no es tan complejo, pues menciona

Una discusión que nace

Cierre y desmantelamientode centrales eléctricas

Carlos Finat.

Flavia Liberona. José Miguel Hernández.

Claudio Huepe.

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que las unidades a carbón se pueden adaptar para

generar gas natural, aunque advierte que lo más

complicado está en el sector hidroeléctrico de

embalse, “porque queda la infraestructura hecha,

pudiendo permanecer en el lugar como un pasivo

ambiental”.

“Donde vamos a ver cambios es en materia eó-

lica y solar, pues su tecnología avanza a pasos

agigantados y podrían darse casos de desman-

telamiento para cambiar unidades o reemplazar

a las tecnologías que queden obsoletas”, sostiene

Hernández.

Carlos Finat, director ejecutivo de Acera, señala a

Revista ELECTRICIDAD que el cierre y desman-

telamiento de centrales debería comenzar por el

sector termoeléctrico.

“Hay un efecto que es importante tenerlo en cuen-

ta y es que, tomando una vida promedio de 40

años para el parque convencional térmico de las

centrales que están instaladas entre el SIC y el

SING, nos encontramos que entre 2035 y 2045

va a ser necesario, y eficiente económicamente,

condicionar muchas de esas centrales que van a

estar sujetas a nuevas exigencias ambientales y

a la competencia de tecnologías más modernas”,

plantea el ejecutivo.

En esta línea, Claudio Huepe, coordinador del

Centro de Energía y Desarrollo Sustentable de

la Universidad Diego Portales, destaca a este

medio la experiencia de Estados Unidos, donde

“en la última década, se han cerrado una cantidad

significativa de plantas térmicas que tenían entre

80 a 90 años, debido a la imposibilidad de cumplir

con normas ambientales y de seguridad que son

más exigentes”.

En su opinión, el cierre y desmantelamiento supo-

ne ciertas complejidades desde el punto de vista

económico: los costos de inversión para desarmar

centrales y la indefinición de las responsabilidades

por pasivos ambientales, especialmente “cuando

las centrales han tenido una cantidad importante

de dueños y algunas partes están operativas y

otras no, lo que implica examinar quién se hace

cargo de esos costos”.

Otro punto relevante es la regulación existente en

el país, donde actualmente el cierre y desmante-

lamiento se considera dentro de la declaración de

impacto ambiental que deben realizar las empre-

sas en sus proyectos energéticos, describiendo la

etapa de abandono, en que se considera la vida útil

de las centrales y su posterior desmantelamiento.

Sin embargo, Flavia Liberona, directora ejecutiva

de Fundación Terram, afirma a Revista ELEC-

TRICIDAD que el problema es que “no hay una

normativa que obligue al desmantelamiento

cuando termina la vida útil de las centrales o una

adecuación, que es cuando las centrales cumplen

un ciclo y deben actualizar su tecnología”.

“En general en Chile no hay una cultura en este

ámbito y esto quedó explícito en la minería, donde

se hizo una ley especial de cierre de faenas, pero

en el sector energético esto no existe y no se sabe

qué va a pasar con las centrales hidroeléctricas

cuando cumplan su vida útil”, precisa la ejecutiva.

José Miguel Hernández concluye que “donde

eventualmente podría haber reglamentación es

con los embalses cuando dejen de operar desde el

punto de vista eléctrico, los cuales podrían quedar

operantes para la comunidad, como la central

Rapel, que cada día tiene menos capacidad en el

sistema y si se abandonara, hay toda una comu-

nidad que vive en torno al embalse, por lo que es

importante que se regule para que la obra quede

en manos de alguien que le dé un uso distinto”.

No hay una normativa que obligue al desmantelamiento cuando termina la vida útil de las centrales o una adecuación, que es cuando las centrales cumplen un ciclo y deben actualizar su tecnología”, explica Flavia Liberona, directora ejecutiva de Fundación Terram.

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Informe Técnico

Especialistas señalan la necesidad de contar con elementos de calidad para este segmento del sistema eléctrico, a través de exigencias a proveedores, considerando que gran parte de estos productos son importados.

a preocupación por la calidad

de los materiales de ferretería

eléctrica ha evolucionado en

los últimos años en el país,

siendo un elemento esencial en el desarrollo de

los proyectos de Media y Alta Tensión, lo que

se manifiesta en las exigencias que se hacen

a los proveedores a la hora de especificar los

requerimientos.

Entre los principales productos de ferretería eléc-

trica están los conductores, cables de guardia y

aisladores. También se encuentran los accesorios

formados por elementos de acero y aleación de

aluminio que integran los llamados conjuntos de

suspensión y anclajes, compuestos por grilletes,

eslabones, acoplamientos, grampas y armaduras

preformadas para conductores.

Realidad nacionalLuis Ávila, superintendente de Electricidad y Com-

bustibles, señala a Revista ELECTRICIDAD que

Lla nueva norma NSEG 5, que regula la seguridad

en las instalaciones de corrientes fuertes, “traerá

mayores exigencias en cuanto a la calidad de los

materiales para Alta Tensión, pues se utilizarán

estándares internacionales, los que evidente-

mente, permitirán contar con mejores niveles de

seguridad”.

Mario Betancourt, presidente del comité eléctrico

de la Asociación de la Industria Eléctrica Electróni-

ca indica que en Media Tensión los materiales que

se utilizan “han sido paulatinamente modificados

para adaptarse a las nuevas circunstancias”.

Ferretería eléctrica

Los cambios que atraviesan los materiales para la Media y Alta Tensión

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A su juicio, un problema que se manifiesta en

ferretería eléctrica es la calidad de los materiales,

debido al menor uso del cobre: “Chile ha tenido

que lamentar el cierre de fábricas de material

galvanizado, debido a los robos de cobre de las

líneas, siendo reemplazado por el aluminio que

es un mal conductor. Por lo tanto el material de

ferretería ha tenido que ser de acuerdo a este

tipo de conductor y creo que hemos bajado en

calidad en un 30%”, aunque aclara que si este

material se usa con elementos necesarios no

“habrá problema con su durabilidad”.

Arturo Gajardo, integrante del Consejo de Es-

pecialidad Ingeniería Eléctrica del Colegio de

Ingenieros, sostiene a Revista ELECTRICIDAD

que en “los últimos años se ha iniciado el empleo

de conductores de aluminio que permiten una

mayor capacidad de transmisión que otros de

similares características mecánicas, que permiten

aumentar la capacidad de una línea de transmisión

sin tener que modificar sus estructuras”.

Para Juan Ramón Godoy, docente de las carreras

Electricidad y Automatización Industrial del Duoc

UC de Valparaíso, la tendencia en materiales de

ferretería eléctrica “es proveer materiales más

livianos y con un coeficiente de ruptura mayor,

puesto que en estos momentos la mayoría posee

una gran envergadura y por lo mismo, su trabajo

y ejecución resulta difícil de maniobrar”.

Calidad“La evolución a nivel nacional va a la par con lo

que nos entrega la tecnología a nivel internacional,

esto debido a que se trabaja con normas inter-

nacionales y estándares de calidad que obligan

a las instalaciones a adoptar rápidamente las

mejoras en este plano. En los primeros años de

uso, se privilegió principalmente las características

de resistencia eléctrica a las altas tensiones, sin

evaluar su durabilidad y peso. Hoy, en la evolución

de los materiales aislantes, se ha buscado que

sean más resistentes a la tensión eléctrica y más

livianos pero sin perder las características técnicas

de los mismos”, explica Godoy.

