Tiempos de cambios en el SING

Acenor propone sistema alternativoal estampillado en transmisión

Equipamiento de seguridaden centrales de generación

Gerente general de Alto Maipodesmitifica críticas a la iniciativa

187ISSN 0717-164

octubre 2015 | Año 24www.revistaelectricidad.cl

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MARIA ELENA - 72,8 MW, Antofagasta, Chile

SunEdison Inc. (NYSE: SUNE)

SunEdison cuenta con más de55 años de experiencia y milesde empleados alrededor delmundo.

SunEdison ha interconectadomás de 1000 plantas de energía renovable que suman una capacidad total de 3,2 GW.

SunEdison ha estructurado la�nanciación de más de $10 billones.

SunEdison está presente en más de 35 países alrededor del mundo y dispone centros de fabricación en tres continentes.

LIDERANDO EL FUTUROENERGÉTICO EN CHILE

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Sumario

EDICIÓN Nº 187 | Revista Electricidad | ISSN 0717-1641 | www.revistaelectricidad.cl

Encuéntranos en:

Montaje eléctrico en Región de Antofagasta

Foto: Juan Carlos Recabal.

187ISSN 0717-164

octubre 2015 | Año 24www.revistaelectricidad.cl

Tiempos de cambios en el SING

Acenor propone sistema alternativoal estampillado en transmisión

Equipamiento de seguridaden centrales de generación

Gerente general de Alto Maipodesmitifi ca críticas a la iniciativa

PORTADA.indd 1 08-09-15 17:27

GRUPO EDITORIAL EDITEC • Presidente: Ricardo Cortés D. / Gerente General: Cristián Solís A. / Gerente Comercial: Julio Herrera M. / Gerente de Conferencias y Estudios: Nelson Torres A. / Gerente Adm. y Finanzas: Víctor Vicuña C./ Gerente Zona Sur: Rodrigo Infante V.

Consejo Editorial: Eric Ahumada, Pedro Cruz Vine, Francisco Danitz, Annie Dufey, Loreto Gómez, María Isabel González, Cristian Hermansen, Roger Mellado, Sergio Palacios, Alejandro Sáez, y José Antonio Valdés.

Director:Roly Solís

Editora: Daniela Maldonado

Periodista: Roberto Valencia

Redacción Comercial: Rodrigo Fuentes

Fotografías:Juan Carlos Recabal / Archivo ELECTRICIDAD

Diseño y Producción: Ediarte S.A.

Director de Arte: Alfredo Eloy

Diseño y Producción Gráfica: Andrés Núñez

Impresión: Sistemas Gráficos Quilicura S.A.

116

5 Editorial

17 Energía Capítulo chileno del Cigré analizó impactos por reforma a la transmisión

20 Sociales Seminario Cigré

21 Sociales Editec celebró 35 años de Revista MCH y premió a comunicadores

22 Cara a Cara Proyecto eólico en Hualpén: ¿Afecta a las aves de la zona?

25 Energía Transmisión: Acenor propone sistema alternativo al estampillado

29 Informe Técnico Equipamiento de seguridad en centrales de generación

Reportaje Central Tiempos de cambios en el SING

Entrevista CentralLuis Knaak, gerente general de Alto Maipo, desmitifica algunas críticas a la iniciativa.

31 Empresas

La apuesta tecnológica de Jorpa Ingeniería

33 Escenario Energético

36 Informe Técnico

Mantenimiento en centrales ERNC

41

Avances del valor compartido entre empresas eléctricas y comunidades

43 Columna de Opinión

Raúl Montoya, seremi de Energía de la región de Arica y Parinacota

45 Mercado Eléctrico

47 Catálogo de Productos

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AMANECER SOLAR CAP - 100 MW, Atacama, Chile

ROLLINS MARS HILL - 60 MW, Lincoln, Maine US

MARIA ELENA - 72,8 MW, Antofagasta, Chile

SunEdison Inc. (NYSE: SUNE)

SunEdison cuenta con más de55 años de experiencia y milesde empleados alrededor delmundo.

SunEdison ha interconectadomás de 1000 plantas de energía renovable que suman una capacidad total de 3,2 GW.

SunEdison ha estructurado la�nanciación de más de $10 billones.

SunEdison está presente en más de 35 países alrededor del mundo y dispone centros de fabricación en tres continentes.

LIDERANDO EL FUTUROENERGÉTICO EN CHILE

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Editorial

Para concretar la integración se tiene que juntar un país

deficitario con un país excedentario, por lo que la pregunta

es si los países exportadores tendrán la posibilidad de

asegurar una estabilidad tanto en el suministro como en

los precios.

Por otra parte, ya se preparan los estándares que regularán

esta integración. Se trata de un trabajo de alta complejidad

y que no involucra nuevas leyes, sino que protocolos entre

países. La gran inquietud que surge en este sentido es si

se respetarán frente a discrepancias.

Se espera que la interconexión

regional esté funcionando en

2020, sin embargo, aún que-

da por superar trabas políticas.

Especialmente en el caso entre

Chile y Bolivia, donde la alianza

no avanzará hasta que se supe-

ren las diferencias entre ambos

países. A esto se suman las des-

confianzas que aún quedan tras lo ocurrido con la importa-

ción de gas desde Argentina, las cuales se deberían disipar

una vez que se consolide la exportación de electricidad,

autorizada a AES Gener, a través de la línea Andes-Salta.

Los especialistas sugieren tomar múltiples precauciones

para no quedar expuestos a problemas de suministro y, en

este sentido, los desafíos y las preguntas sin respuesta son

varias. Un paso en el debate se dará en la XIII versión del

Foro Eléctrico del SING, donde expositores nacionales e

internacionales detallarán sus posturas.

Sin prisa, pero sin pausa, la integración energética regional

da sus primeros pasos.

omo una prioridad estratégica para Chile,

y como uno de los pilares fundamentales

de la Agenda de Energía, ha sido definida

la integración energética regional. Tanto la

Presidenta Michelle Bachelet como el ministro de Energía

Máximo Pacheco han sido enfáticos en señalar que la

voluntad de integrarse con los países vecinos está y que

se avanza según lo planificado.

En una nueva versión del Consejo de Ministros de Energía

del SINEA (Sistema de Interconexión Eléctrica Andina) rea-

lizada en Santiago, y donde

participaron los ministros de

Energía de Chile, Colom-

bia, Ecuador, Perú y Bolivia

(como observador), se de-

jaron claros los beneficios.

Se señala que se robuste-

cen los sistemas eléctricos,

logrando una reducción de

costos (con US$800 millo-

nes de ganancias a valor presente). A esto se suma la

diversificación de los recursos, lo que hace que cada uno

pueda aprovechar sus ventajas competitivas. En el caso

de Chile, incluso surgen algunas voces que plantean que

con el potencial solar y geotérmico del norte, podríamos

convertirnos en exportadores de energía.

Los estudios del BID señalan que para concretar la integra-

ción hacen falta 1.900 kilómetros de líneas de transmisión

con una inversión de US$1.500 millones. Gran desafío

técnico, pero perfectamente manejable con las tecnologías

que ya se han aplicado exitosamente en Centroamérica,

Norteamérica y Europa. Las mayores restricciones vendrían

más bien por las áreas comercial y política.

C

Para concretar la integración se tiene que juntar un país deficitario con un país excedentario, por lo que la

pregunta es si los países exportadores tendrán la posibilidad de asegurar

una estabilidad tanto en el suministro como en los precios.

Primeros pasos Integración eléctrica regional

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Bajos costos marginales y el ingreso de nuevas iniciativas solares y GNL son parte del actual estado que vive el sistema eléctrico del Norte Grande, cuyos desafíos miran a la integración de las operaciones con el SIC, la regulación de los intercambios con Argentina y la clasificación de líneas de transmisión.

Interconexión, precios y nuevos proyectos

Tiempos de cambios en el SING

Gran parte de los proyectos que ingresan al SING son ERNC, especialmente solares fotovoltaicos, como la planta San Pedro III (de Rijn Capital) en la zona de Calama.

Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

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ientos favorables corren en el

Sistema Interconectado del

Norte Grande (SING) en cuan-

to a su actual nivel de precios,

nuevos proyectos en construcción, incremento

de la demanda y en los preparativos para la inter-

conexión con el SIC y el intercambio de energía

con Argentina.

De acuerdo al reporte de septiembre de Genera-

doras de Chile, la actual capacidad instalada del

SING llega a 4.142 MW, de los cuales el 50,7%

de la generación provino del carbón, seguida

por GNL (35,5%); fuel oil (4,5%); diésel (3,3%);

eólico (2,2%), y solar (2,2%), entre otras fuentes.

La generación térmica del sistema acumula un

total de 95%. Según el reporte de septiembre de

Systep la generación de E-CL en diésel, carbón

y GNL llegó a 735 GWh a agosto, mientras que

AES Gener registró 578 GWh, y Gas Atacama

131 GWh en el mismo periodo.

El documento de Generadoras de Chile indica que

las ventas de energía en este sistema alcanzaron

los 1.399 GWh, lo que representa un aumento de

5,9% respecto al mismo periodo de 2014. Este

escenario al alza también es señalado en el infor-

me de Systep, donde se estima que en 2015 la

demanda eléctrica crecerá 10,4%, “impulsada por

la toma de carga de nuevos proyectos industriales”.

Demanda y preciosDaniel Salazar, director ejecutivo del CDEC SING,

destaca los positivos indicadores que muestra el

sistema: “el costo marginal del presente año se

ubica en torno a US$55 por MWh, los proyectos

de generación en construcción están por sobre

los 2.400 MW (21,4% gas natural; 35,1% carbón

y 43,5% ERNC) y el crecimiento de la demanda

está en 5,7%, lo que confirma que se trata de un

sistema eléctrico adaptado a los requerimientos

de la demanda local”.

Ramón Galaz, gerente general de Valgesta, co-

menta a Revista ELECTRICIDAD que el actual

nivel de costos marginales en el SING responde

V también a la baja en el precio del carbón, petróleo

y gas natural.

En cuanto a la demanda dentro del sistema, Galaz

señala a este medio que su crecimiento está

sujeto a la implementación de nuevos proyectos

mineros, “que producen escalones importantes de

demanda la cual viene creciendo, pero no como

se proyectaba hace dos o tres años atrás, debido

a la menor producción minera”.

Para María Isabel González, gerente general de

Energética, los precios que presenta el sistema

“son coherentes con el costo de desarrollo de

estas tecnologías, con un fuerte predominio de

centrales a carbón y gas natural”.

ProyectosLos nuevos proyectos que ingresan al sistema

también contemplan las futuras interconexiones

que alista el SING, tanto con el SIC como con los

países vecinos, donde surgen nuevos desafíos.

Según el reporte de Systep, “dentro de los próxi-

mos 12 meses se espera la puesta en operación

de 9 proyectos solares por un total de 431 MW,

de los cuales 106 MW entrarían en la segunda

mitad de 2015. También se espera la entrada en

operación de la central Cochrane I en la primera

parte de 2016”.

Ramón Galaz destaca el futuro ingreso de los

proyectos GNL de Cochrane (de AES Gener)

por 531 MW, y Kelar (de BHP Billiton) por 517

MW, pues “producirán un aumento de la oferta

bastante importante, lo que generará un impacto

en el sistema”.

A juicio de María Isabel González, “la incorporación

de fuentes ERNC en lo que se refiere a solar y

eólica ha sido muy activa y seguirá siéndolo en

los próximos años”.

InterconexiónPara Andrés Romero, secretario ejecutivo de la

Comisión Nacional de Energía, la interconexión

SIC-SING planteará “nuevas oportunidades, tanto

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para instalarse en la zona y generar para todo el

país, como para que buenas ofertas desde el SIC

lleguen al SING con mayor competencia”.

Carlos Finat, secretario ejecutivo de Acera, afirma

a Revista ELECTRICIDAD que la interconexión

supondrá que “las reservas de ambos sistemas

quedarán disponibles para enfrentar las variacio-

nes de generación de las centrales fotovoltaicas

y eólicas”.

Daniel Salazar asegura que aún se trabaja con

el CDEC SIC para la integración de los equipos

de cada CDEC. “Se está trabajando de mane-

ra transversal con todos los líderes técnicos de

cada CDEC, con el fin de elaborar el diseño del

programa de trabajo (técnico y organizacional)

para la realización de estudios, homologación

de procesos y procedimientos, identificación de

brechas, caracterización de sistemas de informa-

ción, identificación de las políticas de operación

y manejo de reservas existentes, y la formación

o entrenamiento que se requiere, entre otros”,

precisa el director ejecutivo del CDEC SING.

DesafíosEn este escenario, María Isabel González señala

a Revista ELECTRICIDAD que los desafíos pen-

dientes van por el lado de “poner en servicio las

nuevas obras de transmisión para que se logre

mayor seguridad en el servicio, costos más bajos

en la operación del sistema y facilitar la integración

de energías renovables”.

En esta línea Andrés Romero advierte que el SING

presenta problemas en la calificación de las líneas

Capacidad instalada en el SING a julio de 2015.

Fuente: Generadoras de Chile A.G.

3,3%2,2%

1,0% 0,4%

0,25%2,2%

50,7%

35,5%

4,5%

SING Capacidad (MW)

Gas Natural 1.468,7

Carbón 2.099,7

Fuel Oil 185,5

Diesel 138,7

Eólico 90,0

Diesel + Fuel Oil 40,8

Cogeneración 17,5

Pasada 10,2

Solar 91,6

TOTAL 4.142,8

Carlos Finat, director ejecutivo de Acera. Ramón Galaz, gerente general de Valgesta.

Andrés Romero, secretario ejecutivo CNE. Daniel Salazar, director ejecutivo CDEC SING.

María Isabel González, gerente general de Energética.

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de transmisión, “porque varias líneas que hoy son

adicionales están transformadas en troncales y

ahí las compañías mineras tratan de que nadie

más les ocupe la línea, pero nosotros estamos

velando por la robustez global del sistema y no la

provisión específica de una compañía”.

Otro desafío para el SING es despejar el tema

regulatorio en los intercambios de energía hacia

Argentina, a través de la línea Andes-Salta, de

345 kV perteneciente a AES Gener. Daniel Sa-

lazar explica que “nos encontramos ad-portas de

finalizar los requerimientos técnicos solicitados

por CDEC-SING a Gener, y la definición de los

protocolos de coordinación con Cammesa (la

compañía administradora del mercado mayorista

eléctrico trasandino).

