tres ejes...el potencial de la tecnología 5g para el sector energético 28 escenario energético 30...

Sumario

1www.revistaelectricidad.cl | Agosto 2020 | Nº245

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AGOSTO

Entrevista a Eduardo Bitran sobre futuro del hidrógeno en Chile

Gas inflexible: generadores esperan cambios en norma

El potencial del 5G para el sector energético

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Sumario


104

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revistaelectricidad.cl

Reportaje Central Informe Técnico

3 Editorial

15 Informe Técnico Energía solar térmica: la relevancia de los anticongelantes

17 Columna de opinión Rodrigo Moreno, académico de la Universidad de Chile e investigador del Instituto Sistemas Complejos de Ingeniería (ISCI)

18 Mujer y Energía Los desafíos de la pequeña y mediana generación en materia de género

21 Energía Realidad aumentada: paso a paso en el sector energético

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AGOSTO

Entrevista a Eduardo Bitran sobre futuro del hidrógeno en Chile

Gas inflexible: generadores esperan cambios en norma

El potencial del 5G para el sector energético

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Tres ejespara una nueva distribución

Nº 244 | JULIO 2020 | Revista Electricidad | ISSN 0717-1641

PEFC/29-31-75

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

Consejo Editorial:• Verónica Cortez, gerenta de Energía de Cía. Minera Doña

Inés de Collahuasi • Carlos Barría, jefe de Prospectiva y Análisis Regulatorio del

Ministerio de Energía• Paola Hartung, vicepresidenta de Acera y directora Asuntos

Regulatorios Chile/Colombia de AES Gener• Vinka Hildebrandt, directora Asset Manager de Statkraft Chile• Rodrigo La Fuente, gerente de Negocios de Transelec

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Entrevista centralEduardo Bitran, presidente del Club de Innovación

• María Consuelo Mengual, gerente de Asuntos Legales del Coordinador Eléctrico Nacional

• Mauricio Osses, profesor Dpto. Ingeniería Mecánica, Campus Santiago San Joaquín de la Universidad Técnica Federico Santa María

• Andrés Salgado, socio director de ENC Energy Consultant • Francisco Sánchez, Francisco Sánchez, director de Regulación

de CGE

Director: Roly SolísEditor: Roberto ValenciaFotografía: Archivo EditecDiseño y Producción: Grupo Editorial Editec.Impresión: A Impresores

Mantenimiento de alumbrado público. Foto: Gentileza Empresas Eléctricas A.G.

Reportaje centralTres ejes para una nueva distribución

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25 Informe Técnico El potencial de la tecnología 5G para el sector energético

28 Escenario Energético

30 Proyectos 2020 Azabache: primera planta solar que cogenerará con parque eólico

32 Energía Gas inflexible: Los generadores que esperan una revisión de la norma técnica

34 Mercado Eléctrico

Para mayor información de tarifas y auspicios: [email protected] www.revistaei.cl@editecconferenciasyferias

CONFERENCIA ONLINE

MIÉRCOLES 9 DE SEPTIEMBRE

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ORGANIZA: MEDIO OFICIAL:

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Editorial


TRAS ESTE PRIMER SEMESTRE de pandemia, nuevos datos

sobre la demanda eléctrica en el país han salido a la luz y

han entregado un panorama más claro respecto de los futuros

escenarios que se vienen para la industria energética nacional

y los cambios de prioridades dentro de su quehacer.

Algunos de los principales actores del sector eléctrico local

ya han dado a conocer el comportamiento de la demanda en

este periodo de cuarentenas, donde los efectos de la menor

actividad por el confinamiento están manifestándose con

mayor claridad.

El Coordinador Eléctrico Nacional

registró una caída promedio de

-4,6% entre marzo y julio, lo que

fue comentado por el presidente

del Consejo Directivo del organismo,

Juan Carlos Olmedo, como una

de las mayores disminuciones

anotadas desde mediados de la década de los noventa del

siglo pasado.