Por su parte, Ricardo Vicencio, director del Área

Electricidad y Electrónica de Inacap Santiago

Sur, asegura a Revista ELECTRICIDAD que en

ferretería eléctrica “existe un stock adecuado para

nuestro mercado. En su mayoría, las cadenas

de aisladores son importados, siendo los más

cercanos los provenientes de Brasil. Respecto al

herraje, casi todo es de fabricación nacional. En

su opinión, “la evolución de la calidad y durabili-

dad de los materiales y equipos utilizados para la

Alta Tensión ha presentado avances importantes.

Antiguamente, muchos elementos eran de fierro

macizo y hoy, en cambio, son de aleaciones de

aluminio. Otro aspecto importante, es la incorpo-

ración de cables para altas temperaturas”.

De acuerdo a Martín García, profesor de Técnico

Universitario en Electricidad de la Universidad Fe-

derico Santa María, uno de los aspectos comple-

jos en el uso de ferretería eléctrica es “comprobar

la calidad de un equipo o material, por lo que se

recomienda solicitar las pruebas y ensayos de

laboratorio que evidencien la calidad y cumpli-

miento de normas respecto del funcionamiento

y especificaciones de diseño”.

Finalmente, otro aspecto que menciona García es

la necesidad de que existan laboratorios naciona-

les que comprueben la calidad de los materiales

y su cumplimiento con las normas.

Especialista señalan que en Chile existe un stock adecuado de material de ferretería eléctrica en Media y Alta Tensión, de acuerdo a las demandas del mercado local.

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Cigré abordará futuros desafíos para sector eléctrico en VII encuentro bienal

El 23 y 24 de noviembre se efec-

tuará en el Hotel Intercontinental

de Santiago la séptima versión

del encuentro bienal internacio-

nal del Cigré “Futuros desafíos

para el sector eléctrico chileno”,

donde en la primera jornada se

analizará la experiencia nacional

e internacional en la generación

ERNC y fuentes tradicionales de

energía. El segundo día se verán

temas como redes eléctricas,

y la política energética 2050,

mientras que para el final se

realizará el foro de las naciones,

en que se debatirá sobre el futuro

energético mundial.

Más información: www.cigre.cl

Congreso de energía marina abordó desafíos y oportunidades para Chile

El ordenamiento territorial, concesiones marítimas y sobre espacios costeros marinos de pueblos originarios son las principales normativas que se deben considerar a la hora de desarrollar un proyecto de energía marina, indicó el abogado del Estudio Aylwin y Cía., Manuel Matta, durante el Congreso Internacional de Energía Marina, realizado en el marco de la feria AmbientAL 2015.Manuel Matta dijo que otra regulación importante es la figura de los espacios marinos para pueblos originarios, los cuales “compiten con las solicitudes de concesio-nes marítimas, porque se aplican sobre el mismo borde costero. Si se acredita un uso ancestral de un determinado sector del borde costero por parte de un pueblo originario, ellos van a tener prioridad so-bre cualquier otra solicitud de concesión marítima”.Paul Griffith, presidente de la Asociación de Energías Marinas (Ademar), destacó por su parte la necesidad de avanzar hacia una red de conocimiento en el sector nacional para crear las primeras iniciativas y así reducir

costos, construir sinergías a través de la geografía y generar economías de escala. El congreso, que contó con las presen-tación de destacados especialistas entre los que se encontraron Alan Moore, del International Conference on Ocean Energy (ICOE) y Luc Martin, director del Centro

de Investigación e Innovación de Energía Marina (Meric), finalizó con un panel de discusión donde se analizó el principal factor de cambio que gatillará el desarrollo comercial de esta tecnología en Chile, además de sus perspectivas a corto y largo plazo.

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Línea de transmisión Ancoa-Alto Jahuel inició operaciones en el SIC

La Presidenta Michelle Bachelet y el ministro de Energía, Máximo Pacheco, encabezaron la inauguración de la línea de transmisión Ancoa-Alto Jahuel, de 2x500 kV, que en sus 255 kilómetros de extensión atraviesa tres regiones y 18 comunas en el SIC, donde aportará una capacidad adicional de 1.500 MVA, los cuales aumentarán a 3.000 MVA, equivalente al 40% de la demanda máxima

del SIC, una vez que entre en operaciones el

segundo circuito de la línea en 2016.

La obra fue realizada por la empresa española-

holandesa Celeo Redes, cuyo gerente general,

Manuel Sanz, destacó que próximamente

se construirá el primer circuito de la línea

Charrúa-Ancoa, de 2x500 kV, lo que for-

talecerá la transmisión en esa zona del SIC

Licitaciones eléctricas registró precio promedio de US$79,3 por MWh

Un precio promedio de US$79,3 MWh anotó el proceso de licitaciones de suministro ad-judicado en octubre, por un total de 1.200 GWh al año, donde se incorporaron nuevos actores ERNC como Aela, Abengoa Chile, Ibereolica y Amunche Solar, entre otras.El Ministro de Energía, Máximo Pacheco, destacó que el precio promedio alcanzado “equivale a un 40% inferior a la oferta del año 2013”, mientras que el secretario eje-cutivo de la Comisión Nacional de Energía, Andrés Romero, dijo que “en el mediano

plazo las cuentas podrían bajar entre un 7 a un 10%”.Por su lado, Rodrigo Castillo, Director Ejecu-tivo de la Asociación de Empresas Eléctricas A.G. comentó que “los contratos de esta licitación comienzan a estar vigentes el 2017 y los de abril comienzan a estar vigentes los años 2020-2021, por lo tanto, si seguimos con contratos en la línea de los 80 dólares, estamos yendo por debajo del promedio actual y eso va a comenzar a dar frutos concretos probablemente a partir de 2020”.

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El gerente general de GasValpo, Luis Kipreos, señaló

a Revista ELECTRICIDAD que la empresa mira aten-

tamente el proyecto de ley que regula al sector de la

distribución de gas a nivel residencial y comercial.

“Estamos muy interesados en ver cómo se termina

definiendo la ley, especialmente en cómo se mantienen

los incentivos para que el gas siga expandiéndose en

el país y estamos interesados que eso ocurra a nivel

residencial y comercial”, precisó el ejecutivo.

Kipreos planteó que “como empresa sí estamos dispues-

tos a hacernos cargo de todos los costos de conexión

y distribución de nuevos clientes y esperamos que la

nueva ley acepte esta figura y reconozca estos costos

de inversión que hacen las empresas”.

El ejecutivo participó en la inauguración de la planta

satélite de regasificación que instaló Endesa Chile en

Talca, donde GasValpo distribuirá el combustible en

la ciudad.

GasValpo utiliza la marca Energas para la comerciali-

zación del gas en las ciudades, donde en los “próximos

seis meses vamos a instalar aproximadamente 70

kilómetro de redes en La Serena-Coquimbo, Los Andes

y Talca, con una inversión total de US$10,5 millones.

GasValpo espera incentivos a la inversión en nueva ley de gas de distribución

CDEC-SING identifica aspectos críticos para futuras interconexiones con SIC y Argentina

El CDEC SING publicó el “Estudio de Integridad de las instalaciones del Sistema de Transmisión del SING 2015”, donde se advierte que algunos equipos pri-marios del sistema de transmisión de 220 kV, como interruptores de poder y transformadores de corriente, están sobrepasados en sus niveles de capacidad de ruptura y saturación.En el documento también se señala la necesidad de ampliar el sistema de transmisión de la zona sur-cordillera del SING, además de los efectos preliminares de una integración de ERNC y un análisis de la respuesta tran-sitoria de los sistemas interconectados entre el SING, SADI de Argentina y el SIC, frente a la ocurrencia de fallas de alto impacto, como es la Severidad 9 (fallas en secciones de barras) establecida en la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio vigente.A partir de estos resultados el CDEC-SING indicó que está preparando el plan de acción que instruirá a las empresas coordinadas para la normalización de sus instalaciones, con el fin de resguardar la seguridad del SING, de cara a la futura operación interconectada.