“Se están afinando los últimos detalles para que

durante el mes de septiembre se marque un hito

histórico y se inicien los primeros envíos desde

Chile hacia Argentina, conforme lo establece el

Decreto de Exportación recientemente dictado”,

agrega el ejecutivo del CDEC SING.

En esta línea, María Isabel González, afirma que

las perspectivas de exportación de energía a

países vecinos “son alentadoras”, aunque advierte

Conclusiones

• El SING vive un escenario favorable en cuanto a demanda y precios de costos marginales, los cuales experimentan una tendencia a la baja.

• Nuevos proyectos, de energía solar y GNL, ingresarán en el futuro al sistema, en el marco de la interconexión con el SIC y los intercambios de energía con Argentina.

• Además de los procesos de interconexión, los desafíos para el SING apuntan a despejar incertidumbres con la clasificación de líneas de transmisión y los temas regulatorios con el intercambio energético con Argentina.

que este tipo de iniciativas “no debiese permitir que

afecte ni la calidad ni los precios para los clientes

nacionales”.

A juicio de Carlos Finat, desde el punto de vista

comercial, “la posibilidad de realizar intercambios de

energía con Argentina, le abre a los desarrolladores

ERNC un mercado muy atractivo, por lo que espera-

mos que las autoridades chilenas logren establecer

un marco normativo que garantice el respeto a los

contratos entre empresas chilenas y argentinas”.

El ejecutivo comenta que otro desafío relevante

para las ERNC en la zona “es obtener PPA que

respalden sus proyectos. Esas plantas, tal como

lo mostró el resultado de la licitación de suminis-

tro para distribuidoras de fines de 2014, están en

condiciones de competir ventajosamente con las

centrales termoeléctricas”.

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El vicepresidente de Ingeniería y Construcción de AES Gener señala a Revista ELECTRICIDAD que la generación de la central se destinará a Santiago, al tiempo que desmitificó algunas críticas a la iniciativa.

uis Knaak, vicepresidente de

Ingeniería y Construcción de

AES Gener y el ejecutivo a

cargo de uno de los proyectos

más emblemáticos de la generadora se define

como un amante de los motores. “Cuando

estuve en Estados Unidos compraba autos y

los reparaba. Me gustan los muscle car y los

fines de semana me dedicaba a trabajar en

motos y autos para refaccionarlos”.

La pasión por los motores y su potencia ahora

la está enfocando en la realización del proyecto

Alto Maipo, central que ya cuenta con un 20%

de avance y que contempla un total de 531

MW que se destinarán en su gran mayoría

L al consumo de Santiago, asegura Knaak,

junto con desmitificar algunos puntos de

la iniciativa.

¿Cuáles son las principales innovacio-

nes que presenta Alto Maipo?

Este proyecto tiene la gran ventaja de usar

la caída del agua (de 1,5 kilómetros), es-

pecialmente la presión. Además, el flujo de

agua que necesita es menor que las plantas

hidráulicas tradicionales. En este contexto

utilizamos turbinas Pelton que tienen caídas

de más de mil metros, lo que hace al proyecto

único a nivel mundial y significó varios de-

safíos tecnológicos que ya fueron resueltos

por el contratista.

Luis Knaak, gerente general del proyecto

Menos del 30% de energía de Alto Maipo es para minera Los Pelambres”

“

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Luis Knaak, gerente general de Alto Maipo.

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• Generación a Base de Energía Mini–Hidráulica.• Generación Eólica.• Generación Solar.• Generación Termoeléctrica a Base de Biomasa/Biogás.• Generación Geotérmica. Capítulo III: Centrales ERNC del Sistema Eléctrico

• Mini–Hidro.• Eólicas.• Centrales Solares.• Centrales Termoeléctricas a base de Biomasa/Biogás.

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¿Dónde se concentraron los desafíos

tecnológicos de las obras?

Más del 90% del proyecto son obras subterrá-

neas. La gran ventaja para generar electricidad

es la altura y eso significa tener 67 km de

túneles, siendo un proyecto de ingeniería en

zonas donde nieva muchísimo. En paralelo

estamos construyendo nueve túneles para

después pasar a las cavernas y la instalación

del equipamiento electromecánico. El otro

tema que lo hace único es la inversión de

US$2.050 millones para un proyecto de 531

MW, lo que es bastante alto.

Un tema polémico ha sido el uso de las

aguas de la zona, ¿Qué ocurrirá con el

recurso en este caso?

Esta central de pasada devuelve toda el agua

que utiliza del río Maipo y esa agua vuelve seis

kilómetros antes de la planta de tratamientos

de Aguas Andinas. Es totalmente falso que

el proyecto va a tomar el agua de Santiago,

porque los derechos que tenemos son no

consuntivos, es decir, permiten emplear el

agua sin consumirla.

El proyecto contempla una generación

anual de 2.464 GWh, ¿esta estimación

se mantiene con la baja hidrología de

los últimos años?

Efectivamente los últimos seis años han sido

con bastante baja hidrología, pero la verdad

es que Alto Maipo es una central de deshielo

que utiliza el agua de la nieve. No creemos que

sea correcto extrapolar una situación hidroló-

gica de seis años para una planta que estará

funcionando por 50 o 60 años.

¿Se han reunido con las agrupaciones

que rechazan públicamente el proyecto?

Hemos tratado de tener acercamiento con

ellos, pero estos esfuerzos han sido infruc-

tuosos, lo que lamentamos, por cierto, pero

seguimos conversando constantemente con la

comunidad y los vecinos de San José de Maipo.

¿Qué aspectos desmitificaría en torno a

las críticas que se les han hecho?

Se ha dicho que se van a secar los ríos, pero

tenemos un compromiso y estamos midiendo

con la gente local cómo se están comportando

hoy los ríos sin el proyecto operando y eso

mismo después lo vamos a hacer una vez que

ingrese en operación. Nuestra intención es ser

lo más transparente posible, porque somos un

vecino que está en la zona desde 1923, con la

Central Maitenes y queremos seguir estando

por muchos años más.

Mucho se habla del impacto visual

también.

El 90% de la obra es subterránea. El mejor

ejemplo que tenemos es la central de Alfafal

I, que desde 1991 pasa desapercibida por la

comunidad. Lo que vamos a tener con Alfalfal

II y Las Lajas (centrales que forman parte del

proyecto Alto Maipo) es exactamente igual a

Alfalfal I. El proyecto solo tiene 17 km de líneas

de transmisión, porque una de sus ventajas es

estar ubicado cerca de Santiago.

¿Cuánta de la energía que generarán se

consumirá en Santiago?

Es una planta que va a estar dedicada a San-

tiago. Se ha dicho que será para la minería,

pero menos del 30% de la energía de Alto

Maipo va ir a la demanda existente en minera

Los Pelambres (de Antofagasta Minerals).

Luis Knaak afirma que el 90% de las obras de Alto Maipo son subterráneas.

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

LA INSTANCIA, DESARROLLADA EN EL MARCO DEL PROCESO PARTICIPATIVO ENERGÍA

2050, REALIZÓ UN ANÁLISIS CON UN NIVEL DE PROFUNDIDAD INÉDITO EN CHILE SOBRE

LOS IMPACTOS DE MAYORES NIVELES DE PARTICIPACIÓN DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES

NO CONVENCIONALES (ERNC) EN LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS.

MINISTERIO DE ENERGÍA PRESENTA CONCLUSIONES DE L A MESA ERNC

Durante 10 meses (octubre 2014 - agos-to 2015) el Ministerio de Energía lideró un proceso participativo con actores de los sectores público, privado, aca-

démico y social en torno a una interrogante: ¿cuáles son las implicancias operacionales y económicas de la inclusión de las energías re-novables no convencionales (ERNC) sobre los sistemas eléctricos?La pregunta, de alguna forma, devela el grado de madurez de la discusión en torno a las ERNC en el país. De estudiar potenciales se pasó a un diálogo que, en sus supuestos, reconoce un creciente porcentaje de energías renovables en la matriz energética, que viene de la mano con el grado de competitividad que han alcanzado en Chile. ¿Cuánto es econó-micamente eficiente? o ¿cómo impactan en el sistema las energías variables como la eólica y la solar fotovoltaica?, forman parte de las interrogantes que la Mesa ERNC estudió por casi un año y que re-cientemente evacuó sus conclusiones. Para Christian Santana, jefe de la División de Energías Renovables del Ministerio de Energía, definir los impactos de las ERNC en los sistemas eléctricos no es un

ejercicio que pueda ser resuelto por una entidad, pues los antecedentes que se requieren “no están en una sola mano, sino que en diversos actores”. De ahí la importancia del proceso participativo.El trabajo, que tuvo a la Universidad de Chile como secretaría técnica, a cargo de Rigoberto Torres y el apoyo de la cooperación alemana Deutsche Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit (GIZ), financiado por el Ministerio del Medio Am-biente alemán, se realizó a través de talleres, con un carácter ampliado, informativo y consultivo, y rondas de trabajo, de carácter técnico basado en el análisis de un grupo de expertos.“Gracias a este ejercicio no solo pudimos compar-

tir distintas visiones; también logramos recopilar la mejor información disponible, definir supuestos y metodologías para abordar un problema de alta complejidad técnica, y debatir sobre las impli-cancias de los resultados obtenidos”, sintetiza Santana.La Mesa ERNC se dividió en dos ciclos. En el primero se exploraron futuros posibles para la evolución de la matriz de generación eléctrica. De este ejercicio se seleccionaron con la ronda de expertos 10 escenarios que comprenden el periodo 2015-2035. “La elaboración de escenarios son ejercicios teóricos que tratan de reflejar parcialmente

la realidad, aproximaciones de lo que puede ocurrir. Sin embargo, cuando se realizan proyecciones a 20 años, por limitaciones metodológicas, se pierde sensibilidad y hay características y cos-tos operacionales que no se pueden capturar”, advierte Santana sobre los alcances de este ciclo del proceso.“Los escenarios de largo plazo analizados muestran que las ERNC van aumentando su participación. Como las simulaciones buscan los óptimos económicos, indican que sería eficiente la expansión con ener-

Participantes del Taller Final de la Mesa ERNC.

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gías renovables bajo los supuestos considerados en los escenarios, sin considerar aún los costos no capturados por ese ejercicio. Entonces, la principal materia de debate son esos costos, en particular si se puede seguir siendo eficiente con una penetración significativa de energía variable (principalmente eólica y fotovoltaica)”. El segundo ciclo, finalizado en agosto, se con-centró precisamente en las cuestiones relativas a la operación de corto plazo y en la cuantificación de los costos no considerados en los análisis de largo plazo. Para ello, se simuló la operación horaria de un año (2029) de un escenario con alta participación eólica-fotovoltaica, definido por la ronda de expertos, considerando las res-tricciones de seguridad y calidad de servicio que se imponen a la gestión de los sistemas eléctricos, así como la operación de un único sistema SIC+SING ya interconectado.

CONCLUSIONES DE LA MESADel trabajo de la Mesa, explica Christian San-tana, se desprende que incluso bajo supuestos probablemente conservadores, que no cuestio-nan las actuales condiciones de operación de los sistemas y no consideraron la incorporación de más almacenamiento de energía que puede

contribuir a gestionar la variabilidad, es posible alcanzar un 20% de participación eólica y fo-tovoltaica en la generación eléctrica anual con inexistencia de costos significativos. Este aporte, sumado al de otras fuentes renovables como la hidroeléctrica, permitiría cubrir más de un 60% de la demanda eléctrica anual. (Ver recuadro).La incorporación significativa de energía variable se traduce en un uso más intensivo del parque termoeléctrico e hidroeléctrico para gestionar el sistema eléctrico. Sin perjuicio de ello, la Mesa también exploró que es posible alcanzar de mane-ra eficiente una participación de energías renova-bles variables a niveles del orden de 30%, siempre y cuando sea técnica y económicamente factible aumentar la flexibilidad operacional del sistema.La respuesta a la cuestión de cuán flexible es en la actualidad nuestro parque termoeléctrico queda abierta. Por lo mismo, se identifican las bondades de disponer de GNL como complemento a las ERNC variables. “Pare-ce razonable contar con una mayor cantidad de gas natural porque es un combustible que otorga flexibilidad al sis-tema, lo que permitiría

acompañar de mejor manera la variabilidad de las ERNC (eólica y fotovoltaica)”, explica Santana.Junto a las características del parque termoeléc-trico, contribuyen a la flexibilidad la operación optimizada del sistema eléctrico nacional una vez que se interconecte el SIC con el SING, don-de ambos sistemas compartan reservas; bajos niveles de congestión de la transmisión, lo que está alineado con la expansión con holguras que busca la modificación legal sobre transmisión actualmente en tramitación; un manejo optimi-zado de las reservas que permita ir incorporando el aprendizaje sobre el comportamiento de la generación eólica y fotovoltaica de las distintas zonas del país, y sistemas de pronóstico de cor-to plazo para la generación renovable con baja incertidumbre.La información del trabajo realizado por la Mesa de ERNC puede ser descargado del sitio web de Energía 2050 (www.energia2050.cl)

Año Renovable ERNC ERNC var (EF)(*)

2020 54 - 57 17 - 19 12 - 122025 49 - 62 18 - 30 10 - 242030 56 - 71 21 - 49 11 - 30

Participación en matriz de Generación [%]

(*) ERNC variable (eólico y fotovoltaico)

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“La principal conclusión del proceso de la Mesa ERNC de Energía 2050 ha sido rea-firmar la competitividad de las ERNC, que permite proyectar escenarios en los que el óptimo técnico-económico para el desarrollo de la matriz de generación para el año 2030 corresponde a una participación de más de un 30% de energía proveniente de centrales eólicas y solares fotovoltaicas. Si a lo ante-

rior se agregan las demás fuentes ERNC, la participación total del sector para dicho año podría superar el 35%.Otra conclusión muy importante es el impacto que tiene la flexibilidad operacional de las centrales convencionales en la penetración óptima de las ERNC variables. Con los pará-metros que las centrales convencionales han informado a los CDEC, la penetración óptima

de ERNC se ve limitada y cae a un valor en torno al 20%. Sin embargo, cuando el mismo análisis se realiza imponiéndole a las cen-trales convencionales nacionales parámetros operacionales similares a los que las mismas unidades tienen en sistemas eléctricos de otros países, esa restricción se levanta casi en su totalidad y el óptimo se acerca a los porcentajes indicados”.