Systep también abordó este tema, anotando una merma

de 281 GWh en la demanda entre abril y junio, mientras

que la Región Metropolitana sufrió una baja de 10,1%,

en el mismo periodo, debido a la cuarentena total que ha

afectado a la zona.

Ambos análisis han hecho hincapié en la relación del

crecimiento económico y la demanda eléctrica, señalando –en

el caso de Systep- una caída del PIB entre 4,5% y 7,5% para

este año, para comenzar una recuperación a partir de 2021.

Esta tendencia ha sido confirmada con el informe preliminar

de la CNE sobre las licitaciones de suministro 2020, donde se

concluye la no necesidad de realizar licitaciones para clientes

regulados hasta 2025, pues los excedentes de energía superan

con creces a los déficits que se presentan en los próximos

cinco años, lo que también se relaciona con la menor demanda

eléctrica proyectada por el organismo regulador.

La pandemia profundizó esta realidad, iniciada con el estallido

social de octubre del año pasado, aunque lo relevante es ver

cómo los actores de la industria

(autoridades, gremios, empresas

y especialistas) pueden encontrar

una salida a la actual situación,

con los respectivos ajustes que

se deben tomar en el corto plazo.

Para Systep, la Ley Larga de

Distribución es una oportunidad

de encontrar una eventual salida a la situación actual, pues sus

análisis advierten una capacidad instalada disponible, con los

actuales costos de operación, para sustentar un aumento de

la producción, siempre y cuando se encuentren mecanismos

para que los bajos costos operacionales sean percibidos por

los clientes finales.

Justamente, la relación entre la oferta y la demanda dentro

del sistema eléctrico jugará un rol clave para la recuperación

post pandemia, por lo que es primordial que sigan abiertos los

canales de comunicación entre las autoridades y los actores

del sector (y entre ellos mismos también), para avanzar a

otro escenario.

Pandemia:

Los efectos de la menor actividad por el confinamiento están manifestándose con mayor claridad, por lo que es necesario encontrar nuevos acuerdos para tratar de salir de la actual situación.

oportunidadespara la demanda eléctrica

para una nuevadistribución

Reportaje Central

Nº245 | Agosto 2020 | www.revistaelectricidad.cl 4

Tres ejes

Operadores de redes de distribución en terreno.


REFORMA AL SEGMENTO

Reportaje Central


Los proyectos de ley del Ministerio de Energía buscan cambiar la cara de este sector de la industria en un proceso que sí o sí integrará nuevas tecnologías, por lo que los especialistas consideran que la futura regulación es fundamental para perfeccionar este mercado y la calidad del servicio.

PORTABILIDAD ELÉCTRICA, calidad de servicio y generación distribuida son los tres ejes que buscan modernizar el segmento de la distribución en el país, los cuales están incluidos en los proyectos de Ley preparados por el Ministerio de Energía que se tramitarán en el Congreso con el objetivo de avanzar en la modernización de este segmento.

Este plan fue explicado por el ministro de Energía, Juan Carlos Jobet, a los integrantes de la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados, donde precisó que la primera iniciativa, sobre portabilidad, plantea el principio de que “todo usuario tendrá derecho a elegir a su comercializador de energía”.

El segundo proyecto abordará la calidad de servicio, mediante el perfeccionamiento del mercado y la modernización del sector. De acuerdo con lo expuesto por la autoridad en el Congreso, los resultados que se esperan con esta iniciativa son mejorar la seguridad y calidad de servicio a través de inversiones eficientes en la red; compensar adecuadamente a los clientes por las interrupciones de suministro, y entregar una señal de largo plazo de exigencias técnicas, que disminuya el riesgo de inversiones estratégicas para calidad.

Por su parte, el tercer proyecto considera la implementación de nuevos recursos distribución, así como la creación de valor local y la reactivación económica, buscando avanzar en la facilitación y promoción del desarrollo eficiente de generación local y descentralizada; aumentar la actividad económica local, la generación de empleo y el desarrollo de tecnología e innovaciones locales, además de fomentar la entrada de nuevos actores, proveyendo productos y servicios (generación distribuida, almacenamiento y gestión).