Camchal realizará jornadas económicas Alemania-Chile para la industria

El 24 de noviembre, en Casapiedra, se realizarán las Jornadas Económi-

cas Alemania-Chile “Camino hacia una Industria 4.0”, organizada por la

Cámara Chileno-Alemana de Comercio (Camchal), donde se abordarán

los ejes de innovación, productividad y sustentabilidad realizando un

simposio de energía. La idea del evento es aumentar la creación de

alianzas en ambos países, especialmente en el sector minero.

Más información: www.jornadaseconomicas.cl

Principal operador del sistema eléctrico español analiza ingreso a Chile

Roberto García, director de Es-trategia y Desarrollo de Negocios de la empresa Red Eléctrica Es-pañola, encargada de gestionar el sistema eléctrico del país eu-ropeo, señaló que miran a Chile como un potencial mercado de ingreso, debido a la estabilidad y desarrollo que presenta su sistema eléctrico.“El plan estratégico de la com-pañía es aumentar la presencia internacional y Chile es un país que nos atrae, en el tema re-gulatorio es estable y estamos comenzando a darnos a conocer para intentar participar en el futuro en el sistema eléctrico chileno y aportar con nuestra experiencia”, afirmó el ejecutivo.

García participó en el seminario

“Energía Chile-España, experien-

cias y oportunidades”, organiza-

do por la embajada de España en

Chile, donde se analizó lo reali-

zado por las empresas ibéricas

en el mercado local, así como

las posibilidades de expansión

en el futuro.

Red Eléctrica Española participa

en Perú, gestionando líneas de

transmisión, por lo que Roberto

García dijo que analizan ampliar-

se a otros mercados de la región,

como Chile y Colombia. La em-

presa gestiona más de 100.000

MW, junto con 42.739 kilómetros

de líneas de transmisión.

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Diversos especialistas destacaron que estamos en un momento único para realizar una apuesta país con desarrollo local.

2030 Chile podría llegar a con-

tar con un 35% de Energías Re-

novables No Convencionales

(ERNC) en su matriz eléctrica y

a 2050 con un 100% de ERNC, afirmó el director

ejecutivo de la Asociación chilena de energías

renovables (Acera), Carlos Finat, en el marco de

la primera versión del foro Enersol, encuentro

organizado por el Grupo Editorial Editec y el Solar

Energy Research Center (Serc Chile).

En la ciudad de Antofagasta, y frente a 70 asis-

tentes, Rodrigo Palma, director del Serc Chile,

destacó que “tenemos que colaborar hacia una

apuesta país y este es un momento único para

convertirnos en la capital del sol a nivel mundial”.

En este contexto, Nicolás Velázquez, representan-

te de la Universidad Autónoma de Baja Califoria

(UABC México) hizo un llamado a caminar hacia

una industria nacional: “Chile debe hacer un plan

estratégico para aprovechar las ERNC y no ser

solo espectadores de cómo otros aprovechan ese

recurso. Sin este plan se quedarán con las migajas

del pastel, por eso hago la invitación, no a poner a

las grandes transnacionales como las enemigas,

sino que a desarrollar sus propias tecnologías”.

Recomendaciones técnicas Asier Ukar, Senior Technical Manager PV Sys-

tems del Photovoltaik Institut Berlin explicó en

Enersol 2015 los retos y las ventajas del desarro-

llo de plantas fotovoltaicas en climas desérticos.

“Las aplicaciones fotovoltaicas a gran escala en

desiertos son viables y rentables, sin embargo,

es sumamente importante conocer los riesgos,

incertidumbres y limitaciones asociadas”, detalló

A

el especialista, quien puso como ejemplos el mayor

consumo energético que se requiere para evacuar

el calor de la sala de inversores; la necesidad de re-

calcular los parámetros eléctricos y la obligación de

realizar análisis hidrológicos para evaluar la erosión

en la superficie del terreno.

Asier Ukar recomendó a los asistentes solicitar a los

fabricantes un “extreme weather package” que inclu-

ya, entre otros componentes, una capa antirreflectante

del módulo con resistencia a la abrasión, conexión y

soldadura de células sin resistencias de contacto y

protección de cableado mediante tuberías.

Así se afirmó en la primera versión del Foro Enersol

Chile podría convertirse en la capital mundial de la energía solar

Roly Solís, director de Revista ELECTRICIDAD; Edward Fuentealba, director CDEA de la Universidad de Antofagasta; Carlos Finat, director ejecutivo de la Asociación chilena de energías renovables (Acera); Asier Ukar, Senior Technical Manager PV Systems del Photovoltaik Institut Berlin, y Christian Santana, jefe de la División ERNC del Ministerio de Energía.

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Roly Solís, director de Revista ELECTRICIDAD; Carlos Finat, director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera); Daniela Maldonado, editora de Revista ELECTRICIDAD, y Jorge Goth, director de Conferencias del Grupo Editorial Editec.

Guillermo Jiménez, director del Centro de Energía de la Universidad de Chile; Lorena Cornejo, académica de la Universidad de Tarapacá, y Alejandro Cabrera, investigador de Serc Chile.

Víctor Pizarro, de la Universidad de Antofagasta; Mario Grágeda, académico Serc Chile, y Marcelo Cortés, académico de Serc Chile.

Abdiel Mallco, de la Universidad de Antofagasta; Marcos Crutchick, académico de Serc Chile; Francisco Araya, de la Universidad de Antofagasta, y Carlos Portillo, académico de Serc Chile.

Ferenc Rostas-Vargas, jefe de proyectos y Desarrollo Comercial de Bbosch Ingeniería y Construcción; Adrián Hernández, jefe del área de Ingeniería de Bbosch Ingeniería y Construcción; Nicolás Cárdenas, de Bbosch Ingeniería y Construcción; Rodrigo Palma, director de Serc Chile, y Enrique Ramírez, jefe de Desarrollo Comercial de Bbosch S.A.

Andrés Muñoz, jefe de Eficiencia Energética de Codelco y Lionel Roa, gerente de Gestión Energía de Acciona Energía.

Víctor Cusí, consultor de Younicos, y Fernando Hentzschel, director ejecutivo (s) de Cifes.

Gerardo Barrenechea, asesor, y Oscar Toledo, superintendent Electrical Construction de BHP Chile Inc.

La primera versión del Foro Solar EnerSol 2015, organizado por el Grupo Editorial Editec y Solar Energy Research Center (Serc Chile), se realizó en el Hotel Enjoy de Antofagasta, con la asistencia de 70 participantes del mundo empresarial y académico que analizaron los proyectos que se desarrollan en el país, además de los avances en investigación y la actual normativa.

Fotos: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

Sociales Enersol

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TRINA SOLAR APUESTA POR EL MERCADO FOTOVOLTAICO EN CHILE Y AMÉRICA LATINA

A fines de agosto el Ministerio de Energía dio a conocer los resultados de la Mesa de ERNC, una iniciativa enmarcada en el programa Energía 2050. De ellos, destaca el protago-nismo que adquirirá las tecnologías eólicas y fotovoltaicas en la futura composición de la matriz energética, y la entrada de nuevos actores al mercado nacional.El fabricante número uno a nivel mundial en términos de embarques de módulos fotovoltaicos, Trina So-lar conoce del dinamismo que han cobrado las energías renovables no convencionales (ERNC) en el país, por eso decidió abrir oficinas en 2012 en Chile. Junto a una probada oferta de módulos, apuesta fuerte al mercado nacional y, de paso, a utilizar a Chile como trampolín para

capturada por Trina en Chile fue a través de un desarrollador muy importante con presencia signifi-cativa en el mercado local para un proyecto de 70MW.2015 será un mejor año para Chile, pues se espera que se instalen 988 MW. Brasil y México son los dos otros mercados más atractivos en la re-gión, en los que se espera se instalen 159 MW y 179 MW respectivamente, antes que finalice el año.