Carlos Finat, Director Ejecutivo de ACERA

“Debe existir una instancia de revisión normativa que armonice la operación de ERNC con las centrales convencionales y los esquemas de operación actual de los sistemas eléctricos. Son variados y nume-rosos los puntos donde es posible modificar la normativa técnica, de manera de permitir una alta penetración ERNC, y que la variabilidad de estas tecnologías no afecte la seguridad y calidad de servicio del sistema. Por ejemplo, en materia de pronósticos de generación de centrales fotovoltaicas y eólicas, hay muchos operadores de sistemas que despachan en función de pronósticos centralizados, y nosotros

lo hacemos en función de los pronósticos individuales de generación de cada propietario, lo que implica una alta “variedad” a la hora de estimar el potencial diario de generación”. Romero cree que para una alta penetración de ERNC se debe aumen-tar la flexibilidad de los sistemas, tanto en infraestructura como en operación. “Es abundante la experiencia internacional de adecuación de redes y protocolos para una penetración importante de energías renovables, algunas exitosas y otras no tanto. Estamos estudiando y evaluando las mejores técnicas, y analizando su aplicación en Chile”.

Andrés Romero, Secretario Ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE)

“Una de las conclusiones más importantes del trabajo desarrollado por la Mesa ERNC 2050 es haber determinado un rango en el cual se encontraría una integración eficiente de ERNC, incluyendo los costos de inversión en un análisis de largo plazo, conforme a los supuestos y modelación realizada. Estos re-sultados son coherentes y permiten reforzar las conclusiones obtenidas en los estudios realizados por CDEC-SING.Entre estas se destaca la importancia de contar con mecanismos que permitan flexibilizar el parque generador, mediante el reconocimiento del incremento de costos de un mayor régi-

men operativo, en particular las partidas y detenciones a las que se vería afecto el par-que generador convencional, tal como fuera planteado en el último estudio publicado por CDEC-SING”. Respecto de los retos que se plantean al SING, Valenzuela explica que “el principal tiene relación con las características técnicas del parque generador, en donde hay una presencia mayoritaria de centrales térmicas para gestio-nar las ERNC, que tienen como característica tasas de variación de carga muy lentas. En este aspecto, las unidades generadoras de ciclo combinado constituyen un recurso importante

producto de su mejor desempeño en el control de frecuencia, por lo que contar con mayor disponibilidad de gas natural a precios compe-titivos, permitiría mitigar estas restricciones. Por otro lado, resulta crucial incorporar nuevas tecnologías que logren mitigar estas restric-ciones. Como CDEC-SING hemos avanzado al respecto. Hablamos por ejemplo, del con-trol automático de generación (AGC), que se encuentra ya en etapa de ingeniería para su implementación en el SING durante el próxi-mo año. Asimismo es necesario desarrollar herramientas de predicción del recurso ERNC a nivel sistémico o global.

Patricio Valenzuela, Jefe de Departamento Operaciones CDEC-SING

“El trabajo realizado por la Mesa fue importante y con alta participación de los integrantes del sector eléctrico, lo que permitió consensuar ideas y se logró un entendimiento común de los desafíos que implica el ingreso masivo de las ERNC. En términos de resultados, destacar que el estudio determinó que existe un rango óptimo de penetración de ERNC que en el largo plazo, en un principio, no debe superar el 30%, de lo contrario los costos operacionales de los sistemas pueden resultar mayores que los beneficios de seguir integrando ERNC; que las ERNC por si solas no resuelven el abastecimiento futuro de la demanda y que su ingreso debe ir acompañado de nuevos aportes de energías de fuentes convencionales, idealmente centrales de embalse con capa-

cidad de regulación y un parque térmico con características técnicas que le otorguen flexibilidad. También es importante una normativa que establezca nuevos servicios complementarios donde se reconozca los costos en que debe incurrir el sistema al prestar características de seguimiento al aporte de ERNC variable. Otro aspecto que quedó en evidencia es que en la actualidad no se cuenta con herramientas/modelos de planificación hidro/térmicos adecuados que permitan analizar en detalle los efectos de la operación de los sistemas eléctricos con alto aporte de ERNC y por ende todos los estudios que se efectúan hoy tienden a subvalorar los reales costos de su integración”.

Juan Salinas Ulloa, Gerente de Mercado CDEC de Colbún

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Esta estimación fue destacada en el seminario del capítulo chileno del Cigré “Análisis e Impactos de la Nueva Regulación en Transmisión”, donde se mostraron estudios de la Comisión Nacional de Energía y de la Universidad Católica que proyectan menores precios por el aumento de la competencia en el mercado eléctrico local.

ostos menores para el sistema

eléctrico son uno de los prin-

cipales impactos que tendrían

las modificaciones a la Ley de

Transmisión que se revisan en el Congreso. Este

fue uno de los ejes destacados en el seminario

“Análisis e Impactos de la Nueva Regulación en

Transmisión”, realizado por el comité chileno del

Cigré en el edificio de la Sofofa.

Andrés Romero, secretario ejecutivo de la Co-

misión Nacional de Energía (CNE) expuso en el

primer panel del encuentro sobre los contenidos

de la iniciativa legal, afirmando que los cambios im-

plicarán menores costos “entre US$10 a US$20

por MWh, producto de menores riesgos que se

introducen al sistema, en el precio de oferta”.

La proyección de menores precios también fue

analizada por Hugh Rudnick, director de Systep

y académico de la Universidad Católica, quien

expuso sobre los impactos de la ley en el mercado

nacional, señalando que la expansión con holgu-

Cras en la transmisión “reduce el riesgo de variabilidad

de los costos marginales”.

“Un estudio del profesor de la PUC, David Watts, iden-

tifica que hay una serie de beneficios a futuro entre

los que se encuentra minimizar los costos variables

de generación en US$1 a US$5, logrando una me-

nor variabilidad esperada de estos costos marginales,

gracias a más holguras en el sistema”, precisó Rudnick.

El académico planteó, además, que la mayor capacidad

de transmisión también reduce los costos de generación

Beneficios proyectados

Futura ley de transmisiónbajaría costos del sistema hasta en US$20 por MWh

Primer panel del seminario Cigré abordó el contenido del proyecto de ley que modifica el sistema de transmisión.

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ineficiente de largo plazo, por lo que “los precios

de la energía pueden pasar de US$110 MWh a

US$80 MWh”.

En esta línea, Rudnick mencionó que estos cam-

bios también mejorarían los precios en las futu-

ras licitaciones de suministro, “donde volvamos

a los precios que veíamos al inicio de nuestros

procesos de licitaciones: US$80-US$90 como

precios promedio, además de mejores usos en

franjas del territorio y menores conflictos con las

comunidades”.

A su juicio, habrá un aumento en los costos de

transmisión, aunque estos serán “más que supera-

dos por la reducción de los precios de generación

por la mayor competencia”.

Servicios ComplementariosDurante su exposición, Andrés Romero dijo que

en febrero de 2016 se espera implementar un

sistema de valorización de costos en servicios

complementarios.

El proyecto de cambios a la transmisión dispone

que, “en caso de que se pueda crear un mercado

de servicios complementarios, se aplicará una

fórmula que sea más transparente y más clara en

términos de definición de precios para generar un

mercado atractivo”, sostuvo Romero.

Panel de ExpertosOtro punto de discusión importante apuntó a los

cambios en las normas que rigen para el Panel de

Expertos, los que también son incluidos en la iniciativa

legal del Gobierno.

Fernando Abara, director de Abara & Cía. Aboga-

dos, planteó su preocupación por la posibilidad de

que los dictámenes de esta instancia no puedan ser

vinculantes para la autoridad, específicamente para

la Superintendencia de Electricidad y Combustibles

(SEC) y para la CNE.

Al respecto, Andrés Romero aclaró que los dictáme-

nes del Panel “van a ser completamente vinculantes

para la CNE y la SEC en caso de que sean parte del

proceso”, asegurando que el objetivo de la regulación

del proyecto es que los fallos del Panel de Expertos

no se extiendan a actores que no son parte de las

controversias.

“Hoy la resolución del Panel es vinculante para la

autoridad. Para nosotros eso es una rareza jurídica y lo

que estamos tratando de solucionar es esto”, agregó.

De acuerdo a Romero, otro aspecto que contiene el

proyecto en la regulación del Panel de Expertos es

que no se cuestione la juridicidad de la actuación de

la administración pública.

“Para nosotros eso es completamente anómalo desde

el punto de vista del ordenamiento jurídico que nos

rige como país, porque el control de juridicidad de

los actos de la administración está radicado en la

Contraloría General de la República. No es que no

queramos tener un control, pero creemos que disputas

jurídicas no pueden llevarse a un Panel que no es

jurídico”, precisó el secretario ejecutivo de la CNE.

El proyecto de cambios a la transmisión dispone que, en caso de que se pueda crear un mercado de servicios complementarios, se aplicará una fórmula que sea más transparente y más clara en términos de definición de precios para generar un mercado atractivo”, sostuvo Andrés Romero, secretario ejecutivo de la CNE.

Ejecutivos de empresas, CDECs, académicos y especialistas asistieron al evento del Cigré en el edificio de la Sofofa.

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l Sociales

Autoridades de la Comisión Nacional de Energía, académicos, ejecutivos de empresas generadoras y transmisoras, representantes de los CDECs y dirigentes de gremios del sector, se reunieron en el edificio de la Sofofa durante el seminario del capítulo chileno del Cigré “Análisis e Impactos de la Nueva Regulación en Transmisión”, donde se revisaron los contenidos del proyecto de ley y sus impactos en este segmento de la industria.

Fotos: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

Seminario Cigré analizó cambios a ley de transmisión

Bernardo Bravo, jefe Área Planificación Técnica de Chilectra; Diego Pizarro, jefe Departamento de Desarrollo y Gestión de Proyectos del CDEC SIC, y José Antonio Lobo, director de Desarrollo para América Latina de SolarReserve.

Daniel Salazar, director ejecutivo del CDEC SING; Juan Pablo Kindermann; Alex Santander, y Ricardo Gálvez, todos del CDEC SING.

Antonio Castro, profesional Área Eléctrica de la SEC, y Daniel Sánchez, gerente de Desarrollo Eólico de Abengoa Chile.

Andrés Salgado, director técnico ejecutivo del CDEC SIC; Sergi Jornada, presidente del directorio del CDEC SIC; Rodrigo Pablo, del CDEC SIC; Claudio Iglesis, director del CDEC SIC, y Eric Ahumada, vicepresidente de Desarrollo de Negocios de Transelec.

Renato Agurto, director de Synex Consultores, y Ramón Galaz, gerente general de Valgesta.

Mauricio González, project manager de EDF Chile; Álvaro Pérez, gerente de Proyectos de EDF Chile, y Pablo Flores, product manager de Rhona.

Jaime Briceño, gerente general Copper For Energy, y Fernando Abara, director de Abara & Cía. Abogados.

Eduardo Erices, subgerente técnico e Integridad de Redes Eléctricas de E-CL; Mauricio Cereceda, subgerente técnico Transmisión SING de AES Gener, y Juan Carlos Acosta, jefe de Operaciones de Transferencias SING de AES Gener.

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SocialesSociales

Editec celebró 35 años de Revista MCH y premió a comunicadores Fernanda Varela, jefa de Comunicaciones de la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera) fue reconocida por el Grupo Editorial Editec con el premio “Comunicador de la Energía 2015”. La profesional recibió la distinción en el marco de la celebración del aniversario N°35 de la Revista MINERÍA CHILENA, donde se congregaron autoridades, ejecutivos de empresas y profesionales de las comunicaciones de los sectores de la minería y energía del país.

Fotos: Juan Carlos Recabal y Kurt Petautschnig-Revista ELECTRICIDAD.

Andrés Aguirre, presidente de Aprimin; Ricardo Córtes, presidente del Grupo Editec; Juan Carlos Olivares, gerente general de Aprimin; María Inés Mayorga, editora de MINERIA CHILENA, y Ricardo Nicolau, de Arcadis.

Silvio Girardi, director gerente de Agesa; Bruno Behn, consultor; María Isabel González, gerente general de Energética, y Cristian Hermansen, presidente del Colegio de Ingenieros.

Roly Solís, director de Revista ELECTRICIDAD; Fernanda Varela, jefa de Comunicaciones de Acera, quien recibió el premio “Comunicador de la Energía 2015”; Carlos Finat, director ejecutivo de Acera, y Daniela Maldonado, editora de Revista ELECTRICIDAD.

Victor Suazo y Augusto Wiegand, de Tusan; Jorge Goth, director de Conferencias de Editec.

Andrés Salgado, director técnico ejecutivo del CDEC SIC, y Claudio Ortega, jefe de Comunicaciones del CDEC SIC.

Rafael Loyola, director ejecutivo de Apemec, y Alejandra Cortés, jefa de Ventas Internacionales de Editec.

Antonella Sovino, jefa de Comunicaciones de Siemens; María Elena Álamos, periodista de Siemens; Carolina Cifuentes, directora de Comunicaciones de Empresas Eléctricas A.G., y Fernanda Varela, jefa de Comunicaciones de Acera.

Ricardo Cortés, presidente del Grupo Editorial Editec; Bernardita Fernández, gerenta de Asuntos Corporativos de Compañía Minera Doña Inés de Collahuasi, quien recibió el premio “Comunicador de la Minería e Ignacio Moreno, subsecretario de Minería.

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1 No. Tenemos una resolución ambiental aprobada en 2007, en que se establece que no hay afectación

a las aves que residen o migran en este sector, porque el parque

está emplazado en el sector Lomas de Rocoto, donde la

cantidad de aves sería menor a la que existe en la península en su conjunto. Además, en el contrato de arriendo

que tenemos con la empresa hemos solicitado una actualización de los estudios para ver cuáles son las medidas de mitigación. De

acuerdo a la información que tenemos ahora no habría afectación.

