Biomasa: potencial al alza - revistaei.cl · VENTA DE AUSPICIOS Y STANDS Sandra Maureira...

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Entrevista a Óscar Cristi, director general de Aguas del MOP

Los alcances técnicos que tiene el retiro de centrales a carbón

Foro Apemec 2019: El rol de las mini hidro en la descarbonización

Biomasa: potencial al alza

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VENTA DE AUSPICIOS Y STANDSSandra Maureira [email protected] / +56 2 2757 4281 / +569 6919 9356

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DEL SUREL DEBATE ENERGÉTICO

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• Descarbonización de la energía

• Reforma al segmento de distribución y su impacto regional

• Flexibilidad sistémica y de la regulación

• Eficiencia energética, generación distribuida, nuevos negocios

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Sumario

1www.revistaelectricidad.cl | julio 2019 | Nº232

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Reportaje Central Energía

3 Editorial

9 Energía El rol de las mini hidro en la descarbonización

11 Sociales

IX Foro Apemec 2019

14 Energía Industria delinea un futuro más flexible

15 Energía Cardones−Polpaico acabó con vertimiento de energía

16 Informe Técnico Torres de transmisión y nuevas tecnologías

19 Energía CSP pide mayor planificación energética de largo plazo

21 Columna de Opinión Nicolás Atkinson, socio Aninat Schwencke & Cía.

24 Escenario Energético

26 Ranking Las regiones donde más se paga por tarifas eléctricas industriales

28 Energía Cómo se implementará el Plan de “Energía +Mujer”

30 Mujer y Energía Paulina Riquelme, socia fundadora de Eelaw

33 Columna de Opinión Andrés Roccatagliata, gerente general de Enap

34 Entrevista Óscar Cristi, director general de Aguas del MOP

42 Mercado Eléctrico


Retiro de centrales a carbón: los alcances técnicos

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Entrevista a Óscar Cristi, director general de Aguas del MOP

Los alcances técnicos que tiene el retiro de centrales a carbón

Foro Apemec 2019: El rol de las mini hidro en la descarbonización


Nº 232 | JULIO 2019 | Revista Electricidad | ISSN 0717-1641

Planta de biomasaFoto: Gentileza CMPC Pulp.

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EDITECPresidente: Ricardo CortésGerente general: Cristián SolísEditor general: Pablo Bravo

Consejo Editorial:• Ricardo Eberle, director jurídico de Empresas Eléctricas A.G.• Axel Levêque, gerente general de Engie Energía Chile.• Rodrigo López, vicepresidente de Operaciones de Transelec• Gabriel Prudencio, jefe de la División de Energías Renovables

del Ministerio de Energía.• Andrés Romero, ex secretario ejecutivo de la CNE y actual

director de Valgesta Energía.• Daniel Salazar, director de energiE.

• Rubén Sánchez, director ejecutivo de Acenor A.G.• Alfredo Solar, past president de la Asociación Chilena de

Energías Renovables (Acera A.G.).• Karla Zapata, gerenta de Enel X Chile

Director: Roly SolísEditora: Daniela Maldonado Periodista: Roberto ValenciaFotografía: Rayen Luna y archivo EditecDiseño y Producción: Ediarte S.A.Director de Arte: Alfredo EloyDiseñador gráfico: Gloria Azócar - Carolina CastroImpresión: A Impresores

XI ENCUENTRO DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA


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ISA INTERCHILE completa la interconexión energética del país a 500kV

Avancemos juntos hacia un futuro sostenible, desarrollando CONEXIONES QUE INSPIRAN.

La línea de transmisión Cardones-Polpaico entró en operación el 29 de mayo de 2019, a las 18:11 horas. La interconexión del Sistema Eléctrico Nacional a 500kV ya es una realidad, permitiendo el ingreso masivo de energías renovables y transformando la matriz energética de Chile.

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Editorial


EL PRECIO ESTABILIZADO de la energía es tema de una de

las discusiones que dará que hablar en la segunda parte del

año. El diagnóstico realizado por el Ministerio de Energía y

la Comisión Nacional de Energía (CNE) considera realizar

cambios regulatorios en esta materia, pues la intención

de la autoridad es ver la posibilidad de fortalecer las con-

diciones de competitividad del mercado de los Pequeños

Medios de Generación Distribuida (PMGD).

Es por ello que el Ministerio estableció una Mesa de Trabajo

con el sector privado para estudiar cambios en el Regla-

mento del Decreto Supremo 244 (de 2005), donde se ha

formulado una propuesta preli-

minar que, por una parte,

contempla mantener la

estabilización de precios,

y por otra, busca perfec-

cionar la resolución tem-

poral del Precio Básico

de la Energía, definiendo

bloques horarios para su

determinación. Asimismo,

se plantea mantener como referencia el Precio Medio

de Mercado para el ajuste de banda que se utiliza ac-

tualmente, además de mantener el actual régimen para

aquellos proyectos PMGD declarados en construcción

hasta diciembre de este año.

Uno de las metas que ha señalado la CNE es aumentar

la potencia instalada de este tipo de proyectos en el país,

los cuales –de acuerdo con los datos de la SEC− ac-

tualmente totalizan 780 MW de capacidad instalada. El

objetivo es contribuir al proceso de descarbonización que

se inició en junio.

Los cambios anunciados por la autoridad son apoyados

por la Asociación de Pequeñas y Medianas Centrales Hi-

droeléctricas (Apemec) y por la Asociación de Pequeños

y Medianos Generadores (GPM-A.G.), por cuanto estiman

que cada tecnología debe percibir el precio estabilizado,

de acuerdo con el aporte que hacen al sistema. Por otro

lado, tanto en la Asociación Chilena de Energía Solar

(Acesol) como en la Asociación Chilenas de Energías

Renovables y Almacenamiento (Acera A.G.), sostienen

que este cambio podría

afectar el futuro desarro-

llo de proyectos PMGD

solares fotovoltaicos y

eólicos, argumentando

que este mecanismo

lleva poco tiempo fun-

cionando realmente.

Bajo estas condiciones es deseable que las partes in-

teresadas en este tema entreguen sus observaciones

a la autoridad, con estudios y proyecciones, de modo de

llegar a un camino equilibrado que permita avanzar con

conformidad a las disímiles visiones que existen en esta

materia. Así, se hará necesario aprovechar instancias

participativas y de diálogo, lo cual será uno de los primeros

desafíos que debiera conciliar el nuevo ministro de Energía,

Juan Carlos Jobet.

Precio estabilizado: aunando las visiones

Uno de las metas que ha señalado la CNE es aumentar la potencia instalada de este tipo de proyectos en el país, los cuales –de acuerdo con los datos de la SEC− actualmente totalizan 780 MW de capacidad instalada


Reportaje Central

Nº232 | julio 2019 | www.revistaelectricidad.cl 4 Nº232 | julio 2019 | www.revistaelectricidad.cl

La descarbonización en el consumo energético de la matriz es uno de los factores que mencionan los especialistas y actores de esta industria a ELECTRICIDAD frente a lo que se viene para esta fuente energética en el país, donde las expectativas también están cifradas en la nueva regulación de biocombustibles que alista la autoridad.

PRESENTE Y FUTURO DEL RECURSO



Reportaje Central


UNA OPCIÓN CLAVE en el proceso de descarboniza-

ción de la matriz energética nacional puede cumplir la

biomasa, lo que va más allá de la generación eléctrica,

pues también la presencia de esta tecnología tiene

una potencia no despreciable en la demanda industrial

y residencial, donde el uso de la cogeneración cobra

un rol estratégico.

Este es el diagnóstico de los actores y especialistas

consultados por ELECTRICIDAD, quienes coinciden en

la necesidad de avanzar en un marco regulatorio que

incentive el uso de la biomasa en el ámbito residencial,

reconociéndola como un biocombustible sólido en un

mercado con mayores estándares de calidad, como se

indica en el proyecto de ley que el Ministerio de Energía

enviará al Congreso este año.

ParticipaciónRodrigo O’Ryan, presidente de la Asociación Chilena

de Biomasa (Achbiom) señala que este combustible

es una fuente de origen orgánico, vegetal o animal,

con cuyos subproductos se puede generar energía

térmica o cogenerar para la obtención de energía

eléctrica y térmica, representando casi el 25% de la

matriz primaria del país.

“Desde de la matriz primaria, un 25% de la energía

provista por la biomasa se va al sector industrial, re-

presentando el 18% de la energía consumida por este

sector, mientras que en el ámbito comercial, público y

residencial representa el 22%, equivalente al 27,2%

de la energía consumida por este sector”, precisa el

ejecutivo.

Según O’Ryan, “en el uso domiciliario, la biomasa co-

rresponde principalmente a leña, con cerca de 96% de

participación y el resto corresponde al formato pellet,

que viene creciendo sostenidamente, esperando que

al 2025 su consumo aumente en 300%”.

Además de este consumo industrial y a pequeña escala

que registra esta fuente energética, el restante 53% de

su participación se concentra en la generación, donde

actualmente cuenta con 501 MW de capacidad insta-

lada en el Sistema Eléctrico Nacional, de acuerdo con

los datos de la Comisión Nacional de Energía (CNE).

El representante de la asociación gremial destaca

además el alto factor de planta de la generación con

Planta de biomasa Viñales.

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Reportaje Central

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Foto: Archivo ELECTRICIDAD.

Ernesto Huber, gerente de Operaciones del Coordinador Eléctrico Nacional.

Foto: Gentileza Achbiom.

Rodrigo O’Ryan, presidente de la Asociación Chilena de Biomasa (Achbiom).

biomasa, que alcanza niveles del 90%, por lo

que indica que esta fuente tiene atributos que

otorgan seguridad y estabilidad a la operación

del sistema eléctrico, por lo que afirma que

se puede complementar con las energías

renovables variables, como la solar

fotovoltaica y eólica.

El reporte ERNC de la CNE señala que

existen 6 MW de potencia instalada en

proyectos de biomasa que están en perio-

do de pruebas, mientras que en construcción

se encuentran otros 6 MW, además de contar con

1.087 MW que tienen aprobada su Resolución de

Calificación Ambiental, y 12 MW en iniciativas que

se ubican en la etapa de calificación.

La inyección al sistema eléctrico de la

biomasa, de acuerdo a Ernesto Huber,

gerente de Operaciones del Coordinador

Eléctrico Nacional, anota una partici-

pación promedio “del orden del 2,9%,

si se considera su producción real entre

enero de 2018 y abril de 2019, además de

las proyecciones a diciembre de este año”.

El ejecutivo destaca que la puesta en marcha del

proyecto “Modernización y Ampliación de Planta

Arauco (Mapa)”, previsto para 2020, aumentará la

participación de la biomasa en la generación total

del sistema “del orden de 3,5% promedio anual”.

Para Darío Morales, director de Estudios de la

Asociación Chilena de Energías Renovables y

Almacenamiento (Acera A.G.), la generación

con biomasa en el sistema eléctrico “se da ge-

neralmente junto con otros procesos industriales

donde esta tecnología participa, por lo que

desde esa perspectiva es importante destacar

la versatilidad en su uso, pues sirve para producir

energía eléctrica, pero al mismo tiempo para

producir calor y es una potente herramienta de

cogeneración haciendo un tremendo aporte a la

eficiencia energética”.

CogeneraciónLa cogeneración, que es el proceso de produc-

ción simultánea de electricidad y energía térmica

a partir del consumo de un energético primario,

es la principal apuesta para profundizar la partici-

pación de la biomasa en la matriz, especialmente

desde el punto de vista de la competitividad.