¿Qué es la garantía de potencia lineal que ofrece Trina Solar?Todos los productos DUOMAX están respaldados por la garantía líder de energía de salida por 30 años con 0,5% de degradación anual; la única garantía en su tipo del mercado. Para

el resto de los productos, Trina Solar ofrece una garantía de salida por 25 años con un 0,7% de degradación anual. Todos los productos incluyen, además, una garantía de producto por diez años.

¿Qué es lo que diferencia a Trina Solar de la competencia?Estamos orgullosos de ser uno de los pocos fabricantes de energía fo-tovoltaica en desarrollar un modelo de negocio de integración vertical, desde la producción de lingotes, obleas y celdas hasta el ensam-blaje de módulos de alta calidad. Esta amplia capacidad nos permite romper con cuellos de botellas de inventario mientras aseguramos la más alta calidad y el producto más sustentable. Podemos manejar los recursos eficientemente debido a las economías de escala y mantener un constante enfoque en celdas de alta eficiencia y procesos con tecnologías avanzadas. La integra-ción vertical y la dedicación para acelerar la calidad nos han hecho el fabricante número uno de paneles fotovoltaicos en el mundo. Como un proveedor global de módulos solares, Trina Solar está orgulloso de contar con un servicio de soporte local. Con oficinas dis-

tribuidas a lo largo de los Estados Unidos y Chile, nuestro equipo de ventas y soporte local habla su idio-ma y conoce su mercado. Nuestro dedicado staff de servicio técnico provee entrenamiento directo, con-tinuo acceso a soporte de marketing y a nuestro portal de servicio.

¿Qué estrategias baraja la compañía para potenciar la presencia de la empresa en el país?Abrimos en 2012. Este es un paso muy estratégico para la compañía para comenzar a construir relaciones con nuestros clientes aquí, en Chile. También contamos con un grupo latinoamericano en mercadotecnia y de soporte técnico. Estamos hacien-do alianzas con asociaciones solares claves en Chile para reforzar nuestro compromiso con el desarrollo solar en el país.

¿Qué nuevos desarrollos, tecno-logías o servicios esperan traer al mercado en 2016?Tómanos muy en serio la investiga-ción y el desarrollo y, constantemen-te, estamos innovando. Nos encontramos en una etapa en la que los quiebres tecnológicos son algo común. En Trina Solar nos mantenemos en

la vanguardia en términos tecno-lógicos gracias a los expertos que trabajan en nuestro State Key Labo-ratory, una poderosa plataforma para la innovación técnica, la cual está constantemente contribuyendo a la promulgación del uso de la ener-gía solar a un precio bajo, con alta confiabilidad y una gran cobertura a nivel mundial.En 2015 lanzamos nuestros pro-ductos DUOMAX, un módulo de doble vidrio que ofrece los niveles más altos de durabilidad y con la mejor entrega de energía para el consumidor. La versión de 72 cel-das es especialmente atractiva para nuestros clientes de gran escala. La garantía de 30 años este modelo nos solo ofrece una atractiva garantía de nivel superior, sino que también hay un beneficio por el ahorro de costos de los Sistemas de Balance (BOS) ya que ofrecen un alto voltaje. Hasta ahora hemos recibido una gran retroalimentación por parte de nuestros clientes.

La empresa que en 2014 realizó envíos de módulos fotovoltaicos por 3,66 GW y con oficinas en 30 países (incluyendo Alemania, Estados Unidos, España, Italia, Australia, China, entre otros) abrió oficinas en Chile con miras a aumentar su participación en el país y el resto de la región.

sus operaciones en Latinoamérica, destaca Rómulo Bisetti, gerente de Ventas Chile y Sudamérica de Trina Solar.

¿Cuáles son las expectativas de cre-cimiento de Trina Solar para Chile y Latam en 2016?Hay mucha oportunidad en América Latina, especialmente a medida que el costo de implementación se re-duce, particularmente en Chile. En 2014 Chile fue el mercado que más destacó en términos de oportunida-des en la región y Trina Solar capturó una importante cuota.En cifras, Chile fue el principal mercado de América Latina en 2014 con aproximadamente 440 MW de proyectos fotovoltaicos desarro-llados. La más grande oportunidad

Rómulo Bisetti, gerente de Ventas Chile y Sudamérica de Trina Solar.

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Trina Solar (Chile) SpARómulo Bisetti SolariGerente de Ventas Chile y Sudaméricae-mail: [email protected]: romulo.bisetti

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Page 41: Revista ELECTRICIDAD 188 – Noviembre 2015

TRINA SOLAR APUESTA POR EL MERCADO FOTOVOLTAICO EN CHILE Y AMÉRICA LATINA

A fines de agosto el Ministerio de Energía dio a conocer los resultados de la Mesa de ERNC, una iniciativa enmarcada en el programa Energía 2050. De ellos, destaca el protago-nismo que adquirirá las tecnologías eólicas y fotovoltaicas en la futura composición de la matriz energética, y la entrada de nuevos actores al mercado nacional.El fabricante número uno a nivel mundial en términos de embarques de módulos fotovoltaicos, Trina So-lar conoce del dinamismo que han cobrado las energías renovables no convencionales (ERNC) en el país, por eso decidió abrir oficinas en 2012 en Chile. Junto a una probada oferta de módulos, apuesta fuerte al mercado nacional y, de paso, a utilizar a Chile como trampolín para

capturada por Trina en Chile fue a través de un desarrollador muy importante con presencia signifi-cativa en el mercado local para un proyecto de 70MW.2015 será un mejor año para Chile, pues se espera que se instalen 988 MW. Brasil y México son los dos otros mercados más atractivos en la re-gión, en los que se espera se instalen 159 MW y 179 MW respectivamente, antes que finalice el año.

¿Qué es la garantía de potencia lineal que ofrece Trina Solar?Todos los productos DUOMAX están respaldados por la garantía líder de energía de salida por 30 años con 0,5% de degradación anual; la única garantía en su tipo del mercado. Para

el resto de los productos, Trina Solar ofrece una garantía de salida por 25 años con un 0,7% de degradación anual. Todos los productos incluyen, además, una garantía de producto por diez años.

¿Qué es lo que diferencia a Trina Solar de la competencia?Estamos orgullosos de ser uno de los pocos fabricantes de energía fo-tovoltaica en desarrollar un modelo de negocio de integración vertical, desde la producción de lingotes, obleas y celdas hasta el ensam-blaje de módulos de alta calidad. Esta amplia capacidad nos permite romper con cuellos de botellas de inventario mientras aseguramos la más alta calidad y el producto más sustentable. Podemos manejar los recursos eficientemente debido a las economías de escala y mantener un constante enfoque en celdas de alta eficiencia y procesos con tecnologías avanzadas. La integra-ción vertical y la dedicación para acelerar la calidad nos han hecho el fabricante número uno de paneles fotovoltaicos en el mundo. Como un proveedor global de módulos solares, Trina Solar está orgulloso de contar con un servicio de soporte local. Con oficinas dis-

tribuidas a lo largo de los Estados Unidos y Chile, nuestro equipo de ventas y soporte local habla su idio-ma y conoce su mercado. Nuestro dedicado staff de servicio técnico provee entrenamiento directo, con-tinuo acceso a soporte de marketing y a nuestro portal de servicio.