2 El proyecto se presentó a la institucionalidad medioambiental, estableciéndose en el Parque Museo del Río Zañartu y ahí la empresa hizo todos los

estudios técnicos y económicos, con una torre de demostración que permitió establecer las factibilidades para desarrollar la inversión. En ese sentido, la localización depende del inversionista, y las instituciones que evalúan los

impactos ambientales verán si es factible desarrollar el proyecto.

3 No. Esto fue un acto ambiental administrativo aprobado por la institucionalidad ambiental y, a partir de eso, no tenemos facultades para ver si esto se puede trasladar o no. Todas las instituciones que puedan estar en contra del proyecto tienen la posibilidad de presentar sus requerimientos a través de la institución que corresponda. Pero, en concreto, la resolución está aprobada, la institucionalidad tiene un plazo, con un reglamento de funcionamiento y todas las instituciones tienen que ajustarse a esa institucionalidad y yo, como gobernadora, lo voy a cumplir en su totalidad.

4 Creo que cualquier institución que tenga algún reparo contra este proyecto puede sentar acciones a través de la justicia y está en su derecho. Lo que sí hemos señalado es que este parque eólico ayuda a generar energía limpia y a diversificar la matriz energética.

“Tenemos una resolución ambiental aprobada en

2007, en que se establece que no hay afectación a las

aves que residen o migran en este sector”.

Andrea Muñoz, gobernadora de la provincia de Concepción

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Altos de Hualpén, en Concepción

Polémica ha provocado la instalación del Parque Eólico Altos de Hualpén, de la empresa española Enhol, en la Región del Biobío, pues el proyecto se instalará en los terrenos del Parque Museo del Río Zañartu, a través de un arriendo en este declarado santuario de la naturaleza, donde operarán 10 aerogeneradores que totalizarán una capacidad instalada de 20 MW. De acuerdo al Comité Pro Defensa de la Flora y Fauna (Codeff) el futuro parque es una amenaza para las aves que habitan en el lugar, mientras que la Gobernación de la provincia de Concepción aprobó la iniciativa. El debate aún no se cierra.

¿Cree que el parque eólico Altos de Hualpén afecta negativamente a la población de aves en la zona?, ¿Por qué?

1

¿Parque eólico afecta a las aves de la zona?

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1 Sí, porque el proyecto se instala dentro de un sitio declarado IBA (Important Bird Area) y además tiene el estándar local de santuario de la naturaleza. La comunidad internacional recomienda que, donde hay una gran cantidad de aves, de nidificación en acantilados y otra cantidad de aves que vive en el bosque, es altamente factible que haya colisiones. No es llegar e instalar en cualquier lugar esta tecnología; y ahí está el primer choque respecto de lo incompatible que es este sitio, porque se produce el efecto barrera, con aspas de hasta 80 metros de ancho, por lo que las aves ya no pueden transitar por el lugar. La punta del aspa genera un ruido estandarizado, cuyo efecto no está medido en el impacto para las aves, tanto para las que transitan como las que están en nidos.

2 Este es un buen proyecto, pero no en este lugar. Apoyamos las energías renovables, pero no basta tener un buen equipo si no está bien instalado y eso no solamente tiene que ver con los estudios de los vientos, sino que donde no generen impactos a la fauna

en un área protegida. Es absurdo

que desde 1976 esto sea santuario

y un sitio IBA y que no se proteja.

3 Sí, claro. Hay que hacer estudios

de vientos en otros sitios

y buscar opciones. Lo

que pasa es que acá

el argumento que se

ha esgrimido para la

instalación, aparte del

viento, es económico porque la

administración del Parque Museo

del Río Zañartu ha dicho que esto

es una fuente de ingreso para ellos,

y eso no responde a un objetivo de

conservación.

4 Nosotros vamos a seguir todos

los canales jurídicos que sean

necesarios. Ya hemos hecho

algunas consultas respecto a

la caducidad de este proyecto y

vamos a seguir apelando a todas

las vías necesarias para que este

proyecto no se haga.

Luciano Pérez, director regional de Codeff, Filial Biobío

“Se produce el efecto barrera, con aspas de

hasta 80 metros de ancho, por lo que las aves ya no pueden transitar por el

lugar”.

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bío.

A su juicio, ¿Piensa que el proyecto se debe desarrollar en otro lugar?

¿Cree que se pueda modificar el estudio ambiental para trasladar la iniciativa?

¿Cree que el proyecto se pueda judicializar?

3

2

¿Parque eólico afecta a las aves de la zona?

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Energía

Asociación de Consumidores de Energía No Regulados A.G. (Acenor) plantea un esquema alternativo al estampillado que se incluye en el proyecto de ley que modifica el segmento de la transmisión en el país, pues advierten que este modelo implicará un alza de costos para la industria.

n sistema de participaciones

promedio para el pago de la

transmisión eléctrica, como

alternativa al esquema de es-

tampillado, es lo que propone la Asociación de

Consumidores de Energía No Regulados A.G.

(Acenor) en el marco del proyecto de ley que se

tramita en el Congreso.

El esquema propuesto por el Gobierno considera

que la remuneración por la transmisión sea paga-

da 100% por la demanda, reemplazando al actual

sistema en que los generadores pagan el 80%

de las líneas troncales. En el proyecto se busca

que los usuarios de las líneas paguen el 100%

por el uso de la energía transportada, de acuerdo

a los requerimientos que tengan.

Rubén Sánchez, Director Ejecutivo de Acenor,

afirma a Revista ELECTRICIDAD que la idea de

establecer el esquema de estampillado, “no nos

parece nada de bien pues la autoridad propone

en forma arbitraria un sistema pagado 100%

por la demanda, lo que impondría nuevos costos

importantes al segmento de clientes libres.

“La industria nacional vienen reclamando desde

hace ya un largo periodo por los costos de la

Uenergía eléctrica que han debido afrontar, de

los más altos de América Latina y del mundo,

lo que se ha traducido en una seria pérdida de

competitividad y que nuevos emprendimientos se

hayan decidido localizar en otros países con me-

jores condiciones, por lo que resulta de la máxima

preocupación pensar en que se deberá asumir

nuevos costos”, precisa.

El ejecutivo sostiene que, con el esquema que

se propone, “las tarifas de transmisión para los

clientes libres subirán mucho más en el SING

que en el SIC, al tener los primeros que soportar

un pago de un sistema de transmisión mucho

mayor. Además, con el esquema sugerido para

la interconexión estimamos que ello se traduciría

en importantes traspasos de riqueza desde con-

sumidores a generadores”.

Participaciones promedio

Clientes libres proponenotro sistema de pagos a la transmisión

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A su juicio, si la iniciativa legal se aprueba en

el Congreso con la propuesta del estampillado,

los clientes libres deberán pagar los siguientes

costos:

• 100% del desarrollo del sistema de

transmisión, y con “holguras”. Se con-

sidera para el pago de la transmisión troncal,

desde los porcentajes de distribución actuales

de 80% para generadores y 20% para con-

sumo, hasta 100% por demanda, ello durante

un periodo de ajuste de 15 años a partir de

2019, aunque para los nuevos contratos de

suministro regiría la nueva normativa a partir

de 2019.

• 100% del financiamiento de las inver-

siones y gastos del ente Coordinador.

Se estima que luego de la interconexión los

costos de estos serán cada vez mayores por

el aumento de funciones (por ejemplo mayor

rol en planificación del sistema, monitorear

competencia, monitorear cadena de pagos,

coordinación de intercambios internaciona-

les de energía, auditorías, mayor cantidad de

procedimientos e informes de gestión, coor-

dinación de sistemas medianos, etc.).

• 100% del financiamiento del Panel de

Expertos. Pese a que históricamente su

mayor utilización ha sido para resolver discre-

pancias de empresas de otros segmentos, que

prácticamente han sido las únicas que han

ocupado los servicios del Panel de Expertos

desde el comienzo de su vigencia.

• 100% de los estudios de franja territorial

que se necesitan para establecer servidum-

bres de las instalaciones de transmisión.

• 100% de la interconexión SIC-SING. Con

una inversión que la empresa propietaria (TEN)

la estima en US$860 millones.

• 100% de la nueva línea de 500 kV de Pol-

paico al norte del SIC. Con una inversión

estimada superior a US$1.000 millones.

“Debido a lo anterior proponemos un mecanismo

alternativo denominado sistema de participaciones

promedio, que se considera superior a un esquema

de estampillado por incluir señales de localización

y uso efectivo, sugiriendo que los generadores y

el consumo paguen 50% cada uno del desarrollo

del sistema de transmisión para cumplir con el

principio de que todos los beneficiados paguen”,

precisó Sánchez.

Según el representante de Acenor, “tanto los

generadores como los consumidores se benefi-

cian del uso del sistema de transmisión, y no solo

estos últimos, ya que no hay que olvidar que uno

de los actores más relevantes del sistema son los

generadores, y con este proyecto les disminuye

notablemente su responsabilidad por el desarrollo

del sistema, permitiéndoles usar “la cancha” para

beneficiarse del uso de este sin tener que efectuar

pago alguno”.

12° Encuentro Anual de Clientes Libres analizó impactos de reformas de la Agenda de Energía al sector

La Asociación de Consumidores de Energía No Regulados A. G. (Acenor) realizó el 12° Encuentro Anual de Clientes Libres del SIC y SING, donde se analizó el avance de la Agenda de Energía y el impacto de las reformas al sector eléctrico.Particularmente se abordaron las propuestas de los clientes libres, la proyección de los costos de electri-cidad para la industria en el SIC y en el SING; desarrollo del sistema de transmisión; normativas que afecta-rían a la industria; el impacto de las ERNC, y la eficiencia energética y gestión de la demanda”.El ministro de Energía, Máximo

Pacheco, participó en el encuen-tro, donde destacó que uno de los principales efectos de la Agenda de Energía es que el sector eléctrico es uno de lo que tiene mayores niveles de inversión en el país, registrando un aumento de 17% respecto al año pasado, de acuerdo a los datos de la Corporación de Bienes de Capital (CBC).“Cuando asumimos el Gobierno, en Chile teníamos 28 centrales eléc-tricas en construcción. A la fecha tenemos 45, las que corresponden a 3.900 MW, es decir, hemos aumen-tado en 2.000 MW en 18 meses”, sostuvo la autoridad.

Máximo Pacheco, ministro de Energía, participó en el encuentro anual de clientes libre del SIC y SING.

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El reglamento de la NSEG 5 es analizado por el organismo público, tras haber recibido más de 1.000 consultas del sector privado.

a seguridad en el segmento

de la generación eléctrica con-

templa varios aspectos, desde

la seguridad del suministro con

protocolos adecuados hasta la integridad física de

los operadores dentro de las instalaciones, donde

se registra una baja tasa de accidentabilidad.

En este ámbito, César Muñoz, especialista en

seguridad eléctrica de la Asociación Chilena de

Seguridad (ACHS) para Sistemas Eléctricos de

Potencia, indica a Revista ELECTRICIDAD que

la tasa de accidentes en el sector energético es

de 1% a 1,5%.

“En Alta Tensión los efectos de las quemaduras

eléctricas constituyen lesiones muy graves e in-

cluso fatales en determinados casos, en Baja

Tensión son más bien las relacionadas al choque

eléctrico, principalmente con resultado de paro

cardiorrespiratorio, como también en fibrilación

Lventricular, efectos que pueden provocar fatali-

dades en el personal que ha sufrido este tipo de

accidentes”, asegura Muñoz.

El especialista señala que la ACHS, entre 2009

y 2012, realizó un catastro entre sus empresas

adheridas, donde se anota que en el ámbito de

potencia, “los trabajadores electricistas y linieros

representan un 10% de los trabajadores acci-

dentados, mientras que los electricistas de obras

registran un 21% de los casos y los de manteni-

miento electromecánico un 11%”.

Normativa técnicaEl equipamiento de seguridad para las centrales

Equipamiento de protección en centrales generadoras

Norma de seguridad es revisada por la SEC

Equipamiento de seguridad en trabajadores de la central de AES Gener en Tocopilla.

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de generación eléctrica en el país pre-

senta una positiva evaluación por parte

de la Superintendencia de Electricidad

y Combustibles (SEC) en cuanto a los

estándares que registra y al cumplimien-

to de la normativa técnica, donde cobra

especial relevancia la norma NSEG 5,

cuyo reglamento es revisado por el or-

ganismo público, tras haber recibido más

de 1.000 consultas del sector privado.

Jack Nahmías, jefe de la División de

Ingeniería Eléctrica de la SEC, explica

a Revista ELECTRICIDAD que la nor-

ma regula el diseño de centrales de

generación, estableciendo distancias

de seguridad, características del equi-

pamiento que se requiere para operar

y capacitación del personal.

“La NSEG 5 contempla una serie de

aspectos, siendo los más relevantes

las distancias mínimas de seguridad,

la necesidad de definir espacios físicos

confinados dentro de la central, el in-

greso restringido de ciertos operarios,

que las salidas de emergencia estén

debidamente identificadas, y que exista

la iluminación adecuada”, sostiene Jack

Nahmías.

Andrés González, docente de la ca-

rrera de Electricidad y Automatización

Industrial de Duoc UC de Valparaíso,

señala a Revista ELECTRICIDAD que

las principales exigencias para las em-

presas generadoras se concentran en

la incorporación de mecanismos de se-

guridad “para posibles cortes de energía

donde se involucre un control de todas

las variables del proceso, como tensión,

potencia, y corriente”.

En esta línea, el académico sostiene que

las instalaciones de generación eléc-

trica “deberán ser construidas y man-

tenidas para evitar todo tipo de peligro

para la personas y ser diseñadas para

que aseguren la integridad de cualquier

trabajador que opere estos equipos de

Alta Tensión”.

De acuerdo a Francis Azorín, docente del

área Electricidad y Electrónica de Inacap,

el equipamiento en seguridad dentro de

las centrales generadoras también con-

sidera las operaciones, donde destaca

los protocolos de cero fatalidad, bloqueo

LOTO (Lock Out Tag Out), matrices de

riesgos y la aplicación de las “cinco reglas

de oro”, la cual consiste en “incorporar

el método de control mediante cinco

procedimientos de bloqueo de energías

peligrosas, que son abrir todas las fuen-

tes de tensión, bloquear los aparatos de

corte, verificar la ausencia de tensión,

instalar los equipos de puesta a tierra, y

delimitar y señalizar la zona de trabajo”.