Enrique Donoso, gerente de Bioenergías Fo-

restales de CMPC Pulp, indica que el negocio

de la generación de energía eléctrica con

biomasa en Chile “es muy ajustado si no está

ligado a otro proceso productivo que requiera

calor, por lo que la cogeneración mejora la efi-

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Reportaje Central


En su etapa final de revisión se encuentra el proyecto de ley que elabora el Ministerio de Energía en torno a los biocom-

bustibles. Cristóbal de la Maza, jefe de la División Ambiental y Cambio Climático de esta cartera,

afirma que la propuesta legal busca que los biocombustibles sólidos se comercialicen “cumpliendo con requisitos de calidad que permitan un mayor poder calorífico, una mejor combustión y por lo tanto, menores emisiones contaminantes y un ahorro al usuario”, sostiene la autoridad.

A su juicio, la regulación que se está impulsando “busca normar la calidad del combustible, profesionalizar el mercado y lograr contribuir de esta manera a re-ducir los impactos sobre la salud de las personas, derivadas principalmente del mal uso de leña, la que se consume hoy

en día con elevados contenidos de humedad y sin información sobre su poder calorífico”.

“Esta regulación no apunta solo a normar la leña como com-bustible, sino también otros biocombustibles sólidos como los pellets, las astillas y las briquetas, de manera que sean también una alternativa segura y de bajo impacto ambiental”, agrega de la Maza.

Para Rodrigo O’Ryan, presidente de la Asociación Chilena de Biomasa, la futura regulación es vital para informar a la industria y a la población “sobre los diferentes formatos de los biocombustibles sólidos en base a biomasa (Pellets, astillas, briquetas y leña)”.

“Se debe trabajar junto al Estado en el plano comunicacional y de fiscalización para que el mercado opere formalmente y con altos estándares de calidad, asegurando la sustentabilidad, eficiencia energética y cumplimiento las normas de emisiones de Material Particulado, advierte el ejecutivo.

A la espera de una nueva regulación

Foto: Gentileza Acera A.G.

Darío Morales, director de Estudios de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera A.G.).

ciencia del sistema reduciendo los costos

variables de generación, haciéndola

competitiva en el mercado eléctrico”.

En esto concuerda Alejandro Pache-

co, gerente general de Cogenera:

“Los costos de generación con

biomasa tienen niveles de US$80

por MWh, pero con la cogeneración

se hace más competitivo, pudiendo llegar

al orden de US$40 por MWh como costo

variable de despacho, pues implica una mayor

eficiencia en el proceso de generación, con un

aprovechamiento térmico de la energía que

hace bajar los costos”.

Según Rodrigo O’Ryan, la tendencia

mundial apunta a hacer proyectos a pe-

queña o mediana escala, con cogenera-

ción a nivel de proyectos distritales y/o

institucionales, con potencias sobre 500

kWe y bajo 3 MWe. “Es así como se están

desarrollando proyectos que entregan autonomía

energética completa, electricidad, calefacción y

ACS, en base a biomasa, en complejos como

colegios, edificios, malls, industrias, etc.”.

La alternativa de la cogeneración tiene positivas

perspectivas a juicio de Cecilia Figueroa, coor-

dinadora del Proyecto “Eficiencia Energética y

Cogeneración en sectores Industrial y Comercio”

de GIZ Chile, pues destaca el crecimiento de la

potencia instalada con proyectos de cogeneración,

la cual en 2018 llegó a 1.418 MW, “de los cuales

76% corresponde a cogeneración con biomasa

mayoritariamente del sector celulosa y papel”.

La especialista señala que en la zona centro sur

tiene una mayor potencial para el desarrollo de

la cogeneración con biomasa, debido a la alta

disponibilidad de recursos forestales, además de

ser una oportunidad “para ciudades con problemas

graves de contaminación”.

DescarbonizaciónEn opinión de los especialistas la biomasa es una

alternativa viable dentro del proceso de descarbo-

nización y el reemplazo de combustibles fósiles,

lo que se inició con el retiro de las primeras dos

unidades a carbón en Tocopilla, las cuales forman

parte de ocho centrales que se buscan desconec-

tar en los próximos cinco años, que en su conjunto

equivalen a 1.047 MW de potencia.

Eso sí, Alejandro Pacheco asevera que el rol

de la biomasa en el reemplazo de combustibles

fósiles tiene mayores posibilidades para su utili-

zación a nivel de consumo industrial, comercial y

residencial, pues “a nivel de generación eléctrica

es poco viable reemplazar directamente en las

actuales centrales a carbón por un tema de

logística de abastecimiento”.

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Cristóbal de la Maza, jefe de la División Ambiental y Cambio del Ministerio de Energía.

Foto: Gentileza CMPC Pulp.

Enrique Donoso, gerente de Bioenergías Forestales de CMPC Pulp.


Reportaje Central


Para Carolina Aguayo, jefa de la Línea de

Biocombustibles Sólidos de la Agencia

de Sostenibilidad Energética, la bioma-

sa “presenta una de las mejores alter-

nativas para los futuros escenarios de

descarbonización, pero se requiere por

parte de la industria y servicios rela-

cionados adoptar una estrategia global y

eficaz para el desarrollo de este combustible”.

En esto coincide Sergio Sáez, jefe de Recursos

Naturales y Cambio Climático en EBP Chile, al

afirmar que este combustible “es la única

alternativa para formar un mix de fuentes

energéticas junto con la solar e hídrica.

La biomasa es una industria que solo

está esperando que haya una regu-

lación clara, y por lo menos de parte

de los privados hay mucha voluntad y

disposición”.

Lo pendienteEste potencial también implica un desafío, de

acuerdo con los actores del sector. Darío Morales

afirma la necesidad de que la industria de la

biomasa resuelva los temas relacionados

“con la cadena logística de producción

y recolección”.

A juicio de Carolina Aguayo en esta

materia “se hace necesario que la

utilización a gran escala de biomasa

se encuentre dirigida por una institución

especializada, donde se establezcan los

lugares de intervención con la correspondiente

inversión industrial, para poder asegurar su ma-

nejo sustentable”.

Enrique Donoso sostiene la necesidad

de avanzar en el tema la logística del

suministro, “debido a que el mercado

de este combustible sigue siendo

inelástico al contenido energético

de la misma, ya que la mayoría de los

proveedores de biomasa buscan vender

volumen y no “energía” pues el precio de-

pende significativamente del transporte y manejo

del material, por lo que creemos que aún existe

espacio para hacer más competitivo el costo

variable de las centrales de biomasa, poniendo

el foco en la optimización del proceso de logística

del combustible”.

También está el aspecto de la competitividad.

Sergio Sáez señala que el abastecimiento

requiere ser asegurado por nuevos actores,

puesto que no podemos seguir dependiendo de

grandes conglomerados por siempre, así que la

asociatividad es clave y la inversión en modelos

productivos integrados cierra esta brecha de

manera importante”.

Un último desafío que se aprecia en el sector es

la señal de precio. Según Alejandro Pacheco, se

debe que revisar “la forma en que se ha definido

el sistema marginalista, porque actualmente

apunta solamente al costo energético como única

variable para la evaluación de la inyección a la

red, lo cual es insuficiente, pues la biomasa tiene

externalidades positivas que pueden reflejarse

en este costo para que sea más competitiva y

ser así un respaldo para las energías renovables

variables”.

Conclusiones

• La cogeneración ha aumentado la participación de la biomasa dentro de la matriz energética, especial-mente en el consumo de la industria, el comercio y a nivel residencial.

• Esta tecnología es vista como una alternativa para reemplazar el uso de combustibles fósiles, en vista al proceso de descarbonización de la matriz local.

• Los desafíos para esta fuente ener-gética apuntan a mejorar la logística del recurso, así como perfeccionar la regulación para el uso de bio-combustibles, avanzando hacia una mayor formalización del mercado, específicamente de la leña, que representa una quinta parte del mercado de la biomasa.

Foto: Gentileza GIZ en Chile.

Cecilia Figueroa, coordinadora del Proyecto “Eficiencia Energética y Cogeneración en sectores Industrial y Comercio” de GIZ Chile.

Foto: Gentileza AgenciaSE.

Carolina Aguayo, jefa de la Línea de Biocombustibles Sólidos de la Agencia de Sostenibilidad Energética.

Foto: Gentileza EBP Chile.

Sergio Sáez, jefe de Recursos Naturales y Cambio Climático en EBP Chile.

Foto: Gentileza Cogenera.

Alejandro Pacheco, gerente general de Cogenera.


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Este fue el principal tema abordado en el Foro Apemec 2019, donde las autoridades del sector explicaron los cambios regulatorios que se estudian para aumentar la conexión de Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD), entre los cuales están las pequeñas centrales hidroeléctricas.

UN PAPEL RELEVANTE pueden cumplir las pe-

queñas y medianas centrales hidroeléctricas en

el proceso de descarbonización iniciado en el

país, con el anuncio para retirar ocho centrales

a carbón en los próximos cinco años, debido

a la participación que tiene este sector en el

mundo de los Pequeños Medios de Generación

Distribuida (PMGD), por lo que las autoridades

del sector dieron a conocer los cambios regu-

latorios que buscan impulsar en esta materia.

Este fue el eje central en las conferencias del

Foro Apemec 2019, organizado por la Aso-

ciación de Pequeñas y Medianas Centrales

Hidroeléctricas y producido por Editec Ferias y

Conferencias, donde se abordó la importancia

que tiene la descarbonización y la flexibilidad

en el sector eléctrico para aumentar la compe-

titividad de las energías renovables estables.

El presidente de Apemec, Ian Nelson, fue el

primero en abordar este punto, sosteniendo

PRECIO ESTABILIZADO DE LA ENERGÍA FUE DISCUTIDO

El rol de las mini hidro en la descarbonización

los cambios tecnológicos experimentados en el

sector: “No hay señales de precios que valoren

la generación renovable estable y continua,

respecto a la generación renovable variable,

cuando lo relevante es que ambas permitan

un crecimiento adecuado de las energías re-

novables”.

A su juicio, los cambios tecnológicos expe-

rimentados “deberían externalizar los costos

que generan, para que así haya más bien una

competencia en los mercados de energía y no

Presentación de José Venegas, secretario ejecutivo de la CNE.



una competencia que se traslade en recibir

ciertos fomentos subsidios o ayudas”, por lo

que afirmó que el gremio valora el trabajo del

Ministerio de Energía y la CNE para revisar el DS

244, donde se encuentra el cálculo del precio

estabilizado para los PMGD.

Este tema fue profundizado por el secretario

ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía,

José Venegas, quien precisó que los PMGD

cumplen un rol relevante en el proceso de des-

carbonización, por lo que planteó la necesidad

de perfeccionar la regulación para que este tipo

de proyectos aumenten sus conexiones a las

redes eléctricas.

“La descarbonización incentivará la sustitución

de energía cercana a los consumos de manera

muy importante. Para nosotros, el que haya

generación distribuida es vital porque esta es

la principal fuente de sustitución del carbón”,

afirmó.

Venegas indicó que el diagnóstico respecto

al precio estabilizado de la energía, al que se

pueden acoger los PMGD, “se gestó como

un mecanismo para permitir el desarrollo de

proyectos beneficiosos para el sistema y que

enfrentan dificultades para acceder al mercado

de contratos”, agregando que es necesario que

este precio deba respetar las señales estructu-

rales del mercado de costos marginales, “pero

evitando la volatilidad intrínseca, por lo que para

fortalecer el desarrollo futuro se plantea arreglar

esa señal”.