¿Qué estrategias baraja la compañía para potenciar la presencia de la empresa en el país?Abrimos en 2012. Este es un paso muy estratégico para la compañía para comenzar a construir relaciones con nuestros clientes aquí, en Chile. También contamos con un grupo latinoamericano en mercadotecnia y de soporte técnico. Estamos hacien-do alianzas con asociaciones solares claves en Chile para reforzar nuestro compromiso con el desarrollo solar en el país.

¿Qué nuevos desarrollos, tecno-logías o servicios esperan traer al mercado en 2016?Tómanos muy en serio la investiga-ción y el desarrollo y, constantemen-te, estamos innovando. Nos encontramos en una etapa en la que los quiebres tecnológicos son algo común. En Trina Solar nos mantenemos en

la vanguardia en términos tecno-lógicos gracias a los expertos que trabajan en nuestro State Key Labo-ratory, una poderosa plataforma para la innovación técnica, la cual está constantemente contribuyendo a la promulgación del uso de la ener-gía solar a un precio bajo, con alta confiabilidad y una gran cobertura a nivel mundial.En 2015 lanzamos nuestros pro-ductos DUOMAX, un módulo de doble vidrio que ofrece los niveles más altos de durabilidad y con la mejor entrega de energía para el consumidor. La versión de 72 cel-das es especialmente atractiva para nuestros clientes de gran escala. La garantía de 30 años este modelo nos solo ofrece una atractiva garantía de nivel superior, sino que también hay un beneficio por el ahorro de costos de los Sistemas de Balance (BOS) ya que ofrecen un alto voltaje. Hasta ahora hemos recibido una gran retroalimentación por parte de nuestros clientes.

La empresa que en 2014 realizó envíos de módulos fotovoltaicos por 3,66 GW y con oficinas en 30 países (incluyendo Alemania, Estados Unidos, España, Italia, Australia, China, entre otros) abrió oficinas en Chile con miras a aumentar su participación en el país y el resto de la región.

sus operaciones en Latinoamérica, destaca Rómulo Bisetti, gerente de Ventas Chile y Sudamérica de Trina Solar.

¿Cuáles son las expectativas de cre-cimiento de Trina Solar para Chile y Latam en 2016?Hay mucha oportunidad en América Latina, especialmente a medida que el costo de implementación se re-duce, particularmente en Chile. En 2014 Chile fue el mercado que más destacó en términos de oportunida-des en la región y Trina Solar capturó una importante cuota.En cifras, Chile fue el principal mercado de América Latina en 2014 con aproximadamente 440 MW de proyectos fotovoltaicos desarro-llados. La más grande oportunidad

Rómulo Bisetti, gerente de Ventas Chile y Sudamérica de Trina Solar.

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Trina Solar (Chile) SpARómulo Bisetti SolariGerente de Ventas Chile y Sudaméricae-mail: [email protected]: romulo.bisetti

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Informe Técnico

Lidera la participación de las ERNC en la matriz nacional, siendo la primera fuente de generación de este tipo que se alista a superar los 1.000 MW de capacidad instalada, además de tener 5.270 MW en proyectos con RCA aprobados. Eso sí, aún quedan temas pendientes para consolidar su desarrollo.

n los últimos años la energía

eólica es la fuente ERNC que

tiene mayor representación en

la matriz nacional, toda vez que

el Centro Nacional para la Innovación y Fomento

de las Energías Sustentables (Cifes) registra un

total de 892 MW operando, de los cuales más

de 802 MW están en el SIC y 90 MW se ubican

en el SING, superando a la capacidad instalada

solar y de biomasa que cuentan con 597 MW

y 417 MW en operaciones.

Las perspectivas de desarrollo no se quedan

atrás, pues el organismo público indica que exis-

ten otros 112 MW de energía eólica en construc-

ción, mientras que los proyectos que cuentan con

la Resolución de Calificación Ambiental (RCA)

Eaprobada totalizan 5.270 MW y aquellos que

están en calificación suman 1.989 MW.

El potencial de esta fuente en el territorio na-

cional supera los 37.000 MW, según indica el

estudio “Energías Renovables en Chile”, reali-

zado por la Agencia Alemana de Cooperación

Técnica (GIZ) para el Ministerio de Energía y

que fue publicado el año pasado.

Patricio Goyeneche, analista del mercado eléc-

trico de Cifes, señala a Revista ELECTRICI-

DAD que la mayor presencia de energía

eólica se explica “porque la tecnología

está muy madura, por lo que ha tenido

una inserción más fácil en Chile, además

de las condiciones meteorológicas que

facilitan la operación de las plantas”.

Situación actual del sector

Avances y desafíos para la energía eólica

On shore y off shore

En nuestro país operan parque eólicos on shore, con instalaciones que funcionan en tierra y no en el mar, fuera de la costa, cono-cidos como off shore. Luis Vargas señala que este tipo de proyectos tiene un alto potencial, con factores de planta sobre el 30%, aunque aclara que en Chile se deben hacer estudios al respecto, debido a que, “nuestra pendiente marina es bastante abrupta en la parte central, aunque en el sur hay partes interesantes que sería necesario explorar”.Similar opinión tiene Karsten Schneider, ge-rente técnico de Latwind, pues indica que la tecnología off shore “es más cara en inversión y operación, además de que actualmente los equipos se instalan en aguas de poca profundidad y aquí tenemos una costa que cae abismalmente, así que mientras haya espacio en tierra los proyectos se harán en estos lugares”.

El parque eólico Valle de Los Vientos, de Enel Green Power, está ubicado en Antofagasta y cuenta con una capacidad instalada de 90 MW.

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Según el especialista, por los efectos de las

economías de escala, en el sector eólico “se

pueden obtener precios que están por el orden

de US$1.800 a US$2.000 por kW”, mientras

que los proyectos actualmente muestran un

factor de planta promedio de 25%, “aunque las

plantas del último período están sobre el 30%”.

DesafíosDentro de las complejidades que debe enfrentar

este tipo de energía, los especialistas coindi-

cen en mencionar la estrechez en el sistema de

transmisión que se vive en la zona norte del SIC,

donde operan gran parte de los parques eólicos.

Patricio Goyeneche explica que en esa zona tam-

bién hay plantas térmicas que tienen condiciones

de operación distintas y, “dada la capacidad de

inyección de las líneas de transmisión en esa

zona, los mínimos técnicos de las termoeléctricas

impiden que salgan de la red frente a contingen-

cias, por lo que deben salir los parques eólicos”.

A juicio de Luis Vargas, Director del Departamen-

to de Ingeniería Eléctrica de la FCFM de la Uni-

versidad de Chile, “debido al aumento importante

de los parques en el norte se impone una carga

en los sistemas de transmisión, por lo que existen

situaciones de restricción. Cuando se produzca

la interconexión con el Sistema Interconectado

del Norte habrá mercados más grandes, lo que

sumado a la línea Polpaico-Cardones, dará ma-

yor holgura y flexibilidad al sistema”.

Otro punto pendiente es la normalización para

certificar la calidad de materiales y sistemas tec-

nológicos en el sector, como sostiene a Revista

ELECTRICIDAD Víctor Ballivián, presidente de

la Corporación Chilena de Normalización

Electrotécnica (Cornelec): “En la energía

eólica existen condiciones particulares

que, de no tomarse en cuenta, pueden

afectar en el mediano y largo plazo, la vida

útil de los sistemas”.

“La normalización hay que pensarla a nivel

de productos (como normalizar aerogene-

radores, sistemas de control, protecciones

eléctricas) y a nivel de sistema. La

idea es crear estándares para

probar que las normas se

cumplen”, concluye Ba-

llivián.