En cuanto a los materiales que se deben

utilizar dentro de estas instalaciones,

Azorín menciona la necesidad de que

sean dieléctricos “para evitar accidentes

por arco eléctrico, especialmente en el

trabajo de operación y mantenimiento de

máquinas estáticas y rotatorias”.

“Los elementos de protección personal

(EPP) deben ser: casco dieléctrico, an-

teojos, calzado, cinturón de seguridad,

guantes dieléctricos clase doble cero

y guantes de cabritilla tipo mosquete-

ro, protección facial, arnés de cuerpo

completo con línea de vida y estrobo

de posicionamiento para trabajos sobre

dos metros de altura, ropa de trabajo de

algodón y camisa o polera de manga

larga”, precisa el académico de Inacap.

Una vez que la SEC analice las consultas

del sector privado sobre el borrador de

la norma se la entregará al Ministerio de

Energía, que tramitará su publicación,

luego de la toma de razón por parte de

la Contraloría General de la República.

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En menos de tres años la compañía duplicó su capacidad de análisis de aceite, incorporó una nueva tecnología de regeneración e impulsó un sistema inteligente de monitoreo y análisis remoto.

n octubre de 2013 Jorpa In-

geniería inauguró sus nuevas

oficinas, un edificio de 600 m2

equipado con nuevo laboratorio

de análisis de aceite que duplicó la capacidad

anterior, un laboratorio de electrónica, salas de

reunión y capacitación. A menos de tres años, la

compañía planea trasladar parte de esa capacidad

a Antofagasta, explica Sergio Palacios, gerente

general de la compañía.

¿La nueva sede será para el mercado mi-

nero?

Aunque tenemos un contrato con Minera Escon-

dida y buenas relaciones con las mineras de la

zona, el desarrollo de las termoeléctricas también

es importante - tenemos contrato con E-CL - así

como el mercado de las energías renovables, en

el que hemos instalado transformadores en varias

centrales eólicas (Tal-Tal y Talinay) y fotovoltaicas

(Lalackama, Chañares, Quillagua y Finis Terrae).

¿Qué está impulsando la demanda en ges-

tión de transformadores?

En primer lugar hay un crecimiento natural del

parque eléctrico. Si hace algunos años había

4.000 transformadores de poder ahora hay más

de 10.000. Muchas industrias que antes no rea-

lizaban pruebas de laboratorio a sus transforma-

dores (de 1 MVA, de 2 MVA o de 500 kVA), ahora

lo están haciendo. Esto, en parte, está vinculado a

la exigencia de las aseguradoras, pero también a

la implementación de sistemas de gestión.

¿Qué inversiones han realizado para hacer

frente a esa demanda?

En marzo implementamos una planta de trata-

miento de aceite aislante, una inversión de 300

Emil euros para incorporar tecnología cuya principal

cualidad es regenerar el aceite con tierra Fuller. El

sistema se reactiva en forma automática evitando

la manipulación de desechos contaminantes, ade-

más cuenta con filtro de carbón activado para

la reducción de gases contaminantes.

¿Y en términos tecnológicos?

Recientemente presentamos la so-

lución SiMART (Sistema inteligente

de Monitoreo y Análisis Remoto de

Transformadores) y, con ella, una

unidad de negocio vinculada al mo-

nitoreo de gases en línea. Esto tiene

como propósito mejorar la gestión

de activos, pues el sistema

permite detectar fallas

incipientes en tiem-

po real.

Con servicios enfocados a transformadores de poder

La apuesta tecnológicade Jorpa Ingeniería

Sergio Palacios, gerente general de Jorpa Ingeniería.

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Interconexión energética regional se concretaría en 2021

“La presidenta Bachelet fue enfática en señalar que existe un compromiso político para que el proyecto de integración ener-gética regional se lleve adelante”, dijo a Revista ELECTRICIDAD el ministro Máximo Pacheco, en el marco de una nueva versión

Jornadas de Derechos de Agua PUC analizó reformas legales al sector

Los cambios que se preparan para el Código de Aguas, las dificultades en el desarrollo de pequeñas central hidroeléctricas y la experiencia internacional en regulación fueron algunos de los temas abordados en la XVII versión de las Jornadas de Derecho de Aguas, organizadas por la Universidad Católica.

En el encuentro se revisaron los impactos de los cambios legisla-tivos a los derechos de agua para la hidroelectricidad, donde expuso Claudio Seebach, director ejecutivo de Generadoras de Chile, quien aseguró que el tema más inquietante para el sector es la revisión retroactiva de caudales mínimos, pues podría afectar gravemente la operación de hidroelectricidad.

Carlos Estévez, director general de Aguas del MOP, participó en la inauguración del encuentro, indicando que existen once o doce mociones para modificar la legislación sobre aguas en el Congreso, lo que refleja la preocupación por el tema en el futuro, “porque la brecha entre la oferta y demanda hídrica es cada vez más estrecha”.

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Primer panel de discusión de las XVII Jornadas de Derechos de Agua.

CNE lanzó plataforma Web con información clave del sector energético

El secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Ener-gía (CNE), Andrés Romero, encabezó el lanzamiento de la plataforma Web “Energía Abierta”, iniciativa que pone a disposición datos estadísticos, indicadores, mapas, normas legales, estudios, reportes y aplicaciones del sector energético.

De acuerdo a la autoridad, el nuevo sitio disminuirá las asimetrías de información dentro del sector, lo que será de relevancia para el desarrollo de negocios y la participación de comunidades en torno a proyectos eléctricos.

La plataforma contiene información sobre las importa-ciones y exportaciones de hidrocarburos; costos marginales en el SIC y SING; capacidad instalada en ambos sistemas, y ventas de energía, entre otros datos.

www.energiaabierta.cne.cl

del Consejo de Ministros de Energía de la Iniciativa Sistema de Interconexión Eléctrica Andina (SINEA), que se desarrolló en Santiago − por ser Chile el país coordinador− y al que asistieron los ministros de Energía de Colombia, Ecuador, Perú, Chile y Bolivia (como observador).

En la instancia, el ministro Pacheco detalló que la integra-ción debería estar finalizada en 2021 y que en el caso entre Chile y Perú la fecha se podría adelantar un par de años. En este momento se define la remuneración y cómo se adjudicará y construirá la línea de 220 kV entre Tacna y Arica.

Hasta el momento se ha trabajado con los distintos países en las normas, regulaciones, protocolos y estándares, desarrollo técnico de alta complejidad que no requiere ley, ya que se con-sideran las regulaciones propias de cada país, detalló Pacheco.

Por su parte, Roberto Peredo, gerente nacional de Desarrollo Estratégico y Exportación de la Empresa Nacional de Electricidad de Bolivia, explicó a este medio que la reivindicación marítima que tienen con nuestro país “es la que ha dificultado la integra-ción energética. Una vez que se solucione este tema se podrán comenzar las conversaciones”.

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Presidenta Michelle Bachelet se reunió con ministros de Energía del Sinea.

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Por terremoto del 16 S se activó interconexión con Argentina

Luego del terremoto que afectó a diez regiones del país el 16 de septiembre, el CDEC SING informó que activó la interconexión −sin transferencia− con el Sistema Eléctrico Argentino (SADI), como medida de prevención para aumentar la estabilidad en el suministro del Norte Grande ante este tipo de contingencia.Por su lado, Andrés Salgado, director técnico ejecutivo del CDEC SIC, destacó a Revista ELECTRICIDAD que en la zona se registraron interrupciones de suministro por 600 MW, “por desconexiones ocurridas en instalaciones de Media Tensión de empresas distribuidoras, más otros 30 MW por fallas en el sistema de subtransmisión. Des-de el punto de vista de las centrales generadoras, fue poco más de 300 MW el monto de generación que se desconectó entre la regiones de Coquimbo y Valparaíso”.Por su parte, el ministro de Energía, Máximo Pacheco, aseguró que la generación, transmisión y distribución respondieron sin mayores dificultades frente al terremoto, mientras que el CDEC SIC indicó que los parques eólicos del Norte Chico, cercanos al epicentro, funcionaron con normalidad.

Estrechez de transmisión lleva a costos marginales a cero en norte del SIC

La situación que ocurre en el norte del Sistema Interconectado Central (SIC), donde el costo marginal ha llegado a cero en ciertas ocasiones es un fenómeno re-ciente que se relaciona con la estrechez en la transmisión de la zona, señaló a Revista ELECTRICIDAD Humberto Verdejo, director del Centro de Energía de la Universidad de Santiago.

El académico ejemplificó este fenóme-no: “Supongamos que tenemos dos puntos denominados A y B, unidos a través de una línea de transmisión. En el primero (A) existe una generación disponible de 200 MW en ERNC (obviemos de momento el efecto del factor de planta y supongamos que es 1), en tanto que en el segundo (B), existe un consumo a abastecer y un medio de generación térmico, con capacidad de generación de 300 MW. Si el consumo es de 250 MW, de acuerdo al modelo vigente, debiese haber una asignación de generación de ERNC y la central térmica de acuerdo al despacho en función de orden de mérito, siempre y cuando no exista restricción en la capacidad de transmisión”.

“Supongamos ahora que la línea que une los puntos A y B, solo tiene una capa-cidad de transmisión de 100 MW, significa

entonces que la capacidad de inyección de la barra A, donde está la fuente ERNC, debe ser limitada al valor dado por la potencia a transmitir de la línea, esto es, 100 MW. En esta situación ocurre lo que pudiese ser denominado un desacople, donde el despacho económico efectivo no se satisface con las restricciones de transmisión. En este caso ocurrirá que en

la barra A el costo margina será cero y en la barra B el costo será definido en función de la unidad térmica”, agregó.

Según el académico, mientras más proyectos ERNC se incorporen a la ope-ración del sistema y que no vayan de la mano con una ampliación del sistema de transmisión, “esta situación va a seguir repitiéndose”.

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Interconexión: CDECs han revisado más de 40 procesos para unión de sistemas

Durante el taller “Avanzando hacia un sistema nacional energé-tico”, organizado por el programa de Educación Continua (Ecodie), del departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Chile, el director de Planificación y Desarrollo del CDEC SING, Juan Carlos Araneda, informó que los grupos de trabajo para la unifica-

ción de los CDECs han revisado

más de 40 procesos de opera-

ción, mercados, planificación y

conexiones. Explicó que existen

tres grupos de trabajo, divididos

en temas técnicos, legales y de

transición, el cual supervisa la

gestión del cambio y los aspectos

patrimoniales en ambos CDECs.

Juan Carlos Araneda, director de Planificación y Desarrollo del CDEC SING y Gabriel Carvajal, subdirector de Planificación y Desarrollo del CDEC-SIC.

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Ordenamiento territorial dará mayor certidumbre a sector privado

Nicola Borregaard, coordinadora de la División de Desarrollo Sustentable del Ministerio de Energía, afirmó que uno de los beneficios del nuevo ordenamiento terri-torial que prepara el Gobierno es dar mayor certidumbre al sector privado y a la ciudadanía, además de optimizar la localización de las inversiones y proporcionar espacios de participación para las comunidades.

Borregaard participó en el seminario de celebración del Día de la Ingeniería Eléctrica, organizado por el Colegio de Ingenieros, donde sostuvo que el sector energético “no ha trabajado coordinadamente con los instrumentos de planificación territorial”.

Cristián Hermansen, presidente del Colegio de la orden, destacó el aporte de la ingeniería eléctrica al país, señalando los desafíos que tiene en la economía del co-nocimiento, mediante la innovación y nuevas aplicaciones tecnológicas, además de la incorporación de las ERNC a los sistemas eléctricos.

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La energía eólica se ha convertido a través de los años en un importante aporte a la matriz energética chilena. Hoy Chile presenta alrededor de 800 MW de potencia instalada concebida a través de los vientos, un número importante de centrales en construcción, gran cantidad de proyectos aprobados o en vías de tramitación, nuevas tecnologías y procedimientos, lo que revela que la energía eólica está redoblando sus esfuerzos con el fin de avanzar aún más en su desarrollo y madurez en el mercado energético chileno.

La importancia de este tipo de inyección de energía en las redes chilenas han hecho posible la creación del Foro Eólico de Chile, que en 2015 verá la materialización de la II Versión, en Santiago, el próximo 19 de noviem-bre en el Hotel Plaza El Bosque, en Nueva Las Condes. Organizado por el Grupo Editorial Editec, es un evento que se consolida como la principal reunión sobre energía eólica que se lleva a cabo en el país, un encuentro técnico y de negocios que apunta al análisis de los temas más relevantes y en forma exclusiva en torno a este tipo de fuente, reuniendo a autoridades, empresas productoras tanto nacionales como extranjeras, importantes empresas proveedoras a nivel mundial y expertos del sector, quienes analizan las tendencias en esta materia.

Más información: www.eolo.cl

En noviembre se desarrolla la II versión del Foro Eolo

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CDEC SIC mostró primer simulador de entrenamiento para despachadores

El CDEC SIC mostró el primer simulador de entrenamiento para ingenieros despachadores del sistema del centro sur. La sala de entrenamiento tiene dos ambientes. En el primero, dos o más instructores simulan las condiciones operativas de un esce-nario en particular, asumiendo el rol de los centros de operación de generación y transmisión de las empresas coordinadas del SIC. Por su parte, en el segundo ambiente se encuentran los despachadores en un ambiente que recrea fidedignamente las condiciones de trabajo que se vive en el despacho del CDEC SIC.

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CGuacolda proyecta instalar sistema de almacenamiento de energía

La Dirección Regional del Servicio de Evaluación Ambiental de Atacama declaró admisible la Declaración de Impacto Am-biental (DIA) del proyecto “60 MW Sistema de Almacenamiento de Energía BESS-Guacolda”, presentada por la empresa. La ini-ciativa, que implica una inversión de US$70 millones, considera la instalación de un sistema mediante baterías modulares que acumulen los excedentes de energía producidos en periodos de baja demanda, para posteriormente inyectarlos al SIC en caso que se requiera.

Dan a conocer Guía Estándar de Participación en Proyectos de Energía

Javier Zulueta, jefe de la División de Participación y Diálogo Social del Ministerio de Energía, mostró a los representantes de Apemec y empresas hidroeléctricas los detalles de la Guía Estándar de Participación para el Desarrollo de Proyectos de Energía, en un taller realizado en el Estudio Jurídico Guerrero Olivos y que fue organizado por el Comité de Energía de la Cámara de Comercio Chileno Australiana (Auscham).