“El precio estabilizado debe ser consistente con

el objetivo de profundizar proyectos PMGD y

aumentar la potencia instalada en el sistema,

con una señal adecuada y un mercado eficiente

para esta distribución porque la verdad es que

la vamos a necesitar”, sostuvo el secretario

ejecutivo de la CNE.

A su juicio, la mesa de trabajo para revisar esta

regulación “busca mantener la estabilización de

precios, además de perfeccionar la resolución

temporal del precio básico, proponiendo bloques

horarios que deben representar el comporta-

miento operativo del sistema”.

Las novedades en licitaciones

Los desafíos regulatorios de las licitaciones de suministro eléctrico para clientes regulados también fueron abordados en el Foro Apemec. De acuerdo a José Venegas, el proceso de este año, que se realizará en diciembre, contempla la adjudicación de 3.400 GWh.“Hoy tenemos certeza absoluta de que será energía renovable la que participe en estos procesos, pero se deben ir tomando precauciones, viendo de no ponerle restricciones, sino que certezas”, afirmó el se-cretario ejecutivo de la CNE.Los resguardos que se contemplan fueron destacados por José Ignacio Lois, director de Apemec: “Estamos de acuerdo en que la autoridad tenga mejor acotado el riesgo del suministro. Hemos visto que los ad-judicatarios son energía renovable variable y eso es bueno, pero lo que provoca suspicacia es cómo pueden llegar a precios de US$40 en 24 horas, por lo que hay que ver es cómo esos contratos se van cumplir”.El próximo paso en el proceso licitatorio de este año es la presentación de consultas por parte de los actores interesados, cuyo plazo vence el 2 de agosto, mientras que la presentación de propuestas económicas es hasta el 13 de noviembre, para que posteriormente pasar al acto público de adjudicación, que se efectuará el 6 de diciembre.

Ian Nelson, presidente de Apemec en la inauguración de la conferencia.

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Sociales


Roly Solis, director de ELECTRICIDAD; Luis Mondragon, director de Apemec; Ricardo Irarrázabal, subsecretario de Energía; Ian Nelson, presidente de Apemec; Susana Jiménez, en ese entonces ministra de Energía; José Ignacio Lois, director de Apemec; Rafael Loyola, director ejecutivo de Apemec; Cristián Solís, gerente general de Editec, y Sebastián Abogabir, vicepresidente de Apemec.

Andrés Jáuregui, jefe división ingeniería eléctrica de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles; Janice Calvert, desarrolladora de Negocios de o4uchile, y Guillermo Alarcón, gerente de ventas General Electric.

Laura Silva, jefa de Contabilidad de Hidrobonito; Robinson Paz, gerente de Finanzas de Hidroangol; y Rodrigo Seoane, vicepresidente del Grupo Ferrero.

Tomás Fahrenkrog, gerente general de GPE, y María Paz de la Cruz, directora regional de I-Rec.

Bruno Balan, director; María Consuelo Ríos, ejecutiva comercial, y Rodrigo Cortés, gerente general, todos de Generadora Trasandina S.A.

Juan Carlos Latorre, director de Inversiones Latri; Patricio Alday, gerente de Desarrolladora Spa, y Claudio Rebolledo, gerente de Operaciones de GPE S.A.

Patricia Silva, fiscal de Energía Llaima; Paola Lepileo, jefa del Área Comercial de Enorchile, y Gabriela Salazar, ingeniería del área comercial de Energía Llaima.

Jaime de los Hoyos, consultor de energía eléctrica; Carlos Barría, jefe de la División de Prospectiva y Análisis de Impacto Regulatorio del Ministerio de Energía, y Andrés Salgado, socio fundador de ENC Energy consultans.

IX Foro Apemec 2019Más de 200 asistentes registró la novena versión del Foro Apemec 2019, realizado en el Hotel Cumbres de Vitacura, donde estuvieron presentes las autoridades del sector energético, el directorio de la Asociación de Pequeñas y Medianas Centrales Hidroeléctricas (Apemec), dirigentes de otras asociaciones gremiales de la industria, consultores, además de ejecutivos de empresas desarrolladoras y proveedoras.

Fotos: Rayen Luna Solar-ELECTRICIDAD



Energía

Los especialistas consultados por ELECTRICIDAD indican la necesidad de reforzar el diseño de la red de transmisión, especialmente en la zona de Quintero-Puchuncaví, cuando entren a retiro las unidades 1 y 2 de la central Ventanas entre 2022 y 2024.

EL REDISEÑO DE LA RED DE TRANSMISIÓN es el

principal desafíos que advierten los especialistas

ante el proceso de retiro de las ocho centrales

termoeléctricas de la matriz energética nacional

en los próximos cinco años, el cual se inició el mes

pasado con la desconexión de las unidades 12 y

13 de la Central Tocopilla de Engie Energía Chile,

en el marco del proceso de descarbonización

acordado entre el Ministerio de Energía y las

empresas generadoras.

Sobre la desconexión de las dos unidades de

Tocopilla, el presidente del Consejo Directivo

del Coordinador Eléctrico Nacional, Juan Carlos

Olmedo, indicó durante la ceremonia en que se

realizó la salida de ambas unidades, que este

proceso se concretó mediante la apertura de

CÓMO SE PRODUCE LA DESCONEXIÓN

Retiro de centrales a carbón: los alcances técnicos

los interruptores principales que conectaban a

las unidades con el sistema eléctrico.

“Una vez que se ha efectuado el hito de apertura

de interruptores, se elimina a la central de lista

de la programación de la operación y de las

transferencias económicas de energía y poten-

Central termoeléctrica de Ventanas en Quintero Puchuncaví.

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Energía

cia”, dijo el ejecutivo, añadiendo que esto “se

compensa con otras unidades generadoras

disponibles en el sistema, según el orden

de mérito en base a los costos variables

de generación a contar del día y hora en

que se efectuó la desconexión”.

DesconexiónAndres Salgado, socio fundador de ENC

Energy Consultants, señala que el proceso

de retiro habitual de estas centrales implica

el apagado de la caldera con lo que se deja

de producir el vapor que mueve las turbinas

generadoras de electricidad.

“En general, la central queda en condi-

ciones de ser despachada nuevamente

en caso de que el sistema lo requiera,

pero ello toma algunas horas o días dado

que se requiere de un proceso para volver

a calentar la caldera”, explica.

Luego de la desconexión, se debe definir qué

hacer con la infraestructura en desuso, como

indica Daniel Salazar, socio director de energiE:

“Si no es posible reutilizar la infraestructura

para otros usos, una opción es el des-

mantelamiento -decommissioning- lo

cual involucra costos que pueden variar

mucho dependiendo del tipo de planta,

tamaño de la misma, consideraciones

ambientales, entre otros, pero que pueden

fácilmente ubicarse en el rango de US$15 a

US$20 millones”.

Eso sí, el acuerdo de descarbonización contem-

pla el Estado Operativo de Reserva Estratégica

(ERA), en que las centrales que estén bajo

esta categoría podrán ser convocadas por

el Coordinador Eléctrico Nacional en caso

de emergencia, en las que se prevea un

importante déficit de suministro.

Salgado dice que, en el caso que una

central se encuentre en estado ERA,

“esta se apaga y no debería volver al ser-

vicio, pero en caso de emergencia podría ser

nuevamente despachada (con aviso de al me-

nos 60 días), por lo que deberá seguir siendo

mantenida, lubricada, protegida y con un stock

de combustible para que esté en condiciones de

ser operada, lo que será necesario hasta que la

central deba salga definitivamente del sistema.

Es decir, al término del estado operativo ERA, el

cual no puede superar los cinco años”.

TransmisiónEl retiro de las unidades 1 y 2 de las central

Ventanas, de AES Gener, en la zona de Quintero

y Puchuncaví, contemplado para 2022 y 2024,

respectivamente, plantea un reto para en cuanto

al refuerzo de la transmisión en esa zona.

“Las unidades de Ventanas operan al interior

del sistema eléctrico de la Región de Valparaíso

y los estudios realizados por el Coordinador no

muestran una afectación relevante en el uso del

sistema de transmisión de la zona de Puchun-

caví, pero menciona el caso del tramo San Luis

– Agua Santa 220 kV como el que presentaría

la necesidad de ampliarse en forma anticipada

a lo que ya se esperaba. Por otra parte, según

nuestros análisis esa zona requerirá algunos

refuerzos en líneas y transformadores junto

los que ya se encuentran planificados”, afirma

Andrés Salgado.

Para Daniel Salazar, si ambas unidades salen del

sistema, “se degrada la seguridad del subsiste-

ma que atiende esta zona, y la deja vulnerable a

cortes y apagones en caso de fallas en la red,

por lo que el principal desafío es, definir, licitar,

adjudicar, y construir la solución de transmisión

que de robustez a la red existente en la zona”.

Esto es compartido por Claudio Seebach, presi-

dente ejecutivo de Generadoras de Chile. “Las

principales fuente de generación a carbón se

sitúan en pocos lugares muy específicos en la

costa, mientras que las nuevas fuentes serán

de energías renovables, las que se encuen-

tran ampliamente extendidas por el territorio,

lo que implicará robustecer y ampliar las redes.

La construcción de nuevas líneas requiere de

una adecuada planificación, diseño del trazado

y luego un buen proceso de relacionamiento

con comunidades y la construcción de estas”,

concluye el dirigente gremial.

Archivo ELECTRICIDAD.

Andrés Salgado, socio fundador de ERNC Energy Consultans.


Daniel Salazar, socio director de energiE.


Juan Carlos Olmedo, presidente del Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico Nacional.


Claudio Seebach, presidente ejecutivo de Generadoras de Chile.



Energía

Con la presencia del Presidente Sebastián Piñera, los principales actores del sector analizaron los desafíos que afrontan las compañías del sector.

DIALOGAR EN TORNO A LOS DESAFÍOS PRESENTES y

futuros que presenta el sector energético fue uno de los

objetivo de la XI versión del Encuentro de Energía Eléctrica,

el cual se llevó a cabo en el centro de eventos CasaPiedra.

La instancia contempló la realización de un conversatorio

en el que Claudio Seebach, presidente ejecutivo de Gene-

radoras de Chile, y Rodrigo Castillo, director ejecutivo de

Empresas Eléctricas A.G., dialogaron sobre los avances

que es necesario llevar a cabo con el fin de fortalecer el

desarrollo del sector, considerando aspectos técnicos,

ambientales y normativos.

Es así como Claudio Seebach aseguró que “la electricidad

está en todo”, resaltando su rol como herramienta para

combatir el cambio climático, con una transición hacia las

energías renovables, y la electrificación de los diversos

ámbitos de la sociedad.

Similar visión tuvo Rodrigo Castillo, quien expresó que

“la energía eléctrica es el futuro de la sustentabilidad”,

resaltando la importancia de contar con redes robustas,

gestionar la demanda, y disponer de sistemas de almace-

namiento, haciendo además hincapié en que “el suministro

seguro es nuestro principal activo reputacional”.

En esa línea, el director ejecutivo de la Empresas Eléctri-

cas A.G. recalcó en la relevancia de realizar inversiones,

avanzar en la eficiencia e inteligencia del sistema, y definir

cuáles son los objetivos de las políticas públicas que se

plantean para el sector, resaltando que se debe avanzar

XI ENCUENTRO DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA

Industria delinea un futuro más flexible

en una regulación que apunte a la calidad del servicio y reconozca la realidad de las diversas empresas eléctricas existentes a lo largo del país.