La turbina SWT-2.3-120 de Siemens incluye un nuevo desarrollo de la pala del rotor de 59 metros de largo, la que ha sido optimizada para mejorar la producción en velocidad de vientos medios y bajos.

Informe Técnico

Page 44: Revista ELECTRICIDAD 188 – Noviembre 2015

El 26 de octubre pasado la Comisión Nacional de Energía (CNE) dio a conocer los resultados de la licita-ción de suministro de energía para

clientes regulados, una subasta dividida en bloques horarios en la que participa-ron 38 oferentes para 1.200 GWh. Aela Energía fue el gran ganador, al adjudicarse 768 GWh, casi el 65% del suministro.

La licitación de suministro se realizó para tres bloques horarios (4-A, 4-B y 4-C), por 20 años y con un inicio de suministro a partir de enero de 2017. En todos ellos Aela Energía ganó participación.

Sergio del Campo, gerente general de la compañía, destacó el logro como un hito que refuerza la presencia de la ge-neradora en Chile, así como su plan de inversiones. “Es un importante resultado que contribuye a cumplir nuestra meta de suministrar 600 MW a la red eléctrica, con una inversión (entre capital propio y deuda) en torno a los 1.400 millones de dólares para los próximos tres años”.

Para Daniel Garrido, gerente comercial de Aela Energía, los resultados de la lici-tación son una demostración de la cali-dad de los proyectos de Aela: “Nuestro portafolio de productos, de alta calidad y geográfi camente distribuidos (que hace que los riegos de desacople se mitiguen), hizo que marcáramos una diferencia y que nos lleváramos mayoritariamente esta licitación en su competencia no solo con otras generadoras ERNC, sino que también con las generadoras conven-cionales”.

Junto a lo anterior, la solidez de los ac-cionistas de Aela Energía; Mainstream Renewable Power (40%) y Actis (60%), fue clave. Mientras Mainstream cuen-ta con una destacada trayectoria como desarrollador ERNC en el mundo y Chile (con más de 2.300 MW en proyectos en desarrollo en el país); Actis, fondo inglés de capital privado, con presencia en

Latinoamérica, África y Asia, posee amplia experiencia en la comercialización de energía a nivel mundial.

Del portafolio de proyectos de Aela Energía, destacan los proyectos eólicos Sarco (158 MW), Alena (44 MW), San Manuel (26 MW) y Aurora (106 MW); en tecnología so-lar fotovoltaica, cuentan con el proyecto Estancia (68 MW ac) y Tata Inti (75 MW ac).

“El modelo de negocio que nos llevó a ofertar los precios de la licitación (el proceso tuvo un precio promedio de 79,3 dólares por MWh, bajando sustancialmente los precios de la licitación del 2013) es una mezcla de proyectos muy competitivos y, además, fac-tores de planta muy altos. El

Parque Eólico Cuel (33 MW) tiene un factor de planta en torno al 33-34%, uno de los mejores rendimientos del mer-cado en Chile para este tipo de tecnología. Los proyectos que tenemos en carpeta tienen factores de hasta un 40%”, de-talla Daniel Garrido.

Factores como los señalados, explican en la empresa, dotan al modelo de negocio de Aela Energía de mucha fl exibilidad, así, “hoy podemos ofrecer tan-to en bloques horarios como durante las 24 horas del día, independiente de la curva de carga del cliente. Desde el pun-to de vista de la estructuración comercial, somos muy fl exi-bles y podemos proveer lo que el cliente necesite”, asegura Garrido.

LA COMPAÑÍA, CUYOS ACCIONISTAS son el fondo inglés de capital privado Actis (60%) y el desarrollador de proyectos ERNC Mainstream Renewable Power (40%), se adjudicó 768 GWh en la última licitación de suministro para clientes regulados; todo un hito para el mercado eléctrico del país.

Aela Energía gana 65% de licitación de suministro para clientes regulados

TENDENCIAS EN ENERGÍA EÓLICA TENDENCIAS EN ENERGÍA EÓLICA

Empresa de generación de energías renovables, fue fundada para materializar un plan inicial de construcción y operación de más de 600 MW en proyectos eólicos y solares a lo largo del país, lo que significa una inversión de US$ 1.400 millones. La sociedad conjunta es propiedad de Actis (60%), firma de capital privado especializado en invertir en mercados emergentes y Mainstream Renewable Power (40%), desarrollador global de energías renovables.

[email protected]

Sergio del Campo

+56 (2) 25923100

www.aelaenergia.cl

Aela Energía

EXPANSIÓNREGIONAL

75MWTata Inti/Solar

106MWCKani/Eólico

158MWSarco/Eólico

68MWEstancia/Solar

33MWCuel/Eólico

26MWSan Manuel /Eólico

106MWAurora/Eólico

44MWAlena /Eólico

SIC

SINGSumamos diversidad geográfica y tecnológica al portafolio de Aela.

Países en los que ha invertido Actis desde 1998 Oficinas de Actis Países en los que opera Mainstream Oficinas de Mainstream

Johannesburg

Londres

São Paulo

Lagos

Cairo

Mumbai

Nairobi

Beijing

Singapore

San José

Dublín

Berlín

SantaMónica

Chicago

Toronto

Cape Town

Santiago

Glasgow

Los planes de Aela en ChileAela Energía inició sus operaciones a inicios de 2014 para materializar un plan inicial de construcción y operación de más de 600 MW en proyectos eólicos y solares en Chile, con una inversión de US$ 1.400 millones. La compañía cuenta con un portafolio diversificado geográficamente, en el que destaca la flexibilidad y calidad de sus productos.

Somos una de las compañías líderes en generación de ERNC en Chile debido a la flexibilidad y diversificación de nuestro

portafolio de proyectos, además de la experiencia y estándares internacionales de nuestros socios Mainstream y Actis”Gerente general de Aela Energía, Sergio del Campo

USD 400millonesFondo de capital.

USD 1.400millonesde inversión paraun portafolio denueve proyectos.

600 MWEs el objetivo deincorporar al sistemaeléctrico en elmediano plazo.

Atributos de la oferta de Aela Energía: flexibilidad, confiabili-dad, diversificación geográfica, calidad de los proyectos y complementariedad eólica y solar.

60%Actis

40%Mainstream

Accionistas

DANIEL GARRIDO, GERENTE COMERCIAL DE AELA ENERGÍA

Tendencias AELA ENERGIA.indd Todas las páginas 06-11-15 15:58

Page 45: Revista ELECTRICIDAD 188 – Noviembre 2015

El 26 de octubre pasado la Comisión Nacional de Energía (CNE) dio a conocer los resultados de la licita-ción de suministro de energía para

clientes regulados, una subasta dividida en bloques horarios en la que participa-ron 38 oferentes para 1.200 GWh. Aela Energía fue el gran ganador, al adjudicarse 768 GWh, casi el 65% del suministro.

La licitación de suministro se realizó para tres bloques horarios (4-A, 4-B y 4-C), por 20 años y con un inicio de suministro a partir de enero de 2017. En todos ellos Aela Energía ganó participación.

Sergio del Campo, gerente general de la compañía, destacó el logro como un hito que refuerza la presencia de la ge-neradora en Chile, así como su plan de inversiones. “Es un importante resultado que contribuye a cumplir nuestra meta de suministrar 600 MW a la red eléctrica, con una inversión (entre capital propio y deuda) en torno a los 1.400 millones de dólares para los próximos tres años”.