Según Zulueta, la guía no pretende sustituir al Convenio 169: “Este ha sido un tema sensible para las comunidades indígenas y hemos sido claros en que esto no lo condiciona, ni sustituye, pues creemos que lo complementa e igual hemos estado trabajando con pueblos originarios para desarrollar una política estándar de trabajo en torno a la energía y los asuntos indígenas. Esperamos que se transforme en una guía que el próximo año vamos a dar a conocer”, afirmó.

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AGENDA NOVIEMBRE / DICIEMBRE

II Versión del Foro Eólico de Chile, EOLO 2015Organiza: Grupo Editorial EditecLugar: Hotel Plaza El BosqueContacto: foroeolo@editec.cl

Más información: www.foroeolo.cl

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VII Congreso Cigré: Futuros desafíos para el sector eléctrico chilenoOrganiza: Capítulo chileno del CigréLugar: Hotel Intercontinental, SantiagoContacto: seminarios@cigre.cl

Más información: www.cigre.cl

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Seminario Cuentas Nacionales 2015Organiza: CepalLugar: Avda. Dag Hammarskjold 3477, Vitacura Contacto: paulina.miranda@cepal.org

Más información: www.cepal.org

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Foro de Innovación SustentableOrganiza: UnepLugar: Paris-Le Bourget, Paris FranciaContacto: info@cop21paris.org

Más información: www.cop21paris.org

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l Informe Técnico

Enfrentar las condiciones particulares del clima en el territorio nacional, además de la especialización de técnicos locales, son los puntos más delicados en esta actividad.

l mantenimiento de las centra-

les de generación de Energías

Renovables No Convencionales

(ERNC) viene en aumento de la

mano del mayor ingreso de proyectos de este tipo

a los sistemas eléctricos, lo que plantea una serie

de desafíos en cuanto al personal calificado para

realizar estas actividades, además de enfrentar

ciertas condiciones ambientales para las centra-

les solares y de accesibilidad para las mini hidro.

Ricardo León, coordinador de proyectos del Pro-

grama de Energía Solar del Centro Nacional para

la Innovación y Fomento de las Energías Susten-

tables (Cifes), señala a Revista ELECTRICIDAD

que cada fuente ERNC tiene su propio requeri-

miento de mantención, “tanto por el lugar donde

se emplazan como por la forma en que operan y

la tecnología que utilizan”.

Tipos de mantenciónEn esta línea, el mantenimiento de plantas reno-

vables recurre a las tecnologías de mantención

Epredictiva y correctiva. Claudio Albornoz, gerente de

Operaciones de Servicios de Energía de Siemens,

sostiene a este medio que el mantenimiento pre-

ventivo en parques eólicos “es el que tiene que ver

con una planificación que sigue procedimientos y

estándar estrictos, con documentación técnica que

se programa con meses y años de anticipación, y

es un verdadero programa que sigue cada una de

las turbinas”.

Por su parte, agrega el especialista, el mantenimien-

to correctivo “tiene que ver con posibles alarmas o

fallas que pueda haber en las turbinas. Mediante

un sistema de monitoreo y mantenimiento, existe

un equipo que visita y corrige esta situación en la

turbina, de acuerdo a la necesidad, es decir, son

imprevistos”.

Limpieza de paneles solares es uno de los temas críticos

Mantenimiento predictivoy correctivo en centrales ERNC

La planta PV Salvador (de Etrion, Total Nuevas Energías y Solventus), utiliza un robot para realizar la limpieza de los 161.280 módulos fotovoltaicos distribuidos en pleno desierto de Atacama.

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Ricardo León explica que los mantenimientos

en el sector ERNC “vienen amarrados por los

proveedores o por las empresas que construyen

el montaje, conocidas como los “epecistas” (EPC)

que se quedan operando los parques como parte

de los costos de mantenimiento”.

Según Claudio Albornoz, los contratos de man-

tenimiento eólico por lo general se manejan de

esas dos formas: “por el OEM (fabricante de equi-

pamiento original), o de empresas terceras que

se hacen cargo del mantenimiento y todo lo que

ocurre en la vida operativa del parque”.

Julio Friedmann, presidente de Alstom en Chile

y vicepresidente de Energía para el Cono Sur de

la empresa, indica a Revista ELECTRICIDAD

que en materia de mantenimiento preventivo “a

veces es recomendable mantener al fabricante

original”, mientras que el mantenimiento correctivo

se puede usar en el sector eólico, pues “el análisis

de datos y control de los equipos nos permite

determinar los posibles incidentes en tiempo real”.

A su juicio, existen “tres elementos básicos en el

uso de tecnologías de mantenimiento: maximizar

la disponibilidad, mejorar la generación de energía

y optimizar los componentes y sistemas de vida”.

Martín Baltazar, instructor senior del Centro de

Entrenamiento Industrial y Minero (Ceim), ase-

gura que el mantenimiento predictivo “es uno

de los que más se está desarrollando debido

a que las tecnologías de ERNC están aún en

desarrollo y sus sistemas están altamente ins-

trumentados, lo que permite realizar monitoreo

de condiciones en tiempo real con su respectivo

diagnóstico, esta información es útil para es-

tablecer mejores modelos físico-matemáticos

y que les permite a los fabricantes mejorar

las técnicas y los materiales de construcción”.

DesafíosOtro pilar de la mantención de centrales re-

novables son las condiciones ambientales en

que operan las instalaciones. Ricardo León

menciona el caso de las plantas solares, donde

“la limpieza ha sido un tema crítico en muchos

casos”.

Esto es compartido por Julio Friedmann, quien

agrega a esta situación las complejidades de-

rivadas de la diversidad geográfica y lugares

remotos, además de la disponibilidad de agua

para la limpieza de paneles solares”.

Héctor Chávez, académico del Departamento

de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de

Santiago, afirma a Revista ELECTRICIDAD que

en las centrales fotovoltaicas el asunto más

relevante de la mantención “es la decantación

de polvo, porque se incrusta, transformándose

en una masa sólida que se adhiere a los paneles.

El tema complica porque se ocupa mucha agua,

siendo este un recurso escaso en la zona”.

El otro punto relevante es la especialización de

técnicos en mantenimiento. Martín Baltazar,

señala que el desafío es la existencia de un

“vínculo entre el sector empresarial ERNC y las

casas de estudios como universidades, CFT y

centros de entrenamiento. Debemos entregar

conocimientos, competencias y habilidades

necesarias para realizar un mantenimiento

efectivo, de calidad y seguro, según los altos

estándares industriales y normativas nacionales

vigentes”.

Foto

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Estación de capacitación eólica y solar que se realiza en el Centro de Entrenamiento Industrial y Minero en Antofagasta.

Trina Solar, el fabricante número uno a nivel mundial en términos de embarques de módulos fo-tovoltaicos (en 2014 despachó

3,66 GW) está presentando al mercado nacional su nueva línea de soluciones fotovoltaicas: los módulos DUOMAX sin marco, certifi cado por UL/IEC. La elimi-nación del marco de aluminio presenta una serie de ventajas, como el mayor ren-dimiento, se favorece la autolimpieza, se mejora la certifi cación contra incendios, entre otros. Este módulo puede operar con voltajes de sistema de hasta 1500 VDC.

Los módulos DUOMAX, en los modelos TSM–PEG5 y TSM–PEG14, están com-puestos de dos capas de 2,5 mm de vidrio reforzado, reemplazando la capa poste-rior de material plástico (back sheet). Con esto, explica Rómulo Bisetti, gerente de ventas Chile y Sudamérica de Trina Solar, se logra dar la rigidez necesaria a los módulos fotovoltaicos, a pesar de la ausencia de marco.

“Al retirar el marco de aluminio del mó-dulo y brindar rigidez y protección a la celda solamente a través de la doble capa de vidrio, se logra reducir los costos de mantención al eliminar la acumulación de polvo en bordes y esquinas y gracias a su operación a mayores voltajes se tienen menores gastos en BOS (materiales y componentes de interconexión de los módulos)”, explica Bisetti.

El modelo TSM–PEG5 está compuesto de 60 celdas multicristalinas con un rango de potencia de entre 250 y 265 W, ade-más de una efi ciencia máxima de 16,1%; el modelo TSM–PEG14, en cambio, está conformado por 72 celdas y una rango de potencia que varía entre 300 y 315 W.

GARANTÍA LINEALUn aspecto destacado de los módulos DUOMAX, explica Rómulo Bisetti, es la garantía lineal que aplica Trina Solar.

“La garantía lineal reconoce un hecho natural en este tipo de equipos: la degradación del silicio es gradual a lo largo de la vida del módulo, no esca-lonada. Tradicionalmente los fabricantes aseguraban los módulos en base a intervalos, así, por ejemplo, se señalaba que en los primeros 10 años el módulo se iba a degradar no más de un 10% y que en los posteriores 15 años, la tasa de degradación acumulada po-

dría llegar hasta 20%. Trina Solar garantiza que la degra-dación se produce linealmente a partir el primer año hasta el fi nal de su vida útil, 30 años en el caso del DUOMAX, es decir, a una tasa de 0,5% al año”, explica Bisetti.

La ventaja de esto, explica el ejecutivo, es que permite pre-sentar proyectos con una pro-ducción de energía garantiza-da mayor; para los DUOMAX la energía adicional garantiza-da es de 20,6% más que las soluciones convencionales.

Otro aspecto destacado de los módulos DUOMAX tiene

relación con la tolerancia posi-tiva de potencia (0 / +3%), en términos sencillos, la solución ofrecida por Trina Solar al mer-cado nacional asegura que la potencia instalada, en el peor de los casos, será la nominal a las condiciones de medición (STC), mientras que en el me-jor escenario, se contará con un 3% adicional de potencia con respecto a esta.

Los DUOMAX cuentan con el certifi cado clase A de resisten-cia al fuego de UL. Presentan mayor resistencia a sustancias químicas y una mejor resisten-cia mecánica. Además, tiene una mayor resistencia PID.

LOS MÓDULOS PRESENTADOS POR LA MULTINACIONAL ESTÁN COMPUESTOS por una doble capa de vidrio que elimina la utilización de marcos de aluminio, reduciendo costos de mantención gracias a la menor acumulación de polvo.

Trina Solar presenta módulos fotovoltaicos DUOMAX en Chile

TENDENCIAS EN MANTENIMIENTO DE ERNC

Líder mundial en la fabricación de productos fotovoltaicos de próxima generación. El compromiso de Trina Solar es construir alianzas beneficiosas con instaladores, desarrolladores de proyectos, distribuidores y socios tecnológicos, cuyo objetivo común sea impulsar la energía inteligente.

Gracias a sus redes de ventas y servicios, a la presencia de expertos locales, la alta tecnología de producción de las plantas en China y los expertos de las filiales de Estados Unidosy Europa, Trina Solar está capacitado para responder a todas sus necesidades.

Romulo.Bisetti@trinasolar.com

Rómulo Bisetti Solari

+56 2 2594 7586

www.trinasolar.com

Trina Solar

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100%97.5% Energía adicional garantizada de los módulos DUOMAX

Durabilidadmejorada

Resistente al PID.

Menos suciedad debido a sus cualidades de autolimpieza.

La doble capa de vidrio incrementa la robustez del módulo y previene la formación de micro grietas.

MayorSeguridad

Resistencia a fuegos clase A certificado por TUV Rheinland de acuerdo al ensayo de fuegos IEC 61730-2 / MST 23

Certificados para fuego tipo 13 (UL 1703)

Aumentode Valor

Mayor voltaje máximo del sistema (1.500 V) reduce costos BOS

30 Años de garantía lineal

Degradación anual de 0,5%

están compuestos de dos capas de 2,5 mm de vidrio reforzado, reemplazado la capa trasera de plástico.

Tasa de degradación

anual de 0,5% en un periodo

de 30 años

Módulos DUOMAX de Trina SolarLa familia de productos DUOMAX, (en los modelos TSM–PEG5 y TSM–PEG14) ofrece una potencia adicional garantizada superior, una tolerancia positiva de potencia entre 0 +3%, además de una garantía de 30 años.

La potencia adicional garantizada por los módulos DUOMAX es 20,6% superior en

relación a las soluciones convencionales”Rómulo Bisetti, Gerente de Ventas Chile y Sudamérica

MódulosDUOMAX

ModeloTSM-PEG5

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72 cedasfotovoltaicas

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ModeloTSM-PEG14

MóduloMulticristalino

Rangode Potencia

MáximaPotencia

ToleranciaPositiva dePotencia

Garantía de potencia lineal de módulos DUOMAX de Trina Solar

Principales características

Módulos estándarde Trina

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Garantía lineal de los módulosDUOMAX de Trina Solar

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TENDENCIAS EN MANTENIMIENTO DE ERNC

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Trina Solar, el fabricante número uno a nivel mundial en términos de embarques de módulos fo-tovoltaicos (en 2014 despachó

3,66 GW) está presentando al mercado nacional su nueva línea de soluciones fotovoltaicas: los módulos DUOMAX sin marco, certifi cado por UL/IEC. La elimi-nación del marco de aluminio presenta una serie de ventajas, como el mayor ren-dimiento, se favorece la autolimpieza, se mejora la certifi cación contra incendios, entre otros. Este módulo puede operar con voltajes de sistema de hasta 1500 VDC.

Los módulos DUOMAX, en los modelos TSM–PEG5 y TSM–PEG14, están com-puestos de dos capas de 2,5 mm de vidrio reforzado, reemplazando la capa poste-rior de material plástico (back sheet). Con esto, explica Rómulo Bisetti, gerente de ventas Chile y Sudamérica de Trina Solar, se logra dar la rigidez necesaria a los módulos fotovoltaicos, a pesar de la ausencia de marco.

“Al retirar el marco de aluminio del mó-dulo y brindar rigidez y protección a la celda solamente a través de la doble capa de vidrio, se logra reducir los costos de mantención al eliminar la acumulación de polvo en bordes y esquinas y gracias a su operación a mayores voltajes se tienen menores gastos en BOS (materiales y componentes de interconexión de los módulos)”, explica Bisetti.