Por su parte, el presidente ejecutivo de la Asociación de Generadoras de Chile manifestó que es necesario avanzar hacia la integración regional, con miras a configurar una nueva matriz energética nacional, con una cualidad de flexibilidad, que permita integrar y gestionar las fuentes energéticas intermitentes, escenario en el que la trans-misión tendrá un rol clave.

La actividad contó además con la intervención del Presi-dente Sebastián Piñera, quien manifestó a los presentes que la energía eléctrica está llamada a colaborar en el combate del cambio climático.

El mandatario expresó además que se debe avanzar en una matriz energética cada vez más renovable, junto con una red de transmisión que posibilite una mayor flexibilidad del sistema, a la par de un suministro seguro y a precios competitivos, que además lidie con el impacto económico y social que conlleva el proceso de descarbonización que se desarrolla en Chile.

Junto con ello, aseveró que se considera un proyecto de ley que permita entregar mayor flexibilidad al sistema.

Conversatorio realizado en el Encuentro de la Energía 2019.

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MAYOR SEGURIDAD EN OPERACIÓN

Energía


ELECTRICIDAD estuvo en la inauguración de la línea de transmisión, que fue encabezada por el Presidente Sebastián Piñera en la subestación Nueva Cardones, desde donde se transportan 1.400 MW hacia la zona centro sur del sistema eléctrico nacional.

EN PLENA OPERACIÓN SE ENCUENTRA la línea Cardones-Polpaico, de 2x500 kV, construida por ISA Interchile entre la Región de Atacama y la Región Metropolita-na, culminando la interconexión nacional entre la zona norte y centro sur del sistema eléctrico local, lo que fue destacado por el Presidente de la República, Sebastián Piñera, durante la inauguración de la obra realizada en la subestación Nueva Cardones, ubicada en Copiapó.

La línea actualmente transporta 1.400 MW hacia la subestación Polpaico en la Región Metropolitana, lo cual “ha contribuido a mejorar la calidad y seguridad del servicio, puesto que algunos indicadores de esta-bilidad del sistema, como la diferencia angular entre los extremos de la línea (que tiene 753 kilómetro de extensión con 1.728 torres de transmisión), mejora-ron sustancialmente”, sostuvo a ELECTRICIDAD Juan Carlos Olmedo, presidente del Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico Nacional.

VertimientoSegún el ejecutivo el vertimiento de energía renovable variable, solar fotovoltaica y eólica, “desapareció con la operación de la línea y hoy se está transfiriendo el 100% de la producción de energía renovable en la zona hacia Polpaico”.

Olmedo dijo que es necesario estudiar a futuro la de-manda de conexiones que tenga la línea por centrales

Cardones−Polpaico acabó con vertimiento de energía

generadoras ubicadas en la zona, por lo que en el estudio de Expansión de la Transmisión desarrollado en 2018, se recomendó la construcción de una nueva línea de corriente continua, que deje una capacidad flexible, que podría fluctuar entre 2.000 MW y 4.000 MW para dar espacio a este crecimiento de energía renovable en la zona norte.

La capacidad de la línea por circuito es de 1.700 MVA, lo que también fue destacado por Bernardo Vargas, presidente del Grupo ISA, quien resaltó la importancia estratégica del proyecto, al ser la puerta de entrada de la energía proveniente de la zona norte, donde está aumentando la participación de energía solar fotovoltaica y eólica.

“Esta iniciativa permitirá que los riesgos sean más previsi-bles y, por tanto, que las empresas que compiten por obras como esta, lo hagan a precios más bajos, beneficiando así a los consumidores chilenos”, afirmó el ejecutivo.

renovable variable

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Informe Técnico


El uso de estructuras autosoportadas y un diseño que se adapta a las condiciones geográficas del sistema eléctrico local son parte de las iniciativas destacadas a ELECTRICIDAD por los actores de este segmento.

EL USO DE NUEVAS TECNOLOGÍAS para la ins-

talación de torres de transmisión en el territorio

nacional, con estructuras autosoportadas, y la

implementación de un diseño que se adapta a

las condiciones de altura sobre el nivel del mar,

son algunas de las iniciativas que mencionan a

ELECTRICIDAD los principales actores de este

segmento, especialmente en los proyectos que

han permitido la interconexión de la zona norte

con el centro sur del Sistema Eléctrico Nacional.

Junto a estas aplicaciones están otras tecno-

logías que se pueden incorporar al sistema de

transmisión, las cuales deben ser analizadas

desde el punto de vista técnico y económico de

acuerdo a los tipos de proyectos que se ejecuten,

en el marco de la expansión de la transmisión.

ExperienciasDemian Talavera, gerente general de Transmisora

Eléctrica del Norte (TEN), cuya propiedad es

50% de Engie y 50% de Red Eléctrica Interna-

cional, destaca que las torres de transmisión del

proyecto Mejillones-Cardones, de 500 kV, que

permitió la interconexión nacional, son autoso-

portadas, “donde los dos circuitos se apoyan en

USADOS PARA LA INTERCONEXIÓN NACIONAL

Torres de transmisióny nuevas tecnologías

la misma torre, siendo este el nuevo estándar de

los sistemas de 500 kV desarrollados en Chile

en los últimos años”.

El ejecutivo también menciona el uso de las

“power donuts”, que es una tecnología adosada

a los conductores de las torres, la cual “permite

monitorear, en tiempo real, diferentes condicio-

nes del ambiente como temperatura y humedad

y del mismo conductor (temperatura, corriente,

voltaje, ángulo de la catenaria)”.

“La información se transmite aprovechando

parte de la fibra óptica del cable de guardia al

Centro de Control de TEN y al Coordinador. Esta

información le permite a este último hacer los

ajustes necesarios en la operación en tiempo

Montaje de torres de la línea TEN que permitió la interconexión nacional.

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Informe Técnico


real para maximizar la transmisión del sistema”,

añade Talavera.

El otro proyecto que forma parte de la interco-

nexión nacional es la línea Cardones-Polpaico,

de 500 kV, que en junio fue conectada al Sistema

Eléctrico Nacional y que pasa desde la Región de

Atacama hasta la Región Metropolitana.

Eduardo Sáez, gerente de Operación y Mantenimien-

to de ISA Interchile, propietaria del proyecto, señala

que en las torres de la línea se utilizan aisladores

fabricados con material polimérico, “lo cual corres-

ponde a nueva tecnología en Chile para las líneas

de 500 kV, dado que en alta tensión comúnmente

se venían usando aisladores de vidrio o porcelana”.

“Adicionalmente, para las líneas de transmisión en

los países donde ISA tiene presencia se han desa-

rrollado nuevos diseños de torres en 500 kV para

condiciones extremas de altura sobre el nivel del

mar (alturas hasta 5.000 msnm) y de condiciones

meteorológicas con manguitos de hielo hasta 50

mm de diámetro, lo cual ha representado un gran

reto no solo en el diseño de las estructuras y de las

líneas en general, sino en el proceso de realización

de las pruebas de carga para validar dichos diseño

de torres”, precisa el ejecutivo.

“Respecto al proceso de montaje de la línea de

transmisión, de las 1.728 torres instalada en la

línea (de 753 kilómetros de extensión), 81 de

estas se montaron con la ayuda de helicópteros.

En algunas zonas se tendieron vanos de casi 1.300

metros de separación, lo que es realmente un reto

a nivel técnico y requirió del uso de gran cantidad

de equipo de halado”, agrega.

Otro uso tecnológico que resalta Eduardo Sáez

son los cables conductores, los cuales “se sepa-

ran en un haz de cuatro conductores por fase, de

forma de minimizar el fenómeno de efecto corona

y mantener la operación en los límites permitidos

por la Organización Mundial de la Salud y las leyes

chilenas”.

Otras tecnologíasDe acuerdo a Rodrigo Fajardo, ingeniero de

Transelec, existen tecnologías particulares “que

pueden incorporarse al sistema de transmisión,

como son los postes de hormigón centrifugados,

estructuras de hormigón pre tensadas, estructuras

en fibras de vidrio y otros, donde cada una de las

tecnologías deben ser analizadas desde el punto

de vista técnico-económico para decidir la mejor

opción para materializar un determinado proyecto”.

Marcelo Matus, gerente de transmisión del Grupo

Saesa, señala que en los proyectos de transmisión

que tiene el holding en el centro del país se han

instalado anclas helicoidales en reemplazo de

fundaciones tradicionales, las cuales consisten “en

un eje central, generalmente de acero de sección

circular al que se le agregan alas helicoidales

continuas o aisladas que permiten actuar como

un tornillo. En el extremo inferior tiene la cabeza

de perforación de acero de alta resistencia que

hace posible la perforación en distintos tipos y

calidades de subsuelo”.

El ejecutivo resalta que a nivel internacional “se

está incorporando en los diseños de torres la

Inteligencia Artificial (IA), que considera input

iniciales como terreno, entorno, cargas (viento,

tracción), altura, nivel de tensión, fajas de servi-

dumbre, etc., para darle forma a los diseños de

torres. Estas soluciones se están hoy estudiando

y se espera que en el largo plazo (de aquí a 10

años), se pueda materializar esta solución en el

terreno ya que el proceso de diseño va muy de la

mano con la materialidad y constructibilidad de

la solución”, concluye Matus.

Proceso de montaje de torres en el sur del país.


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Energía


Este fue uno de los puntos mencionados en el ciclo de charlas de energía realizado en la feria minera, donde se analizó la innovación y oportunidades de las ERNC.

LA POSIBILIDAD DE QUE LA GENERACIÓN a través de

la Concentración Solar de Potencia (CSP) sea incor-

porada en los modelos de la Planificación Energética

de Largo Plazo, además de revisar la implementación

de la coordinación y operación en el sistema eléctrico

para mejorar la metodología de aplicación de las

plantas de este tipo, fueron algunos de los puntos

que se abordaron en la charlas de energía que se

realizaron en Exponor 2019.

En el evento “Innovación y Oportunidades en la

ERNC” se mostró el potencial que tienen estas tec-

nologías en el Sistema Eléctrico Nacional, especial-

mente para la demanda eléctrica del sector minero.

Fernando González, presidente de la Asociación

de Concentración Solar de Potencia planteó los

desafíos que tiene este tipo de generación solar en

el país, señalando la necesidad de que los proyectos

de este tipo participen en la regulación sectorial,

particularmente en el proyecto de ley de flexibilidad

en el sistema eléctrico “para entregar un correcto

reconocimiento y remuneración de la CSP”.

El ejecutivo también es CEO del proyecto Cerro Do-

minador, que se ubica en la Región de Antofagasta y

que prevé entrar en operaciones dentro del próximo

año, siendo la primera planta de este tipo (110 MW

de potencia instalada) en Latinoamérica, por lo que

afirmó que puede entregar un suministro estable de

24 horas a la red eléctrica.

MainstreamEn la charla también expuso Carlos Moranchel,

project manager de Mainstream Renewable Power

Chile, quien abordó oportunidades que presentan

los proyectos solares y eólicos en el país

EN EXPONOR 2019

CSP pide mayor planificación energética de largo plazo

“En el norte de Chile existe un enorme potencial

para el desarrollo de proyectos fotovoltaicos y

parques eólicos. Como hemos podido comprobar

nuestra experiencia en otros países lo demuestra,

la industria minera puede ser abastecida a través de

un portafolio de proyectos de ERNC complemen-

tarios entre sí y geográficamente diversificados.