Para Daniel Garrido, gerente comercial de Aela Energía, los resultados de la lici-tación son una demostración de la cali-dad de los proyectos de Aela: “Nuestro portafolio de productos, de alta calidad y geográfi camente distribuidos (que hace que los riegos de desacople se mitiguen), hizo que marcáramos una diferencia y que nos lleváramos mayoritariamente esta licitación en su competencia no solo con otras generadoras ERNC, sino que también con las generadoras conven-cionales”.

Junto a lo anterior, la solidez de los ac-cionistas de Aela Energía; Mainstream Renewable Power (40%) y Actis (60%), fue clave. Mientras Mainstream cuen-ta con una destacada trayectoria como desarrollador ERNC en el mundo y Chile (con más de 2.300 MW en proyectos en desarrollo en el país); Actis, fondo inglés de capital privado, con presencia en

Latinoamérica, África y Asia, posee amplia experiencia en la comercialización de energía a nivel mundial.

Del portafolio de proyectos de Aela Energía, destacan los proyectos eólicos Sarco (158 MW), Alena (44 MW), San Manuel (26 MW) y Aurora (106 MW); en tecnología so-lar fotovoltaica, cuentan con el proyecto Estancia (68 MW ac) y Tata Inti (75 MW ac).

“El modelo de negocio que nos llevó a ofertar los precios de la licitación (el proceso tuvo un precio promedio de 79,3 dólares por MWh, bajando sustancialmente los precios de la licitación del 2013) es una mezcla de proyectos muy competitivos y, además, fac-tores de planta muy altos. El

Parque Eólico Cuel (33 MW) tiene un factor de planta en torno al 33-34%, uno de los mejores rendimientos del mer-cado en Chile para este tipo de tecnología. Los proyectos que tenemos en carpeta tienen factores de hasta un 40%”, de-talla Daniel Garrido.

Factores como los señalados, explican en la empresa, dotan al modelo de negocio de Aela Energía de mucha fl exibilidad, así, “hoy podemos ofrecer tan-to en bloques horarios como durante las 24 horas del día, independiente de la curva de carga del cliente. Desde el pun-to de vista de la estructuración comercial, somos muy fl exi-bles y podemos proveer lo que el cliente necesite”, asegura Garrido.

LA COMPAÑÍA, CUYOS ACCIONISTAS son el fondo inglés de capital privado Actis (60%) y el desarrollador de proyectos ERNC Mainstream Renewable Power (40%), se adjudicó 768 GWh en la última licitación de suministro para clientes regulados; todo un hito para el mercado eléctrico del país.

Aela Energía gana 65% de licitación de suministro para clientes regulados

TENDENCIAS EN ENERGÍA EÓLICA TENDENCIAS EN ENERGÍA EÓLICA

Empresa de generación de energías renovables, fue fundada para materializar un plan inicial de construcción y operación de más de 600 MW en proyectos eólicos y solares a lo largo del país, lo que significa una inversión de US$ 1.400 millones. La sociedad conjunta es propiedad de Actis (60%), firma de capital privado especializado en invertir en mercados emergentes y Mainstream Renewable Power (40%), desarrollador global de energías renovables.

[email protected]

Sergio del Campo

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www.aelaenergia.cl

Aela Energía

EXPANSIÓNREGIONAL

75MWTata Inti/Solar

106MWCKani/Eólico

158MWSarco/Eólico

68MWEstancia/Solar

33MWCuel/Eólico

26MWSan Manuel /Eólico

106MWAurora/Eólico

44MWAlena /Eólico

SIC

SINGSumamos diversidad geográfica y tecnológica al portafolio de Aela.

Países en los que ha invertido Actis desde 1998 Oficinas de Actis Países en los que opera Mainstream Oficinas de Mainstream

Johannesburg

Londres

São Paulo

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Los planes de Aela en ChileAela Energía inició sus operaciones a inicios de 2014 para materializar un plan inicial de construcción y operación de más de 600 MW en proyectos eólicos y solares en Chile, con una inversión de US$ 1.400 millones. La compañía cuenta con un portafolio diversificado geográficamente, en el que destaca la flexibilidad y calidad de sus productos.

Somos una de las compañías líderes en generación de ERNC en Chile debido a la flexibilidad y diversificación de nuestro

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DANIEL GARRIDO, GERENTE COMERCIAL DE AELA ENERGÍA

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El ejecutivo espera que los avances en la ley de transmisión permitan allanar el camino para futuros proyectos geotérmicos.

n agosto, las empresas agrupa-

das en la Asociación Chilena de

Energía Geotérmica (Achegeo),

ratificaron a Fernando Allen-

des como presidente de la agrupación para el

periodo 2015-2018. Con la reelección, explicó

el ejecutivo a Revista ELECTRICIDAD, vienen

nuevos desafíos.

¿Cuáles son los objetivos para este nuevo

periodo al frente de Achegeo?

En estos años hemos logrado posicionar a Ache-

geo frente a las autoridades y a la industria. Los

congresos internacionales realizados en 2011 y

2013 lograron reunir a actores claves, tanto na-

cionales como internacionales. Pese a lo anterior,

nos queda el sabor amargo de que la geotermia no

ha despegado como hubiésemos querido. Hasta

el día de hoy no tenemos ninguna planta en

generación operando, de ahí que los de-

safíos para el próximo periodo es seguir

trabajando para remover las barreras

para que la geotermia despegue.

¿Le preocupa que a la hora de

realizar proyecciones a largo plazo,

como los de Energía 2050, la energía

eólica y fotovoltaica se lleven

el protagonismo?

Por un lado hay cier-

ta aprensión, sin em-

bargo, el informe de

Energía 2050 tiene

que ser visto como

una recomenda-

ción elaborada

por un comité

Econsultivo que aún debe pasar por varios filtros. Como

asociación intentamos participar en el comité con-

sultivo para dar una visión particular, más detallada y

focalizada, pero lamentablemente no se nos convocó.

Pese a lo anterior, seguimos trabajando con el Mi-

nisterio de Energía, por ejemplo, para perfeccionar la

Ley sobre Concesiones de Energía Geotérmica. En

15 años, desde la promulgación de la ley en enero

de 2000, solo se han otorgado nueve concesiones

de explotación.

Otra de las barreras de la geotermia, su lejanía con

los puntos de conexión, afortunadamente se está

abordando en la nueva ley de transmisión. Actual-

mente el modelo económico grava al desarrollador

(generador) con el costo de la conexión, mecanismo

que puede cambiar.

¿Qué representa para la energía geotérmi-

ca el inicio de obras del proyecto

Cerro Pabellón?

El proyecto de Enel Green

Power y Enap nos tiene

muy optimistas a los

que estamos en esta

industria porque va

a tener un efecto

demostrativo que

beneficiará a to-

dos.

Fernando Allendes, presidente de la Asociación de Energía Geotérmica (Achegeo)

“ Cerro Pabellón tendrá un efecto demostrativo que beneficiará a todos”

Foto: Kurt Petautschnig-Revista ELECTRICIDAD.

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Pares&Alvarez participó en seminario “Región del Biobío frente a la IV Revolución Tecnológica”

Corfo, a través de su progra-ma Ingeniería 2030, junto a la Universidad de Concepción y la Cámara de Producción y Co-mercio de Concepción, organiza-ron el seminario “La Región del Biobío frente a la IV Revolución Tecnológica”.Durante el evento destacó la pre-sencia de Javier Álvarez, gerente general de P&A; Sergio Lavanchy,

rector de la Universidad de Con-cepción; Hernán Celis, presidente de la CPCC; Marcela Angulo, gerente de Desarrollo Tecnológico de Corfo; Iván Valenzuela, seremi de Economía y Robert Phaal, de la Universidad de Cambridge, quien dictó la charla “Herramien-tas de Roadmapping Tecnológico para construir estrategias de es-pecialización inteligente”.