El modelo TSM–PEG5 está compuesto de 60 celdas multicristalinas con un rango de potencia de entre 250 y 265 W, ade-más de una efi ciencia máxima de 16,1%; el modelo TSM–PEG14, en cambio, está conformado por 72 celdas y una rango de potencia que varía entre 300 y 315 W.

GARANTÍA LINEALUn aspecto destacado de los módulos DUOMAX, explica Rómulo Bisetti, es la garantía lineal que aplica Trina Solar.

“La garantía lineal reconoce un hecho natural en este tipo de equipos: la degradación del silicio es gradual a lo largo de la vida del módulo, no esca-lonada. Tradicionalmente los fabricantes aseguraban los módulos en base a intervalos, así, por ejemplo, se señalaba que en los primeros 10 años el módulo se iba a degradar no más de un 10% y que en los posteriores 15 años, la tasa de degradación acumulada po-

dría llegar hasta 20%. Trina Solar garantiza que la degra-dación se produce linealmente a partir el primer año hasta el fi nal de su vida útil, 30 años en el caso del DUOMAX, es decir, a una tasa de 0,5% al año”, explica Bisetti.

La ventaja de esto, explica el ejecutivo, es que permite pre-sentar proyectos con una pro-ducción de energía garantiza-da mayor; para los DUOMAX la energía adicional garantiza-da es de 20,6% más que las soluciones convencionales.

Otro aspecto destacado de los módulos DUOMAX tiene

relación con la tolerancia posi-tiva de potencia (0 / +3%), en términos sencillos, la solución ofrecida por Trina Solar al mer-cado nacional asegura que la potencia instalada, en el peor de los casos, será la nominal a las condiciones de medición (STC), mientras que en el me-jor escenario, se contará con un 3% adicional de potencia con respecto a esta.

Los DUOMAX cuentan con el certifi cado clase A de resisten-cia al fuego de UL. Presentan mayor resistencia a sustancias químicas y una mejor resisten-cia mecánica. Además, tiene una mayor resistencia PID.

LOS MÓDULOS PRESENTADOS POR LA MULTINACIONAL ESTÁN COMPUESTOS por una doble capa de vidrio que elimina la utilización de marcos de aluminio, reduciendo costos de mantención gracias a la menor acumulación de polvo.

Trina Solar presenta módulos fotovoltaicos DUOMAX en Chile

TENDENCIAS EN MANTENIMIENTO DE ERNC

Líder mundial en la fabricación de productos fotovoltaicos de próxima generación. El compromiso de Trina Solar es construir alianzas beneficiosas con instaladores, desarrolladores de proyectos, distribuidores y socios tecnológicos, cuyo objetivo común sea impulsar la energía inteligente.

Gracias a sus redes de ventas y servicios, a la presencia de expertos locales, la alta tecnología de producción de las plantas en China y los expertos de las filiales de Estados Unidosy Europa, Trina Solar está capacitado para responder a todas sus necesidades.

Romulo.Bisetti@trinasolar.com

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+2%+3.2%

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100%97.5% Energía adicional garantizada de los módulos DUOMAX

Durabilidadmejorada

Resistente al PID.

Menos suciedad debido a sus cualidades de autolimpieza.

La doble capa de vidrio incrementa la robustez del módulo y previene la formación de micro grietas.

MayorSeguridad

Resistencia a fuegos clase A certificado por TUV Rheinland de acuerdo al ensayo de fuegos IEC 61730-2 / MST 23

Certificados para fuego tipo 13 (UL 1703)

Aumentode Valor

Mayor voltaje máximo del sistema (1.500 V) reduce costos BOS

30 Años de garantía lineal

Degradación anual de 0,5%

están compuestos de dos capas de 2,5 mm de vidrio reforzado, reemplazado la capa trasera de plástico.

Tasa de degradación

anual de 0,5% en un periodo

de 30 años

Módulos DUOMAX de Trina SolarLa familia de productos DUOMAX, (en los modelos TSM–PEG5 y TSM–PEG14) ofrece una potencia adicional garantizada superior, una tolerancia positiva de potencia entre 0 +3%, además de una garantía de 30 años.

La potencia adicional garantizada por los módulos DUOMAX es 20,6% superior en

relación a las soluciones convencionales”Rómulo Bisetti, Gerente de Ventas Chile y Sudamérica

MódulosDUOMAX

ModeloTSM-PEG5

60 cedasfotovoltaicas

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ModeloTSM-PEG14

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Rangode Potencia

MáximaPotencia

ToleranciaPositiva dePotencia

Garantía de potencia lineal de módulos DUOMAX de Trina Solar

Principales características

Módulos estándarde Trina

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Especialistas analizan los alcances de este concepto en el sector eléctrico, vislumbrando los primeros pasos en esta materia.

l valor compartido es un concepto

acuñado por los economistas Mi-

chael Porter y Mark Kramer que

ingresó con fuerza en el mundo de

la Responsabilidad Social de Empresa (RSE), siendo

clave a la hora de establecer relaciones entre empre-

sas y comunidades.

Chile no es ajeno a esta realidad, especialmente en

el sector energético, donde los proyectos conven-

cionales (termo e hidroeléctricos) registran la mayor

oposición entre comunidades y grupos ambientalistas.

AnálisisMargarita Ducci, directora ejecutiva de Red Pacto

Global Chile de la ONU, señala a Revista ELECTRI-

CIDAD que el valor compartido se ha transformado en

un elemento estratégico, pues “hay que entender que

el diálogo con los grupos de interés es primordial para

poder generar valor compartido y que ambas partes

sean beneficiadas, es decir, empresa y comunidad”.

Para Rodrigo Rivas, socio director de Valor Estra-

tégico Consultores, “la visión de valor compartido

es una evolución de la RSE. Trata de impulsar a las

empresas a generar valor social para la sociedad y las

E

Responsabilidad Social Empresarial (RSE)

Avances del valor compartido entre empresas eléctricas y comunidades

comunidades donde se insertan, tal como crean valor

para sus accionistas e inversionistas. Así, como dice

Michael Porter, los incentivos de las empresas están

alineados con los incentivos de la sociedad”.

Carolina Andrade, directora de Asesoría e Investigación

de Fundación PROhumana, indica a este medio que

en el sector eléctrico existe la tendencia “a realizar un

trabajo de relacionamiento estratégico con los públicos

de interés, en especial con las comunidades y con los

Margarita Ducci, directora ejecutiva de Red Pacto Global Chile.

Carolina Andrade, directora de Asesoría e Investigación de Fundación PROhumana.

María Eliana Arntz, directora ejecutiva de la Fundación Casa de la Paz.

Rodrigo Rivas, socio director de Valor Estratégico Consultores.

Luis Jara, director del Centro de Contabilidad y Transparencia Informativa de la Facultad de Economía y Negocios de la Universidad de Chile.

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clientes-consumidores, con incidencia en las relacio-

nes de vinculación y en la generación de proyectos

conjuntos”.

Según la ejecutiva, el valor compartido supone que

“una empresa socialmente responsable no se vincula

con sus comunidades solamente para prevenir o miti-

gar eventuales conflictos, sino que lo hace desde una

mirada estratégica sustentable y responsable, con el

fin de crear escenarios que reporten beneficios para

ambas partes”.

Sin embargo María Eliana Arntz, directora ejecutiva de

la Fundación Casa de la Paz, advierte que no se debe

confundir el concepto de valor compartido con el de

asociatividad, precisando que el proyecto que evalúa

el Gobierno en este tema “no es ni asociatividad ni

valor compartido. Es correcto desde el punto de vista

de la equidad territorial tarifaria, pero no es en estricto

rigor una iniciativa conjunta”.

De acuerdo a Luis Jara, director del Centro de Con-

tabilidad y Transparencia Informativa de la Facultad

de Economía y Negocios de la Universidad de Chile,

“se observa un amplio acercamiento a las comunida-

des aledañas por parte de las empresas eléctricas

nacionales. Este tipo de stakeholder es uno de los

principales para esta industria, pues no olvidemos

las presiones sociales que pueden generar y sus

consecuencias negativas para la industria eléctrica”.

Casos concretosLos especialistas consultados por Revista ELEC-

TRICIDAD mencionan algunos casos de empresas

eléctricas locales que han trabajado con el concepto

de valor compartido.

Margarita Ducci (Red Pacto Global): “Colbún,

con su central hidroeléctrica Angostura (ubicada

al sur oriente de Los Ángeles). Hubo un 100% de

acuerdo con las familias reasentadas y contó con

diálogo permanente desde su primera etapa mediante

mesas de trabajo y una serie de convenios con los

municipios junto con inversión en infraestructura y en

capital humano ligado a un centro de emprendimiento

inserto en la comunidad”.

Rodrigo Rivas (Valor Estratégico Consulto-

res): “el parque eólico Los Cururos, de Empresas

Públicas de Medellín (EPM). La empresa se compro-

metió a entregar un 3,5% de sus ventas a la comuni-

dad agrícola La Cebada de la Región de Coquimbo”.

Carolina Andrade (PROhumana): “el programa

“Chilectra en tu Barrio”, orientado a colaborar con la

economía doméstica de las comunidades, donde

se contemplan proyectos participativos con Juntas

de Vecinos, Uniones Comunales y Organizaciones

Funcionales en las áreas de concesión de la empresa”.

Luis Jara (FEN Universidad de Chile): “Los acuer-

dos de valor compartido de Endesa y las comunidades

de Coronel, vecina a la central Bocamina −con los

regantes del sector agrícola del Laja y con los regantes

de la cuenca del Maule− lo que permitió viabilizar las

obras para el inicio de la construcción de la central

hidroeléctrica Los Cóndores. A esto se suman los

protocolos de acuerdo firmados con representantes

de las comunidades que participan en la Consulta

Indígena que se realiza en el marco de la evalua-

ción ambiental del Proyecto Línea de Transmisión

Neltume-Pullinque, en la Región de Los Ríos”.

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os primeros esfuerzos por explotar ener-

gía geotérmica en el norte de Chile se

remontan a comienzos del siglo XX, cuan-

do miembros de la comunidad italiana en

Antofagasta crearon una compañía privada llamada Comu-

nidad Preliminar de El Tatio. Fue el primer proyecto de ex-

ploración geotérmica en el país: entre 1921 y 1922 fueron

excavados dos pozos de 70 y 80 metros de profundidad

en la zona. Pero no sería sino hasta la década de los 70

que los esfuerzos por

desarrollar proyectos

de explotación se re-

tomarían.

Las cifras sobre el

potencial geotérmico

que se manejan hoy en

Chile son alentadoras.

En 2010, cálculos de la Comisión Nacional de Energía

hablaban de 3.350 MW. Pero una reciente investigación,

realizada por Alfredo Lahsen (Universidad de Chile) y su

equipo de la Facultad de Geología, confirma datos que se

vienen manejando desde hace algunos años: Chile contaría

con un potencial de hasta 16.000 MW, lo que representa

el 91% de la actual capacidad instalada en el país.

Como una de las nuevas secretarías regionales minis-

teriales de energía, comenzar con el diálogo hacia las

comunidades es fundamental para que los proyectos

L geotérmicos se desarrollen de manera armónica con la

sociedad y medioambiente.

Hoy tenemos (en la región de Arica y Parinacota) tres

proyectos de geotermia en etapa de exploración, ubicados

en la comuna de Camarones: Exploración Licancura 1,

Polloquere y Licancura 3. En estas iniciativas ya se rea-

lizaron las etapas de geología, geoquímica y geofísica, y

sin duda, se trata de una diversificación en la generación

de Energía Renova-

ble No Convencional

(ERNC), la cual solo

consideraba proyec-

tos fotovoltaicos.

Actualmente en la re-

gión solo el 8% de la

generación eléctrica

corresponde a ERNC, pero se espera que de los 11

proyectos con RCA aprobados, 888 MW generen a me-

diano plazo, sin considerar las solicitudes de RCA que se

encuentran en proceso de tramitación (que superarían

una inversión de US$800 millones).

Por nuestra ubicación geográfica privilegiada, al tener

como fronteras a Perú y Bolivia, las proyecciones se

amplían y no es lejano pronosticar una conectividad inter-

nacional para la transferencia de energía, especialmente

de ERNC como la geotermia.

Región enlace para la interconexión con Latinoamérica

Geotermia en Arica y Parinacota

Por nuestra ubicación geográfica privilegiada, al tener como fronteras a Perú y Bolivia,

las proyecciones se amplían y no es lejano pronosticar una conectividad internacional para la transferencia de energía, especialmente de

ERNC como la geotermia.

Por Raúl Montoya, seremi de Energía de la región de Arica y Parinacota

Columna de Opinión

En Chile se suele confundir mantenimiento preventivo con predictivo. El tema no es

trivial, explica Hernán Peñaranda, General Manager de Pace Technologies en Chile, empresa canadiense que a mediados de año abrió oficinas en el país. La importancia de entender la diferencia entre ambos conceptos y aplicar herramientas de predicción, asegura, tiene el potencial de ahorrar tiempo y dinero. Mucho dinero. Junto a lo anterior, explica, a través del mantenimiento predictivo es posible llevar los equipos a su máximo potencial (en función de las especificaciones del fabricante).

Pese a lo que se pueda pensar, al menos en temas de ingeniería eléctrica, Chile recién ha comenzado a dar sus primeros pasos en temas de mantenimiento predictivo. Según explica el ejecutivo, es natural que los equipos eléctricos se degraden con el tiempo, pero no necesariamente tienen

que fallar. La prueba de mantenimiento predictivo realizado por Pace Technologies evalúa las condiciones de los equipos mientras se encuentran funcionando con el fin de diseñar e implementar una estrategia de mantenimiento preventivo que implique una parada más corta y focalizada sobre los equipos con problemas y de esta manera permita reducir los costos de mantención en forma segura y confiable.

En Chile, Pace Technologies trabaja con los dos estándares eléctricos más utilizado en el país, ANSI/NEMA y IEC, además, es una de las pocas empresas certificadas NETA (InterNational Electrical Testing Association) en Chile, “NETA es la organización que fija los estándares y procedimientos para medir cualquier equipo eléctrico”, explica el ejecutivo.

Junto a lo anterior, Pace Technologies ofrece lo último en tecnología de

cámaras CORONA utilizadas en centrales eléctricas, líneas de distribución y subestaciones eléctricas, laboratorios de alto voltaje, empresas mineras, etc.