Esto, a través de parques fotovoltaicos que sumi-

nistren energía durante el día e iniciativas eólicas

que cubran durante la noche”.

El ejecutivo concluyó que, con una regulación eléc-

trica adecuada, “la integración de proyectos de

ERNC, más sistemas de almacenamiento, también

podría formar parte de esa diversificación tecnoló-

gica para abastecer a esta industria”.

Fernando González, presidente de la ACSP en la charla de energía en Exponor 2019.

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www.revistaelectricidad.cl | julio 2019 | Nº232


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UN BUEN JUEGO DE ENCRUCIJADAS es aquel en que los juga-

dores enfrentan una situación difícil o comprometida en que

hay varias posibilidades de actuación y no se sabe cuál de

ellas escoger para obtener el mejor resultado. Los clientes

regulados aceptaron la mecánica del juego y muchos de ellos

pasaron a un régimen que les permitió negociar libremente

con los generadores, viendo reducida su facturación final

por suministro eléctrico en hasta un 30%.

La migración de un régi-

men a otro, favorecida por

la Ley 20.805, ya no es una

novedad. Las empresas

generadoras, expertas y

sofisticadas, ajustaron sus

canales de venta y estruc-

turas contractuales, para

convertirse en oferentes

atractivos para estos nuevos clientes. Sin embargo, al otro

lado del tablero, todavía hay empresas mineras, de transporte,

industriales, y productivas en general, que −no siendo menos

sofisticadas− tienen que actuar completamente fuera de

su giro principal, y que pasarán a ser agentes del mercado

eléctrico, literalmente con todas las de la ley, en su rol de

coordinados y fiscalizados.

Todos estos nuevos o potenciales clientes libres, enfrentan

una serie de modificaciones normativas, como la Ley sobre

de Equidad Tarifaria y el impuesto verde, junto a la discusión

para la reforma al segmento de distribución, cuyo impacto

en los contratos debe evaluarse adecuadamente. Pero no

solo eso, pues el traspaso de costos contractuales ahora es

esencial. Hoy deben estar atentos a la correcta evaluación

de costos que tienen o podrían tener que soportar, como los

de transmisión, la instalación de sistemas de comunicación

o servicios complementarios, por lo que también deben

estar muy atentos a sus nuevas obligaciones. La revisión

de montos facturados y

la administración de los

contratos se complejiza

en el nuevo régimen, re-

quiriendo una profunda y

permanente revisión para

conservar el ahorro y már-

genes proyectados.

Los nuevos clientes libres, como nuevos jugadores, están

llamados a una mayor participación en el mercado eléc-

trico. Para ello, la normativa sectorial entrega suficientes

herramientas en distintas instancias, ya sea frente a sus

suministradores, la CNE, el Coordinador Eléctrico Nacional

y el Panel de Expertos. Sus desafíos como segmento ahora

son involucrarse en la agregación de demanda y la comer-

cialización. El juego ya no será sólo de encrucijadas, sino

que será necesariamente colaborativo. Lo que está claro es

que, para ganar, no basta con conocer todas las reglas, hay

aprovecharlas e involucrarse activamente.

*Por Nicolás Atkinson, socio de Atkinson Costabal Undurraga & Achurra

Columna de Opinión

Todos estos nuevos o potenciales clientes libres, enfrentan una serie de modificaciones normativas, como la Ley sobre de Equidad Tarifaria y el impuesto verde, junto a la discusión para la reforma al segmento de distribución, cuyo impacto en los contratos debe evaluarse adecuadamente.

Clientes libres, un juego de encrucijadas


ué pasos hay que dar en el proceso de descarbonización en Chile? ¿Cuál es el costo de operar un sistema renovable en 2040? ¿Qué necesita un sistema para convivir con las fuentes de ERNC?

Son algunas de las preguntas a las que la división energética de Wärtsilä Chile dio respuesta en su seminario Hacia un 100% de eneregías renovables: Caso Chile, realizado en el Hotel Ritz-Carlton y presentado con la participación de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera A.G.) y de la Embajada de Finlandia.

La empresa dio a conocer los resultados del estudio, que aterriza a nivel local las conclusiones de la investigación que Wärtsilä realizó con la colaboración de la consultora Inodu. Alejandro Mc Donough, Managing Director de Wärtsilä Chile, explica que con este trabajo “Wärtsilä explora diversos escenarios para pasar en el plazo de unos 20-30 años, de un sistema hidrotérmico como el actual –con un 40% de carbón, un gran componente hidrológico y alta participación de renovables no convencionales– a un sistema con un 100% de energía renovable”.

Uno de las oportunidades más importantes, des-taca, se produce cuando las energías renovables alcanzan el 20% de la producción energética. Llegados a ese momento, “las renovables em-piezan a ser más baratas y se produce un punto de inflexión en que la aparición de sistemas de energía renovables crean demandas de flexibili-dad que los sistemas de generación tradicional no logran satisfacer. Actualmente en Chile estamos en ese punto”.

FLEXIBILIDAD En un mundo con 100% de energías renova-bles, la mayor parte será producida a partir de la energía solar y eólica. La flexibilidad operativa será proporcionada por el uso extendido de la

La rama de energía del grupo finlandés Wärtsilä entrega el resultado del estudio local que plantea con diversos escenarios y sugiere pasos a seguir durante los próximos 20 años para lograr una transición energética económicamente viable.

WÄRTSILÄ PRESENTA EL SEMINARIO “ Hacia un 100% de energías renovables: Caso Chile”

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

tecnología de almacenamiento de energía, por los activos de gas flexible, y por la optimización del ciclo de vida de las instalaciones existentes.

El buen aprovechamiento de los recursos de energías renovables se alcanza proporcionando suficiente flexibilidad al sistema, pues permite su-plir la variación, pudiendo disponer de la energía en el momento en que se requiere y “apagarla” inmediatamente cuando no se necesita. Rapidez en el arranque y parada y bajos costos asociados son relevantes para los sistemas de balanceo de renovables.

“Cuando hablamos de flexibilidad creemos ne-cesario distinguirla en tres tipos de acuerdo al horizonte de tiempo y Wärtsilä ofrece soluciones para cada una de ellas”, añade Mc Donough.

Flexibilidad diaria: Consiste en almacenar la ener-gía que, por ejemplo, produce una planta solar en el día, para poder consumirla en la noche. “Este es el ámbito natural de las baterías que proveemos e integramos”, comenta el gerente.

Flexibilidad semanal: Es requerida para cubrir períodos de calma o tormentas. En este caso, detalla el responsable de Wärtsilä en Chile, nuestras soluciones de Smart Power Generation (SPG), que se basa en la generación de energía en base a motores a gas que pueden ser almacenado por largos periodos.

Flexibilidad estacional: Radica en el almacena-miento del exceso de energía producido durante una época del año para suplir la demanda de otro momento del año. Por ejemplo, especifica Mc

Donough, “con nuestra solución Power-To-Gas podemos convertir los excesos de energía, como los que se producen con la generación de energía solar en verano, y convertirlos en gases como el hidrógeno, que pueden ser almacenados y con-vertidos en energía meses más tarde”.

AMPLIO PORTFOLIO Y FLEXIBILIDAD INTELIGENTE Wärtsilä contribuye al crecimiento de sociedades sustentables a través del desarrollo de tecnologías inteligentes. Las soluciones flexibles de generación de la compañía proporcionan flexibilidad operativa y serán un elemento clave en el futuro de un sis-tema de energía 100% renovable. Las soluciones de motores de Wärtsilä ya tienen la capacidad de funcionar con varios tipos de combustibles líquidos y gas, y se está buscando oportunidades para desarrollar motores para biocombustibles sintéticos, así como biocombustibles tradicionales.

“En Wärtsilä estamos ayudando a nuestros clientes a través de un sofisticado modelo de sistemas de energía, a comprender las oportunidades que brin-da la energía renovable asequible y las implicancias que esto tiene en sus sistemas de energía”, señala Matti Rautkivi, director de Ventas y Marketing de Wärtsilä Energy Solutions.

El amplio portafolio de Wärtsilä, que incluye centra-les eléctricas de motores, soluciones de GNL, ener-gías renovables, integración y almacenamiento de energía, optimización del ciclo de vida y nuevas tecnologías, se basa en la necesidad de brindar a los clientes la flexibilidad y confiabilidad esenciales para un mundo cambiante en materia de energía.

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Continuar con el trabajo que se impulsa para avanzar en cambios regulatorios es el prin-cipal desafíos que señalan a ELECTRICIDAD las asociacio-nes gremiales del sector ener-gético para el nuevo ministro de Energía, Juan Carlos Jobet, quien asumió el cargo el pasa-do mes, en reemplazo de Su-sana Jiménez, tras el segundo cambio de Gabinete realizado por el actual gobierno.

Carlos Finat, director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Al-macenamiento (Acera A.G.) mencionó la importancia que tiene el DS 244, “donde esperamos que el ministro Jobet aborde este tema pron-to y lo podamos cerrar, de tal manera que se terminen estos cambios anunciados, pues los desarrolladores de los pequeños medios de ge-neración han visto detenidos su financiamiento”.

Por su parte, Rafael Loyola, director ejecutivo de la Aso-ciación de Pequeñas y Media-nas Centrales Hidroeléctricas (Apemec), señaló que el sector que representa espera que se mantengan los anuncios dados a conocer esta sema-na por la ex ministra Susana Jiménez, para avanzar en el proyecto de ley de flexibilidad y en los cambios al precio estabilizado de energía, pues explicó que estas medidas

buscan aumentar la compe-tencia de los desarrolladores hidráulicos en el mercado eléctrico nacional.

Según Claudio Seebach, pre-sidente ejecutivo de Genera-doras de Chile, la nueva auto-ridad deberá seguir el trabajo impulsado por su antecesora en materia de cambios regula-torios participativos, agregan-do que es necesario avanzar en la reforma en flexibilidad, “que es fundamental para continuar la penetración de energías renovables, junto con el retiro a carbón y la reforma a la distribución, para la electrificación del futuro y potenciar la electromovilidad”.

Según Rodrigo Castillo, di-rector ejecutivo de Empresas Eléctricas A.G., afirmó que “el ministro Jobet desempeñará un rol fundamental en mo-mentos en que nuestro país enfrenta enormes desafíos y oportunidades en calidad de servicio, transición energética y un claro compromiso con la sustentabilidad”.

Finalmente, la Asociación de Pequeños y Medianos Gene-radores, GPM-A.G., en una declaración señaló que lo más relevante es la discusión de la ley de flexibilidad, la reforma al segmento de la distribución y en las distintas mesas de trabajo que mantiene regular-mente el Ministerio de Energía con el sector privado”.

CINCO GREMIOS ANALIZAN LOS DESAFÍOS QUE TENDRÁ EL MINISTRO DE ENERGÍA JUAN CARLOS JOBET

El proyecto de flexibilidad en el sistema eléctrico, que el Ministerio de Energía pretende enviar al Congreso en el segundo semestre de este año, será uno de los temas que se analizarán en el seminario anual que el 5 de septiembre realizará la Asociación de Consumidores de Energía No Regulados (Acenor A.G.) en el Hotel Almacruz (ex Galerías) de Santiago.

Así lo señala Rubén Sánchez, director ejecutivo de la asociación gremial, quien precisa a ELECTRICIDAD que la iniciativa legal sobre flexibilidad impulsará “cam-bios regulatorios sistémicos para lograr un adecuado desarrollo del sistema eléctrico nacional, junto con el accionar de los diversos agentes que interactúan, por lo que es vital para nuestro segmento visualizar en forma consensuada los impactos esperados que tendrán los clientes libres debido a la implementación de estas nuevas normativas”.