Siemens será cero emisiones en 2030

Siemens intenta ser la primera empresa del sector industrial del mundo en lograr una emisión ‘cero’ de carbono en el año 2030. Para lograrlo, a 2020 la compa-ñía planea reducir a la mitad su huella de carbono, que actual-mente alcanza aproximadamente

los 2,2 millones de toneladas métricas al año. Para conseguir sus objetivos, Siemens invertirá alrededor de 100 millones de euros en los próximos tres años, con el fin de reducir el consumo de energía de sus instalaciones y edificios.

E-CLMediante un Hecho Esencial, el Directorio de E-CL informó que Juan Clavería renunció a la presidencia de la instancia, cargo que será asumido por Philip De Cnudde, director ejecutivo y presidente de Engie América Latina.En 2007 De Cnudde se convirt ió en

Vicepresidente Ejecutivo de Business Development Oversight de Suez Energy International, y desde febrero de 2014 se desempeña como director ejecutivo y presidente de la Región América Latina.

ENDRESS+HAUSEREndress+Hauser informó la incorporación de Iván Córdova como nuevo Internal Sales de la multinacional. Córdova es ingeniero en automatización y control industrial y anteriormente trabajó en Intravalve, donde se desarrolló en el área de Ventas Internas de instrumentación, válvulas, actuadores eléctricos y neumáticos.

WÄRTSILÄ Roger Holm asumirá como presidente de Marine Solutions, vicepresidente ejecutivo y miembro del Consejo de Dirección de Wärtsilä Corporation. El ejecutivo será responsable de dirigir Marine Solutions a nivel mundial, reportando directamente al nuevo presidente y director ejecutivo de la compañía, Jaako Eskola.

Roger Holm se unió a Wärtsilä en 1997 y ha ocupado diferentes puestos directivos, siendo el último su cargo como líder del área de Motores.

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Transelec lanza programa estratégico para fomentar la innovación

En el marco de la ceremonia de premia-ción del concurso anual de innovación de Transelec, la compañía lanzó oficial-mente Innova Transelec, iniciativa que busca guiar la estrategia de innovación al interior de la organización en los próximos años.El Programa Innova Transelec incluye

un calendario de trabajo con el ESE Business School de la Universidad de Los Andes, en el que se aplicará la metodología Most Innovative Com-panies, y el apoyo de una empresa consultora especialista en incorporar la innovación como una práctica al interior de las empresas.

CMI Universidad de Chile Exitosa 6ª versión del Congreso Internacional de Marketing B2B

El Centro de Marketing Industrial (CMI Universidad de Chile) de la Facultad de Economía y Negocios de la Universidad de Chile realizó el 6° Congreso Inter-nacional de Marketing Industrial. La ocasión contó con la presencia del experto norteamericano, Wesley Johnston MBA, PhD, director del Center for Business and Industrial Marketing de Georgia State University, EE.UU. y profesor titular de la misma universidad, quien ahondó sobre los tipos de relaciones B2B y cómo maximizar su retorno económico y no económico.

Endesa instala el mayor transformador de Alta Tensión del mundo en tecnología seca

Endesa instaló en la subestación de Ar-jona (Sevilla) un transformador en seco encapsulado al vacío de 31.500 kVA de potencia y 72,5 kV de tensión, el de mayor potencia de estas características tecnológicas instalado en el mundo. El transformador en seco, fabricado por ABB en su planta de Zaragoza, incre-menta la calidad de suministro eléctrico reduciendo los riesgos inherentes de las tecnologías clásicas de aceite.El transformador utiliza como aislante

una resina epoxi mezclada con pequeñas partículas de arena de cuarzo (fibra de vidrio) que, en caso de incendio, absor-ben el calor y reducen la temperatura de combustión. La tecnología seca per-mite prescindir de los cerca de 18.000 litros de aceite mineral que refrigeran los transformadores convencionales de similar tamaño por una tecnología de encapsulado que los hace autoex-tinguibles si se registra un incendio en la instalación.

Endress+Hauser presenta detector de nivel para líquidos acuosos

La multinacional de instrumen-tación Endress+Hauser dio a conocer su nuevo detector de nivel para líquidos acuosos en la industria de bebidas: Liquipoint FTW23. El equipo es parte de la nueva línea de productos y complementos que ya pre-sentó al Liquipoint FTW33, el Liquiphant FTL31 y al FTL33.El Liquipoint FTW23 es un detector de nivel, explicó la empresa, que cumple con todos los requerimientos higiénicos internacionales, y que ha sido diseñado para ser usado en aplicaciones de medios líquidos sin acumulaciones.Respecto de sus especificaciones técnicas, la multina-cional destacó que Liquipoint FTW23 fue desarrollado para líquidos acuosos o medios con una constante dieléctrica > 20, para temperaturas de procesos de entre -20 a +100°C, CIP/SIP hasta 135°C por 1 hora, y presiones de -1 a 16bar abs (-14.5 a 232psi).

www.cl.endress.com

Techvalue presenta switches de comunicación y computadores para el sector eléctrico

Moxa, a través de Techvalue, pre-sentó su gama de switches de comunicación y computadores desarrollados especialmente para el sector eléctrico, los que cuentan con la certificación KEMA para los protocolos IEC61850-3, IEEE 1613, además del protocolo IEEE 1588 v2 (referente a estampa de tiempo), según destacó la empresa.La compañía indicó que los compu-tadores de Moxa soportan redun-dancia de datos en Raid 0/1/5/10 y son los primeros en el mundo en contar de forma nativa con el protocolo de redundancia PRP/HSR sin hardware externo, entre otras funcionalidades.“Como representantes para Chile y Perú de Moxa, nuestro objetivo es convertirnos en la primera op-ción para soluciones industriales en el sector eléctrico. En Techvalue

nos destacamos por contar con un stock de equipos innovadores y con tecnología de punta, en donde los productos de Moxa se integran a la perfección a las necesidades de la industria nacional, logrando así entregar respuestas concretas y confiables a los requerimiento de los clientes”, explicó Juan Fran-co Bevilacqua, gerente general de Techvalue.

www.techvalue.cl

Trent Chile recibió visita de ejecu-tivos de Furukawa Electric Group

Con el fin de fortalecer alianzas y el desarrollo de negocios en Chile en el ámbito de proyectos eléc-tricos, importantes ejecutivos de Furukawa Electric Group visitaron las instalaciones de Trent.La visita tuvo como objeto aumentar la oferta de Furukawa a través de Trent, a todos los productos de fibra óptica tales como OPGW, ADSS, campus, cables especiales de FO, instrumentos y accesorios de conectividad, además de proyectos completos de Data Center.

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Gerente ComercialJulio HerreraE-mail: [email protected].: +56 2 2757 4212, +56 9 97487275

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

CHILE

• Pía Martínez, Ejecutiva ComercialE-mail: [email protected].: +56 2 2757 4203, +56 9 58649421

INTERNACIONAL

• Constanza Cortínez, Ejecutiva Comercial InternacionalE-mail: [email protected].: +56 2 2757 4277

Grupo Editorial Editec S.A. Edificio Plaza Bellet, Antonio Bellet 444, piso 6.

Providencia, Santiago, Chile.Código postal: 750 00 00. Tel.: +56 2 2757 4200, Fax: +56 2 2757 4201. E-mail: [email protected].

Internet: www.revistaelectricidad.cl

Representantes en el extranjero

ESTADOS UNIDOS:Detlef Fox, D.A. Fox Advertising Sales, [email protected] Penn Plaza, 19th FloorNew York, NY 10001Tel.: 212 896 3881

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