Como empresa, Pace Technologies trabaja con el más amplio espectro de servicios vinculados a la ingeniería de potencia, en media y alta tensión, entre los que se destacan la realización de pruebas de aceptación SAT y FAT, mediciones infrarrojo y ultravioleta; evaluación de equipos eléctricos y análisis de calidad de energía, detección de fugas, comisionamiento y puestas en marcha, pruebas de mantenimiento predictivo, etc.

Pace Technologies se encuentra presente en todos los estados de Canadá, cuenta con oficina en Estados Unidos y ahora en Chile para atender a América Latina. Por su gran experiencia en mantenimiento y mediciones se ha transformado en la principal empresa de infrarrojo y mediciones de Efecto Corona y Gas SF6 en Canadá. “Nuestro gran objetivo es aplicar toda esa experiencia en el mercado chileno”, explica Hernán Peñaranda.

LA EMPRESA DE ORIGEN CANADIENSE ABRIÓ OFICINAS EN CHILE PARA LATINO AMÉRICA, A MEDIADOS DE AÑO CON UNA OFERTA INNOVADORA EN INGENIERÍA ELÉCTRICA, ENTRE LA QUE DESTACA UNA ALTA TECNOLOGÍA PARA MANTENIMIENTO PREDICTIVO.

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IAEEEl ex titular de Energía del Gobierno del Presidente Sebastián Piñera y actual profesor de Ingeniería de la Universidad Católica, Ricardo Raineri, fue elegido presidente de Asociación Internacional para la Economía Energética (IAEE), con sede en Estados Unidos, para el período 2016 y 2017.

La organización mundial cuenta con miembros en más de 100 países, interesados en la economía, fomento e investigación del sector energético. Además está a cargo de reconocidas publicaciones que abordan este campo a nivel global. Actualmente Ricardo Raineri se desempeña en la IAEE como vicepresidente del área de Asuntos Académicos, cargo que ocupa desde enero de 2013.

CIFESDaniela Álvarez fue nominada como directora ejecutiva del Centro para la Innovación y Fomento de las Energías Sustentables (Cifes), organismo que tiene a su cargo el desarrollo de iniciativas que impulsen la adopción de las energías sustentables en Chile, velando por la implementación de programas y

proyectos que aporten soluciones innovadoras a los desafíos energéticos y de competitividad del país.Álvarez es ingeniero químico de la Universidad de Carabobo, Venezuela, y MBA de la Pontificia Universidad Católica de Chile, además de ser diplomada en energía y finanzas de HEC-París.

ENAPEl Directorio de la Sociedad Nacional de Minería (Sonami) designó a Alejandro Jadresic como director de Enap, en reemplazo de Ramón Jara Araya.Alejandro Jadresic es ingeniero civil industrial de la Universidad de Chile y PhD en Economía de la Universidad de Harvard. Además, cuenta con una

amplia experiencia en los sectores público, privado y académico. Jadresic fue ministro presidente de la Comisión Nacional de Energía (1994-1997), presidente de la Comisión Preventiva (antimonopolios) y jefe de Política Comercial e Industrial del Ministerio de Economía. Desde enero de 2007 se desempeña como decano de la Facultad de Ingeniería y Ciencias de la Universidad Adolfo Ibáñez.

GHDLa red internacional de ingenieros, arquitectos y profesionales del medio ambiente que presta servicios a los mercados mundiales en las áreas de agua, energía, medio ambiente, infraestructura, y transporte informó que se designó a Ignacio Gaueca como nuevo Acting Operating Centre Manager

South America (OCM).

WÄRTSILÄEl Consejo Directivo de Wärtsilä Corporation informó que designó a Jaakko Eskola como el nuevo Presidente y CEO de la compañía. El ejecutivo asumirá estas funciones a partir del 1 de noviembre y sucederá a Björn Rosengren, quien se convertirá en CEO de la empresa de ingeniería Sandvick, en Suiza.

Jaakko Eskola se unió a Wärtsilä en 1998 y actualmente se desempeña como presidente de Marine Solutions, ejecutivo senior y deputy CEO, con sede en Shangai, China. Anteriormente trabajó como director general de Desarrollo y Servicios Financieros y vicepresidente de Ventas y Marketing para la Unidad de Negocios Energy Solutions.

SiemensNueva turbina eólica se adapta a sitios de vientos medios y bajos

En entrevista con revista ELECTRICIDAD, Jacob Andersen, CEO de Siemens Wind Power para América, explicó que tras un largo período de investigación, con el foco en las características parti-culares de América, se lanzó la turbina SWT-2.3-120 diseñada especialmente para optimizar la entrega de energía en lugares con vientos medios y bajos.

De visita en nuestro país, el espe-cialista explicó que la turbina cuenta con un rotor de 120 metros, con palas aéreo elásticas de 59 metros. Su desarrollo utiliza la tecnología Siemens IntegralBlade para hacer un uso inteligente de las capacida-des de flexión de la estructura de la pala. Esto permite que tenga un mayor tamaño del rotor, incremente el diámetro de la pala y tenga un 23% más del área de barrido sin un aumento proporcional de cargas estructurales, además de reducir los pesos y cargas lo que permite un menor desgaste.

La góndola, en tanto, está optimizada ergonómicamente para el mantenimiento, mediante una mayor accesibilidad a los componentes y está cerrada por una góndola cuadrada de acero diseñada para proteger los componentes internos.“Chile cuenta con vientos clase 2 y 3, es decir, vientos medios y medios bajos, por lo que esta tecnología es una muy buena alternativa”, explica Jacob Anderson, quien agrega que no hay que olvidar la experiencia de más de 30 años que tiene la compañía en este tipo de sistemas. “Queremos ser líderes en el sector energético y la generación eólica es una parte muy importante para Siemens”, concluyó el especialista.

Designaciones

Techvalue presenta conversores Profibus/CAN de Moxa

Techvalue, empresa que entrega soluciones de comunicación, computación y automatización industrial en Chile y Perú, es representante oficial de Moxa, marca que presenta sus con-versores Profibus/CAN a fibra óptica.Desde la empresa detallan que los conversores Profibus/CAN proporcionan la capacidad de extender comunicación sobre fi-bra óptica, lo que permite entre-gar mayor robustez y distancia a la transmisión de información de los buses de campo en to-pologías de red redundantes entre dispositivos Profibus/

CAN. Estos modelos facilitan el mantenimiento basado en sus funciones de diagnósticos de fibra óptica y redundancia, que es lo que requieren los distintos sistemas que operan todo el tiempo. Los conversores Moxa cuentan con un robusto diseño y están protegidos con carcasa metálica, aislamiento de 2 kV, entradas de alimentación redun-dante y rango de operación de temperatura de -40°C a 75°C.Los equipos poseen indicadores LED de estado Profibus y CAN que facilitan la visualización del estado de las comunicaciones.

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ABB Chile presenta proyecto de integración con DCS Symphony Plus

Empresas de generación de energía, mineras, plantas de tratamiento de aguas, la industria de la pulpa & pa-pel y representantes del mundo de la academia participaron del Expert Technology Event, taller organizado por ABB Chile sobre el sistema de control distribuido Symphony Plus de la compañía.El taller teórico práctico, dictado por el experto de ABB Italia, Alessandro Schivo, se centró en varias novedades, entre ellas, la plataforma de operación “S+ Operation”, la herramienta de ingeniería “S+ Engineering” y la nueva serie Symphony Plus de controladores e IO (SD) Serial Din.

Además, durante el evento se lanzó el proyecto de integración de equipos ABB, en torno a Symphony Plus, que se encuentra desarrollando el alumno memorista de la Universidad de la Frontera, Cristian Muñoz.“El proyecto de integración busca mostrar la robustez del sistema de control distribuido Symphony Plus, conectando diferentes equipos, como switchgears, drives, sistemas de dis-tribución de carga y demostrando la conectividad del equipo con la línea de controladores existentes Harmony Rack, los nuevos Symphony Din y otros controladores ABB como el AC800M”, enfatizó Muñoz.

Yokogawa Se adjudica contrato de reposición de flujómetros para SQM

Una orden por flujómetros magnéticos del fabri-cante de origen japonés Yokogawa concretó la productora de minería no-metálica SQM. El acuerdo considera la venta de un centenar de medidores en diámetros hasta las 14”. Los sensores serán destinados a las faenas productivas de SQM Salar en las cercanías de Antofagasta, detalló Yokogawa.Para Rodrigo Muñoz, gerente comercial de Yoko-gawa America Do Sul (Chile), este acuerdo es

importante, “ya que valida la ca-lidad de nues-tros equipos y su tecnología diferenciadora.

Además afianza po-sitivamente el camino

que estamos de-sarrollando en la industria mi-nera nacional”.

www.zublin.cl | www.zueblin.de 2 2498 9600 Cerro Portezuelo 9760, Quilicura - Santiago

Con más de un siglo de actividad en el mundo y más de 25 años operando en Chile, la empresa con casa matriz en Alemania, se ha posicionado como un referente en la ejecución efectiva de proyectos de desarrollo y construcción para el rubro de la minería y energía.

Especialidades:

• Minería Subterránea (Servicios, Procesos y Explotación)• Obras Subterráneas (Túneles, Cavernas, Piques y Galerías)• Obras Civiles (Hidroeléctricas y Energía)

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3M inaugura centro de innovación en Santiago

3M inauguró, en Santiago, su segundo centro de innovación en Chile. La nueva construcción, que significó una inversión de US$ 6 millones, se suma al centro de innovación de 3M para la minería, abierto en Antofagasta en 2013.“El centro de innovación de 3M en San-tiago será un espacio para desarrollar soluciones creativas y aplicaciones para las necesidades de las industrias de Chile y que posteriormente pueden exportarse al

resto del mundo”, señaló Wendy Benson, gerente general de 3M Chile.El edificio cuenta con 10 laboratorios para demostración, formación y desarro-llo de aplicaciones, donde profesionales especializados trabajarán en tecnologías para una amplia variedad de industrias productivas, como minería, vitivinícola, forestal, salmonera, alimentos y bebi-das, construcción, transporte, consumo y salud.

Gobierno británico abre proceso de postulación a Becas Chevening 2016-2017

El programa global de becas del gobier-no británico, Becas Chevening, abrió re-cientemente su proceso de postulación 2016-2017.Las Becas Chevening constituyen un pro-grama global financiado por la cancillería británica junto a organizaciones asociadas. Estas becas ofrecen la oportunidad de cursar estudios de posgrado de un año en las universidades más prestigiosas delReino Unido y son otorgadas a profesionales sobresalientes y con potencial de liderazgo provenientes de una variedad de áreas, incluyendo: minería, cambio climático y energía renovable, administración y políticas públicas, ciencia, tecnología, innovación y emprendimiento y educación.El proceso de postulación a las Becas Chevening estará abierto hasta el 3 de noviembre de 2015.

Eaton Da a conocer convertidor de frecuencia SC9000-EP Arc Resistance

Eaton dio a conocer el nuevo integrante de la familia AMPGARD, el convertidor de fre-cuencia “SC9000-EP Arc Resistance”, siendo el único equipo con-vertidor de frecuencia de Media Tensión del mercado con certifica-

ción de esta característica bajo norma CSA C22.2 No.22-11 y con cumplimiento de norma IEEE C37.20.7, atestiguado por laboratorios externos, según destacó la empresa.La compañía detalla además que esta nueva versión, resistente al arco del SC9000-EP, mantiene las características de modu-laridad que considera la integración del switch de aislación, el transformador desfasador y la electrónica de potencia en una misma alineación, la cual puede ser integrada a través de una barra única a un centro de control de motores resistente al arco de la serie AMPGARD de Eaton. Dentro de las características del SC9000-EP Arc Resistance, destacan los plenums dinámicos y la configuración de las celosías de ventilación que permiten el direccionamiento y la evacuación de gases producidos ante un eventual arco eléctrico.

www.eaton.cl

SimmaRent presenta línea de generadores insonorizados Denyo

La compañía de venta y arrien-do de equipos, SimmaRent, sumó a su portafolio de mo-tosoldadoras Denyo los gene-radores de la misma marca y reconocidos por su eficiencia.SimmaRent cuenta con stock de generadores insonorizados diésel monofásicos de 10,5 kVA con motor Yanmar y ge-neradores insonorizados diésel trifásicos que van desde 6,5 kVA hasta los 31,5 kVA (con motores Kubo-ta y Yanmar), entre otros.“Son ideales para operar en condicio-nes de gran exi-gencia, en donde se requiera que el generador funcione continuamente y tenga una extensa durabilidad”, destacó Francisco Wielandt, gerente

comercial de SimmaRent. Además, “consumen menos combustible y, por ende, son menos contaminantes. Su gran diferencia está en que Denyo fabrica su propia unidad ge-neradora”, señaló el ejecutivo.

www.simmarent.cl

www.chevening.org

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Gerente ComercialJulio HerreraE-mail: jherrera@editec.clTel.: +56 2 2757 4212, +56 9 97487275

Jefe de Ventas NacionalesNicolás IbarraE-mail: nibarra@editec.clTel.: +56 2 2757 4258, +56 9 64683561

Jefa de Ventas InternacionalesAlejandra CortésE-mail: acortes@editec.clTel.: +56 2 2757 4287, +56 9 83610279

CHILE

• María Isabel Fuenzalida, Ejecutiva ComercialE-mail: mfuenzalida@editec.clTel.: +56 2 2757 4291, +56 9 64685522

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• Constanza Cortínez, Ejecutiva Comercial InternacionalE-mail: ccortinez@editec.clTel.: +56 2 2757 4277

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

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Electricidad se reserva el derecho de asignar la cantidad de suscrip-tores por empresa. Toda persona que no califique en ninguna categoría anterior, podrá tomar una suscripción pagada.Solicite su suscripción por internet en: www.revistaelectricidad.cl, o a: Noelia Muñoz (nmunoz@editec.cl), tel +56 2 2757 4238.Suscripción Chile: anual $47.600 (IVA incluido), estudiantes: anual $23.800 (IVA incluido).Suscripción extranjero: EE.UU y América del Sur: US$204, Centroamé-rica y Canadá: US$250; Europa y resto del mundo: US$280.

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