Otros cambios relevantes en el sector que aprecia el ejecutivo son la regulación de Servicios Complementarios y de la potencia de suficiencia, además de los efectos que pueda provocar el proceso de descarbonización, “y la aparición de nuevas tecnologías disruptivas para la industria (energías renovables, líneas de corrien-te continua para la integración eficiente de energías renovables, almacenamiento energético, etc.), más temas de integración energética, generación distribuida, electromovilidad, innovación y emprendimiento en el sector eléctrico, etc.”.

Según Sánchez, el seminario de Acenor “es la principal reunión anual del sector energético chileno que permite conocer las inquietudes de los consumidores de energía eléctrica no regulados del país, siendo este año 2019 la décimo sexta vez consecutiva que realizamos este even-to, enfocándonos en esta oportunidad en la transición energética actual, ya que al presentarse tendencias de cambios, tanto del mercado eléctrico como de combusti-bles, existe natural inquietud por las nuevas normativas que imperarán, ya que se generarán oportunidades y desafíos que impactarán sin duda los costos y precios del suministro eléctrico para los clientes”.

Acenor analizará los cambios QUE SE PLANTEARÁN EN PROYECTO

DE FLEXIBILIDAD


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5 7

Recientemente falleció Alejandro Jadresic, uno de los actores

históricos en el sector energético desde 1994 a la fecha,

donde ejerció como ministro presidente de la Comisión

Nacional de Energía (CNE) entre 1994 y 1998, y estuvo a

cargo de importantes hitos, como los primeros pasos en la

interconexión regional, con la importación de gas natural

desde Argentina, así como impulsar el programa de elec-

trificación rural.

En una entrevista dada en 1996 a Electricidad & Telecomu-

nicaciones (antecesora de ELECTRICIDAD), Jadresic destacó

el proceso de integración que se llevaba a cabo en ese

entonces y que 22 años después se materializó nuevamente

con los actuales intercambios de gas natural entre Chile y

Argentina, reactivando una relación congelada desde 2006.

Al momento de su deceso Jadresic era el presidente de

Fundación Chile y hasta 2018 fue el decano de la Facultad

de Ingeniería de la Universidad Adolfo Ibáñez, además de

ser uno de los directores de Transelec.

Una de sus últimas entrevistas fue dada a ELECTRICIDAD en

mayo pasado, donde abordó la coyuntura de los medidores

inteligentes, así como la transición energética que vive el país.

Tras la partida de Alejandro Jadresic (1956-2019): SU LEGADO EN LA INTERCONEXIÓN REGIONAL



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Ranking


2En la comuna de Valparaíso, para un cliente AT4.3 de Chilquinta, el costo promedio asociado al consumo de electricidad es de $4.565.144.

REGIÓN DE VALPARAÍSO

1 REGIÓN DE LA ARAUCANÍA

El costo promedio asociado al con-sumo de electricidad de los clientes AT4.3 de Frontel en la comuna de Temuco es de $4.992.079.

Las regiones donde más se paga por tarifas eléctricas industriales

La Asociación de Empresas Eléctricas, cada dos meses, elabora un mapa de tarifas de electricidad, donde se presenta la cuenta tipo para clientes adscritos a la tarifa horaria AT 4.3, la que corresponde a una de las más usadas por clientes industriales. Para esta tarifa en particular, se realiza la medición del consumo de energía y, por otra parte, la potencia puede ser contratada por el cliente en un monto dado o leída, siendo posible, además, distinguir la potencia en horas de punta de la potencia fuera de las horas de punta. Para este ejercicio, los costos estimados fueron calculados considerando un consumo promedio de 35.000 kWh, con una potencia suministrada de 130 kW y una potencia en horas de punta de 55 kW, de acuerdo a las condiciones de aplicación establecidas por el Ministerio de Energía. A partir de esta información, mostramos a continuación un ranking de las regiones con el mayor nivel de costo por concepto de electricidad asociado a las tarifas vigentes a mayo 2019.

Foto: Gentileza Saesa.

Foto: Gentileza Chilquinta.


Ranking


3En la comuna de Puerto Montt, para un cliente AT4.3 de Saesa, el costo promedio del consumo eléctrico llega a $4.444.017.

5En la comuna de La Serena el costo pro-medio del consumo eléctrico de un cliente AT4.3 de CGE es de $4.293.638.

REGIÓN DE LOS LAGOS

REGIÓN DE COQUIMBO

4El costo promedio del consumo de electricidad en la comuna de Valdivia para un cliente AT4.3 de Saesa es de $4.397.279.

REGIÓN DE LOS RÍOS


Foto. Gentileza CGE.



Energía

A partir de los resultados del diagnóstico sobre la inserción femenina en el sector energético, en el Ministerio de Energía se abocarán a validar una propuesta, discutida con las empresas e instituciones que forman parte de la industria, y que contará con el apoyo de las asociaciones gremiales del sector.

A FIN DE AÑO SE TENDRÁ UNA VERSIÓN definitiva del

“Plan de Acción 2019-2022” para implementar las

medidas que surgieron de la Mesa Público-Privada

Energía +Mujer, luego de que finalicen las reuniones

que realiza el Ministerio de Energía con las empresas

e instituciones del sector energético para que se inte-

gren voluntariamente a esta iniciativa, para lo cual se

cuenta con el apoyo de las principales asociaciones

gremiales de la industria.

Y es que actualmente se están dando a conocer entre

los actores del sector los ocho ejes temáticos identifi-

cados en el “Diagnóstico de la situación de inserción

de la mujer en el sector energético”, encargado por el

Ministerio de Energía a Deuman & Centro de Estudios

de la Mujer (CEM), donde se reveló que la participación

femenina en el sector energético es de 23%, frente

al 77% que representa la fuerza laboral masculina.

El estudio también indicó que en altos cargos las muje-

res representan el 25% de los directorios; 10% de los

CEO; 18% de las gerencias y 17% de las subgerencias

son mujeres, mientras que en cargos intermedios, son

21% de los profesionales y 9% de los operarios. A su

2019-2022

Cómo se implementará el Plan de “Energía +Mujer”

vez, la única área donde predomina la fuerza laboral

femenina es en el área administrativa con un 51%.

Lo que viene

Paula Estévez, jefa de la Oficina de Relaciones In-

ternacionales del Ministerio de Energía y miembro

de la Mesa Energía +Mujer, señala a ELECTRICI-

DAD que a partir de este diagnóstico se trabaja

actualmente en la validación de una propuesta

del Plan de Acción 2019-2022, “que consiste en

discutirlo y colegiarlo al interior de las empresas

e instituciones que forman parte de la industria,

para hacia fin de año acordar una versión definitiva

para su implementación”.

Ceremonia de presentación del Diagnóstico de la situación de inserción de la mujer en el sector energético.

Foto

: Gen

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Energía

La ejecutiva indica que la estrategia para pre-

sentarlo al sector considera la presentación de

sus contenidos “a nivel de directorios y altas ge-

rencias, de forma tal de recoger los avances que

ya existen en este ámbito, y a su vez, conocer y

acordar los desafíos conjuntos para avanzar en

su materialización”.

“También estamos socializando dicha propuesta en

otras instancias al interior de las empresas que nos

han convocado, tales como conversatorios con sus

trabajadores y mesas de trabajo”, agrega.

En esta etapa, concluye, “es decisiva la incorpo-

ración de las empresas del sector a formar parte

de esta iniciativa. Los estudios señalan que los

avances para cerrar las brechas de género a nivel

global se han estancado, y con respecto a indica-

dores esenciales del mercado de trabajo, estos no

se han reducido de forma significativa en más de

20 años, motivo por el cual debemos cambiar con

sentido de urgencia y bajo una mirada colectiva la

trayectoria actual de las cosas”.

BeneficiosSegún Paula Estévez algunos beneficios de aco-

gerse a esta iniciativa, desde el punto de vista

operacional, son:

• “Asentar sistemas de reclutamiento y selección

que minimicen las barreras de entrada a las mujeres

en las líneas de negocio de la industria”, incor-

porando mejores prácticas que las reduzcan al

focalizar los esfuerzos en este ámbito prioritario

que propone el Plan.

• “Aplicar estándares internacionales respecto de

la medición de brechas salariales” a partir de herra-

mientas utilizadas por empresas referentes a nivel

mundial, o bien provistas por organismos interna-

cionales para su uso por parte de las empresas.

Y desde el punto de vista estratégico y reputacional

menciona:

• “Posicionar a las organizaciones (empresas o

marcas empleadoras, y la cadena de suministro

de la industria) y a las Asociaciones Gremiales del

sector como líderes responsables y comprometidos

con un desarrollo sostenible, acorde a los estánda-

res internacionales y normativos para el desarrollo

económico y social, aporta no solo en la mejora de

su propio desempeño, sino que en la imagen país”.

• “Ser protagonistas del primer Plan Público-Privado

sectorial, como pioneros en el país, nos permite

incorporar el talento femenino como factor de

innovación y competitividad en el sector, imple-

mentando acciones que fomenten la igualdad de

oportunidades y de derechos tanto de hombres

como de mujeres”.

Los ocho ejes temáticos del Plan de Acción

INSTITUCIONES INTEGRANTES DE LA MESA:

1. Gestión estratégica del plan.2. Participación e inserción laboral de las mujeres en el Sector Energía.3. Trayectoria laboral de las mujeres: procesos de reclutamiento, contratación,

permanencia, rotación, capacitación y ascensos.4. Promoción del liderazgo femenino en jefaturas y gerencias.5. Igualdad de remuneraciones y beneficios laborales.6. Conciliación de la vida personal, familiar y laboral.7. Violencia de género, salud, seguridad, higiene.8. Gobernanza del Plan.

• Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento A.G.• Asociación Chilena de Energía Solar• Asociación de Empresas de Gas Natural• Asociación de Movilidad Eléctrica de Chile• Asociación Nacional de Empresas de Eficiencia Energética• Asociación de Pequeñas y Medianas Centrales Hidroeléctricas• Agencia de Sostenibilidad Energética• Generadoras de Chile• CLG Chile-Líderes Empresariales contra el Cambio Climático • Colegio de Ingenieros de Chile• Consejo de Mujeres Líderes en energía y medio ambiente (CWEEL Chile)• Coordinador Eléctrico Nacional• Empresas Eléctricas A.G.• Empresa Nacional del Petróleo (Enap)• Federación Nacional de Cooperativas Eléctricas (Fenacopel)• GIZ Chile• Global Changes• GLP Chile• GPM-A.G.• Meric • Panel de Expertos• Programa Solar de Corfo• Red Pacto Global• World Energy Council (WEC Chile)• ELECTRICIDAD• Revista Energía• Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC)• Comisión Nacional de Energía (CNE)• Comisión Chilena de Energía Nuclear


aulina Riquelme ha dedicado su carrera profesio-nal a la práctica del derecho ambiental, recursos naturales, minería y energía, y a regulaciones ambientales nacionales e internacionales. Co-

menzó el desarrollo de su práctica en derecho ambiental y recursos naturales en 1999. Como Becaria Fulbright cursó un LLM en Derecho Energético & Ambiental, el que obtuvo con distinción en la Universidad de Tulane.

A través de su ejercicio profesional ha consolidado un reconocido ejercicio profesional en temas de derecho ambiental, incluyendo regulación de residuos peligrosos, remediación de sitios contaminados, asuntos corporativos ambientales, sistema de evaluación de impacto ambiental, compensación de emisiones y cumplimiento ambiental, entre otros.

La abogada, titulada en la Pontificia Universidad Católica, fue miembro de la Comisión Presidencial establecida en Chile para la Reforma del Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA) y miembro del Consejo Consultivo del Mi-nisterio del Medio Ambiente de Chile (MMA). Actualmente, Paulina es parte del cuerpo Docente del Magíster en Medio Ambiente: Gestión, Evaluación y Derecho Ambiental y del Magíster en Derecho Minero y Aguas, ambos de la Facultad de Derecho de la Universidad Finis Terrae; Docente del Postítulo en Derecho Ambiental Especial de la Facultad de Derecho de la Universidad del Desarrollo y Profesora de Derecho Ambiental en la Facultad de Derecho, sede Concepción, de la Universidad del Desarrollo.

Paulina es socia fundadora del estudio jurídico Eelaw, el que cuenta con un porcentaje equivalente de hombres y mujeres, incluyendo roles gerenciales.

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PAULINA RIQUELME, SOCIA FUNDADORA DE EELAW

”Existen elevados sesgos de género en el mundo legal privado”

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Eel

aw.

Para la abogada de la Universidad Católica el crecimiento profesional siendo mujer no

ha sido un camino fácil. Al igual que en otras disciplinas, observa que los cargos de altas

jefaturas, en general, están cubiertos por hombres.


www.revistaelectricidad.cl | julio 2019 | Nº232 31

Muj

er y

ene

rgía

3

2

1 El diagnóstico de la situación de inserción

de la mujer en el sector energético, encargado por el

Ministerio de Energía, señaló que:

¿Qué destaca del rol de la mujer en el área del derecho ambiental?En este sector las mujeres han sido pioneras en construir conciencia ambiental y en poner el tema en la agenda pública. En este sentido destaco la visión, dedicación y compromiso que evidencian diversas mujeres, tanto en el ámbito acadé-mico, profesional privado y público.

No obstante lo anterior, al igual que en otras disciplinas es posible evidenciar que los cargos de altas jefaturas, tanto en el ámbito privado como en el público, en general, están cubiertos por hombres. Un ejemplo de aquello se puede observar en la actual composición de los tres tribunales ambientales de Chile, todos compuestos por ministros hom-bres y con solo una mujer en el cargo de ministra titular en Ciencias y ninguna ministra abogada.

¿Cómo ha sido su experiencia en este ámbito?En mi experiencia he sido testigo del crecimiento y desarrollo del derecho ambiental nacional y el incremento de la impor-tancia que se le asigna hoy frente a otras ramas del derecho.

Como en otros ámbitos, el crecimiento profesional siendo mujer no ha sido un camino fácil, menos en el contexto de la asesoría legal privada y de estudios jurídicos. Lo anterior por los elevados sesgos de género que existen en el mundo legal privado y la inequitativa distribución de la co-parentalidad.

¿Qué reformas legales cree que deberían realizarse para avanzar concretamente en la mayor participación de la mujer en el sector energético?Creo que debiesen realizarse reformas legales para avanzar en una mayor participación de la mujer no solo en el sector energético, sino que transversalmente en todos los sectores. En tal sentido, las reformas debiesen ser transversales y nacionales, que apunten a disminuir las brechas de género en todos los aspectos laborales y minimizar, y en lo posible eliminar, los sesgos de género.

En Chile, los avances en la agenda de equidad de género han sido más lentos, especialmente respecto a los altos cargos directivos de empresas y asociaciones gremiales; así como también en cargos directivos en el mundo académico. Considerando que la igualdad de género es un objetivo ODS, se podrían promover avances más rápidos no solo mediante reformas legales sino también mediante el fomento de la incorporación de buenas prácticas.

Un 43% de

las empresas del sector energético declaran

aplicar políticas de contratación

que promuevan la incorporación de

mujeres.

En el segmento de generación, las tasas

netas positivas de contrataciones menos desvinculaciones para

las mujeres llega a 8,7%, mientras que

en transmisión es de

17,6%.

8,1 de cada 100 mujeres fueron

promovidas con contrato vigente en

relación directa con la empresa.

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ASUMIMOS LA CONDUCCIÓN DE ENAP en agosto de 2018,

cuando la compañía atravesaba por un complejo momento

financiero, motivado por un alto nivel de deuda, y mientras

transitábamos, además, por una drástica baja de los már-

genes de refinación.

Conscientes de esa realidad y del rol estratégico que cumple

Enap, pusimos en marcha un plan de choque con el objetivo

de reducir de manera impor-

tante los gastos y dar un fuer-

te impulso a la productividad.

Este plan de ahorro alcanzó

en 2018 una reducción en

gastos por US$39,5 millo-

nes, disminuyendo asesorías,

servicios, viajes y renegociando contratos de suministro y

transporte. Se redujeron además cerca de US$125 millones

de inversión, priorizando la continuidad operativa, seguridad

interna y el cumplimiento ambiental. Así fue posible disminuir

en total el déficit de caja en casi US$165 millones.

Implementamos además un doloroso pero necesario ajuste

en la dotación que apuntó a la reducción en el número de

líneas jerárquicas dentro de la empresa, principalmente

en directivos y jefaturas, de modo de agilizar la toma de

decisiones y acercar a las gerencias al trabajo en terreno.

Claramente, la hoja de ruta que adoptamos hace ocho meses

busca avanzar hacia un modelo de gestión eficiente, siendo

responsables con la empresa, la comunidad y sus trabajadores.

Por ejemplo, un equipo integrado por trabajadores de

Refinería Aconcagua probó aditivos en la Planta Topping,

que se tradujeron en un ahorro energético superior a

US$50.000 anuales, reconocido por la empresa Suez con

el premio "Proof Not Promises" (Pruebas no Promesas),

por los logros de proyectos ejecutados en conjunto, con

un impacto económico relevante, además de beneficios

medioambientales y de confiabilidad.

Hemos avanzado, pero los

esfuerzos en materia de aus-

teridad y optimización deben

seguir adelante. El plan para

este año considera una dis-

minución en costos y gastos

por US$100 millones y un au-

mento de productividad en torno al 10% para refinerías

y un 5% para la línea de exploración y producción de

hidrocarburos.

ENAP distribuye el 90% de las gasolinas y el 60% del

diésel que se consume en Chile, tenemos un gran desafío

y responsabilidad, situación que nos obliga a fortalecer

nuestra cadena logística, nuestras operaciones industria-

les, los procesos de soporte a los negocios.

Estas decisiones no son aisladas ni se han adoptado para

exhibir cifras azules de manera circunstancial, sino para

materializar una visión de largo plazo: que Enap sea una

empresa sustentable y se convierta en una fuente de

progreso para todos los chilenos.

* Por Andrés Roccatagliata, gerente general de Enap.

Columna de Opinión

La hoja de ruta que adoptamos hace ocho meses busca avanzar hacia un modelo de gestión eficiente, siendo responsables con la empresa, la comunidad y sus trabajadores.

Enap: Uso eficiente de los recursos y fortalecimiento logístico


Entrevista


El director de la institución, Óscar Cristi, destaca a ELECTRICIDAD los principales aspectos de la reforma al Código de Aguas y las iniciativas que impulsan para el uso del recurso en generación eléctrica.

EN DERECHOS DE APROVECHAMIENTO DE AGUAS

MÚLTIPLES FOCOS DE ACCIÓN en torno a la

hidroelectricidad está impulsando la Dirección

General de Aguas del Ministerio de Obras

Públicas (DGA-MOP), entre los cuales está

la reforma al Código de Aguas y otras ini-

ciativas para incentivar la inversión, señala a

ELECTRICIDAD Óscar Cristi, director de la

repartición pública.

El ejecutivo también da cuenta de la disminu-

ción en las solicitudes de aprovechamiento de

aguas con potencial hidroeléctrico, además del

comportamiento de los niveles de hidrología

en los embalses que se usan para generación

eléctrica.

Resultados¿Cuál es el balance de la DGA en cuando

a los derechos de agua para hidroelec-

tricidad en los últimos años?

En 2015 y 2016 ingresaron sobre 800 soli-

citudes anuales, relativas a la adquisición y

ejercicio de derechos de aprovechamiento de

aguas con potencial hidroeléctrico (no consun-

tivos). En los dos años siguientes hubo una

caída de 43% en las solicitudes con potencial

hidroeléctrico, lo que representa un 43 % con

respecto al bienio anterior. En lo que va de 2019

se han ingresado 50 solicitudes y se prevé un

comportamiento similar al del año pasado.

¿A qué se debe esta tendencia?

Se podría deber a la menor disponibilidad de

derechos de aguas que sean atractivos para el

desarrollo de este tipo de proyectos y también a

que el sector está explorando otras alternativas

DGA detecta caída de 43% en solicitudes con potencial hidroeléctrico

Óscar Cristi, director general de Aguas del Ministerio de Obras Públicas.

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DG

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Entrevista


ma del Código de Aguas es fundamental para

que exista certeza jurídica de los derechos de

aprovechamiento de agua con el objeto de

identificar el universo completo de usuarios

y sus respectivos derechos, puntos de extrac-

ción y caudales comprometidos, y dar mayor

fluidez a las transacciones entre usuarios.

Se propone mantener las características de

duración, transferibilidad y no caducidad de

los derechos de agua y modificar la normativa

para simplificar y agilizar los procedimientos

de tramitación de los mismos y las regulari-

zaciones de usos consuetudinarios. También,

se incorpora un nuevo requisito de inscripción

obligatoria de estos derechos en el Registro

de Propiedad de Aguas del Conservador de

Bienes Raíces respectivo, para mayor trans-

parencia y certeza.

¿Qué se plantea respecto a la duración

de los derechos?

La propuesta mantiene las normas vigentes

en el actual Código de Aguas. Los derechos

de aprovechamiento de agua se constituyen

sin establecer un plazo finito. La idea es que

no se afecte la capacidad de financiamiento

de los titulares de proyectos productivos u

otros, de mayor plazo, ya que podrán entregar

sus derechos en garantía.

¿Hay otros aspectos en la reforma?

Hay medidas que se incluyen en la propuesta

para evitar la especulación de derechos de

aprovechamiento de agua a través de mante-

ner la patente al no uso, cuyo factor de cálculo

aumenta cada cinco años en forma indefinida.

Un elemento importante, que debería impactar

positivamente a todos los sectores, son los pla-

nes estratégicos de cuencas que la DGA-MOP

tendrá que desarrollar para asegurar el uso

sustentable de los recursos. Otro aspecto es

introducir modificaciones al Código de Aguas

que permitan un procedimiento administrativo

más expedito y en una plataforma on-line.

de energía renovables como eólica, fotovoltaica

y la geotermia de baja entalpia.

¿Cómo se ha dado la hidrología en los

últimos años en los embalses para ge-

neración eléctrica?

A nivel nacional y en términos globales, en

abril de 2019 el volumen almacenado en los

embalses es el 59% de su capacidad pro-

medio. Los embalses mixtos, dedicados a la

generación y al riego, se encuentran a un 43%

y los que son exclusivos para la generación

están a un 86,3% de sus promedios históricos.

Comparado con igual fecha del año anterior

los embalses mixtos presentan un mayor al-

macenamiento de 10%, mientras todos los

demás embalse presentan déficits entre 7%

y 21%. Actualmente el almacenamiento global

corresponde a un 33% de la capacidad total.

Reforma¿Cuál será el impacto de la reforma

al Código de Aguas para el sector hi-

droeléctrico?

La indicación sustitutiva del proyecto de refor-

El director general de aguas participando en un taller sobre la reforma al marco regulatorio del sector.

Foto

: Gen

tileza

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.


Entrevista


¿Cuáles son las iniciativas que realiza

la DGA para la tramitación de proyectos

hidroeléctricos?

El número de permisos de construcción y re-

cepción de obras hidráulicas mayores que se

han otorgado para el rubro energético, muestra

un comportamiento más estable: En promedio

25 permisos por año desde 2015. A la fecha,

el rubro energético representa el 32% de los

proyectos en fase de aprobación sectorial. Para

2019 se esperan valores similares a los años

anteriormente.

Además, en abril de 2018 se realizaron modi-

ficaciones al Decreto Supremo N° 50 de 2015

que establece el Reglamento de Obras Mayores

con el objetivo de contribuir a la Agenda Pro

Inversión. El cambio normativo buscó precisar

los procesos de recepción de las obras y labores

hidráulicas mayores junto con regular la suspen-

sión provisoria de una obra nueva, evitando que

muchas veces demandas infundadas paralicen

grandes proyectos de inversión.

A su juicio, ¿qué desafíos tiene la DGA

en la regulación del uso del agua para

generación eléctrica?

Uno de los desafíos es reducir significativa-

mente los tiempos de resolución de las solici-

tudes que llegan a la Dirección, mejorando la

información del nivel de las aguas a través de

la medición, control y fiscalización para tomar

las políticas que correspondan. También está el

impulso de una agenda pro inversión, a través

de una propuesta que hemos presentado, que

contempla que los proyectos sean revisados

por un panel de revisores externos. Esta pro-

puesta fue rechazada inicialmente por el Poder

Legislativo, pero estamos insistiendo con este

punto en la indicación sustitutiva del proyecto

de Reforma del Código de Aguas.

¿Cómo está la coordinación de la DGA

con el Ministerio de Energía en el inter-

cambio de información?

Desde 2012 existen convenios de cooperación

anuales, los cuales han permitido avanzar en la

Óscar Cristi durante la presentación de telemetría en Cabildo.

gestión de la información y de proyectos de ge-

neración de energía hidroeléctrica. Algunos de

los objetivos y líneas de acción abordados son:

• Implementación, mantención y operación de

bases de datos sistematizadas, procesadas y

actualizadas respecto a los derechos de aprove-

chamiento de aguas no consuntivos, otorgados

y en trámite, para uso en hidroelectricidad e

iniciativas de geotermia de baja entalpía en

concordancia con los objetivos del programa

de apoyo al desarrollo de las ERNC.

• Levantamiento, sistematización de datos y ase-

soría técnica a la DGA en materias referentes a

las solicitudes de derechos de aprovechamiento

de aguas no consuntivos (y sus traslados) y de

permisos, para proyectos de pequeñas centrales

hidroeléctricas.

• Sistematización y análisis de información en

materias referentes a organizaciones de usua-

rios de agua con potencial de generación en

sus obras de riego, para actualizar el catastro

y su caracterización, vinculadas a hidroelectri-

cidad mediante proyectos en el marco de los

concursos de la Ley de Fomento al Riego.

Foto

: Gen

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DG

A.


CATÁLOGOde Productos y Servicios de Alta Rotación y Demanda (Arriendos, Insumos y Consumibles, Servicios, Etc.)

El objetivo de esta sección es complementar los informes Técnicos de Electricidad con los Productos y Servicios afines requeridos en la industria energética (Generación, transmisión y distribución), facilitando la labor de compra por parte de los departamentos especializados de las Compañías del sector, permitiendo a los Proveedores presentar periódicamente su oferta al mercado.

El formato de “Fichas” permite visualizar de manera rápida y efectiva las principales características y prestaciones de los equipos, productos/componentes (o servicios) así como sus códigos de venta, para solicitar una cotización en forma inmediata.

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28 de agosto

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Los edificios inteligentes que interco-nectan dispositivos digitales de control y monitoreo de energía, han alcanzado niveles de eficiencia que nunca fueron posibles antes de la aparición de la Internet de las Cosas (IoTs) y tecnología escalable, por lo que en este contexto la empresa ABB destacó su oferta de soluciones tecnológicas en esta área.

La compañía destacó la solución ABB Ability, la cual “ha ampliado su cartera digital de dispositivos de baja tensión con componentes inteligentes conectados a una arquitectura común que “promueven la capacidad de dar a sus edificios una nueva dimensión”.

Este enfoque consiste en una cartera escalable de soluciones digitales de energía y gestión de activos para edificios comerciales e industriales, los cuales

“ayudan a lograr ahorros de energía y costos operativos de hasta un 30%”, informó la empresa en un comunicado.

La compañía destacó que la escalabi-lidad de las tecnologías digitales está diseñadas para pequeñas o medianas empresas, “que permite a los instalado-res eléctricos, propietarios de edificios, y administradores de instalaciones recoger y visualizar datos de energía, tanto in situ como remotamente”.

“En un emplazamiento industrial, los gerentes pueden ahorrar hasta un 30% en costos de energía y mantenimiento, ya que pueden mejorar el rendimiento operativo evitando tiempos de inac-tividad, hacer mejores predicciones de posibles problemas de instalación eléctrica y programar intervenciones de mantenimiento”, se indicó desde ABB.

ABB

INTEGRA TECNOLOGÍAS DIGITALES PARA EFICIENCIA ENERGÉTICA EN EDIFICIOS

Gasconnect fue reconocida como la mejor solución digital por el Ranking de Innovación y Creatividad C3 por la pri-mera aplicación en Chile implementada por la empresa en 2017, que “permite comprar cilindros de gas de forma más rápida y confiable”.

Este premio lo entrega Brinca, consultora de innovación corporativa que busca resultados a través de la creatividad y la gestión de proyectos, en conjunto con la Universidad del Desarrollo y premia aquellas innovaciones que han signifi-cado un aporte y agregación de valor para los consumidores y han generado impactos positivos en el negocio.

Arsenio Fernández, subgerente de Mar-keting e Innovación Comercial Gasco GLP S.A., señaló que “este reconoci-miento nos compromete a continuar poniendo nuestro foco en la innovación y la creatividad, mejorando la gestión de servicio a clientes y optimizando sistemas que respondan a las crecientes exigencias de nuestros consumidores”.

GASCONNECT OBTIENE PREMIO A MEJOR SOLUCIÓN DIGITAL

La empresa Conecta destacó las soluciones de sistemas Scada que tiene para plantas de energía renovable. De acuerdo a lo indicado por la compañía,

estas soluciones “vienen de la mano de la marca Elipse software y está optimizado por Automalógica, para aplicaciones en el mercado energía y automatización de subestaciones, lo que ha permitido la implemen-tación de herramientas y funciones específicas para los distintos tipos de parques y generadoras ERNC, incorporando una visión gráfica de los HMI que permite administrar una alta cantidad de información (inclusive de varios parques) de manera eficiente, destacando en sus pantallas las condiciones que requieren de la atención del operador del SCADA, esto bajo el concepto de librerías High Performance HMI,

que pasan a ser relevantes en la toma de decisiones de la operación”.

“Esto contempla, por ejemplo, puntos supervisados de los inversores, alarmas de bajo rendimiento de un inversor, pantalla de rastreadores con

CONECTA MUESTRA

SU SOLUCIÓN SCADA PARA PLANTAS DE ENERGÍAS

RENOVABLES


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DESIGNACIONES

Siemens Gamesa Renewable Energy cerró un acuerdo con Pattern Energy para el mantenimiento durante los próximos cuatro años del parque eólico Panhandle Wind 1, de 218 MW, equipado con 118 aerogeneradores de General Electric, que se ubica en Texas.

La operación fue destacada por Kevin Devlin, vicepresidente de Operaciones de Pattern Energy, quien destacó la experiencia de Siemens Gamesa en el área de Operación y Mantenimiento, “para optimizar el rendimiento de nuestra flota de aerogeneradores”.

De acuerdo a lo informado por Siemens Gamesa en un comunicado, el contrato implica la implementación de servicios flexibles para mejorar de la producción del parque eólico, así como servicios de análisis de datos, “para optimizar el rendimiento de las turbinas de General Electric”.

En Estados Unidos, Siemens Gamesa ha instalado más de 10.000 aerogeneradores con cerca de 20 GW de capacidad instalada.

AES GenerMARÍA ELENA SANZ asumió la vicepresidencia de Asuntos Corpo-rativos de AES Gener. La ejecutiva es licenciada en Psicología Industrial y cuenta con estudios de Postgrado en Dirección de Recursos Humanos y en Función Directiva. Anteriormente

fue gerenta de Sustentabilidad y Personas de CAP.

FenacopelMANUEL BELLO asumió como pre-sidente de la Federación Nacional de Cooperativas Eléctricas (Fenacopel). Anteriormente, el ejecutivo fue pre-sidente de la cooperativa Copelec.

Apemec BELÉN CALVO es la nueva miem-bro del directorio de Apemec. La ejecutiva es ingeniera civil industrial con diploma en ingeniería eléctrica de la Pontificia Universidad Católica de Chile y MBA en la Universidad de California. Es directora de Energia

Collil SA central hidroeléctrica de pasada en la Comuna de Chonchi.

GPM A.G.PATRICIA MÉNDEZ es la nueva integrante del directorio de GPM-A.G. Es abogada de la Universidad Diego Portales, con especialización en "Planificación y Gestión de In-tervenciones de Cooperación para el Desarrollo" y tiene diplomado en

"Medio Ambiente y Recursos Naturales" en la Universidad de los Andes. Actualmente es gerente Legal de EnorChile.

ImelsaEl directorio del grupo Imelsa S.A. ratificó a ROSA MARÍA VILLAGRA en el cargo de gerente general. La ejecutiva es ingeniera comercial de la Universidad de Santiago. Se desem-peñó como Gerente de Administración y Finanzas de Imelsa, teniendo similar

cargo Emel, Novanet (Grupo CGE) y Megasalud (CChC).

Ministerio de EnergíaCARLOS BARRÍA es el nuevo jefe de la División de Prospectiva y Análisis de Impacto Regulatorio del Ministerio de Energía. Fue director ejecutivo de GPM-A.G. Es ingeniero civil y magister en ciencias de la Ingeniería de la Pon-tificia Universidad Catrólica de Chile,

además de ser graduado del Programa de Alta Dirección de Empresas PADE del ESE Business School de la Universidad de los Andes.

Siemens Gamesa ACUERDA CONTRATO DE MULTITECNOLOGÍA CON PATTERN ENERGY EN ESTADOS UNIDOS

diagnóstico de fallas a todos los niveles, visor de gráficos de tendencias mediante Elispe Trend Explorer, historiador de datos a largo plazo con análisis de datos de recursos en Excel, Python, creación de informes pre-formateados mediante MS Reporting Services” se indicó.

“Su desarrollo tiene valor en alternativas como estructuras de redun-dancia que garantizan una alta disponibilidad del sistema Scada, visua-lización de pantallas en equipos móviles (celulares) dado su desarrollo para HTML5, múltiples protocolos (como DNP3, IEC 101/104, ICCP, etc.), y drivers (más de 450 desarrollados para distintos fabricantes). El software Elipse tiene características especiales que permiten desarrollar aplicaciones de parques, subestaciones, proporcionar operación local y remoto, al mismo tiempo que funciona como Protocol Gateway”, agregó Conecta.

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