A juicio de los especialistas consultados por ELECTRICIDAD esta regulación es clave para completar la modernización del segmento, aunque algunos advierten el complejo escenario que se dará el próximo año con los ajustes que se han realizado en el actual contexto de pandemia,

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Reportaje Central


como la Ley de Servicios Básicos, que prohíbe el corte del suministro ante el no pago de las cuentas de luz.

Proceso tarifarioUn paso relevante en este escenario es la vigencia de la Ley Corta, que incorporó una serie de novedades en la definición del proceso tarifario del Valor Agregado de Distribución (VAD), cuyo decreto debería estar listo en el segundo semestre del próximo año.

José Venegas, director ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE) indica que la discusión legislativa en torno a la Ley Larga coincide con las novedades del proceso de cálculo del VAD correspondiente al cuadrienio 2020-2024, así como también con el proceso de fijación de precios de servicios no consistentes en suministros de energía, según lo estableció la Ley N°21.194 que rebajó la rentabilidad de las empresas de distribución y perfeccionó el proceso tarifario de distribución eléctrica.

La autoridad sostiene que este proceso considera varios cambios:

• Fijación de una nueva tasa de actualización representativa de los riesgos actuales que enfrentan las empresas.

• Perfeccionamiento de la definición de “áreas típicas” para este proceso, aumentando de 6 a 12 las áreas típicas, lo que permitirá reflejar adecuadamente la diversidad de realidades nacionales y de los clientes de cada empresa de distribución.

• Adjudicación y realización de estudio único de costos, por parte de un consultor independiente, que es supervisado por un Comité integrado por representantes del Ministerio de Energía, la CNE y las empresas, eliminándose así la ponderación de los estudios.

Venegas asevera que este proceso de tarificación “nos ha obligado a dotar a la institución de los elementos técnicos y profesionales necesarios

para enfrentar este proceso con máxima eficiencia y excelencia conceptual y técnica. Asimismo, hemos querido priorizar en esta tarificación la participación, estableciendo un proceso abierto a todos los interesados, que ha contado con una etapa de observaciones y luego, discrepancias ante el Panel de Expertos”.

En el sector privado destacan el primer paso dado con esta regulación. Rosa Serrano, ingeniera industrial PUC y estudiante del programa de PhD en “the School of Electrical and Electronic Engineering at the University of Manchester”, sostiene que la Ley Corta “aporta una mayor transparencia al proceso tarifario, da espacio a la participación ciudadana y reduce significativamente el nivel de arbitrariedad en el cálculo del VAD”.

La especialista resalta la inclusión de un mayor número de empresas en este proceso, principalmente cooperativas eléctricas, lo que permitirá “reconocer en forma más adecuada el nivel de costos de estas empresas que abastecen a zonas de ultra-ruralidad”.

La participación también es resaltada por Rodrigo Castillo, director ejecutivo de Empresas Eléctricas A.G.: “Se crea un registro de participación ciudadana, en el que podrá inscribirse toda persona natural o jurídica que desee participar en el proceso, quienes tendrán acceso a los antecedentes y resultados del estudio de costos. Este primer proceso tarifario lo integrarán las asociaciones de consumidores a que se refiere la ley N° 19.496 y las empresas concesionarias de distribución eléctrica”.

Eso sí, Rosa Serrano advierte lo inadecuado de haber cambiado la tasa de rentabilidad de la industria “en forma aislada del resto de los elementos que conforman el marco regulatorio, como el esquema de reconocimiento de activos, ya que no refleja de manera correcta el riesgo del negocio”.

Y es que, en su opinión, “la tasa de rentabilidad es una potente herramienta para generar incentivos y establecer políticas públicas como mejoras en la calidad de servicio o para hacer frente a

Reportaje CentralReportaje Central

Foto: Archivo ELECTRICIDAD.

José Venegas, secretario ejecutivo de la CNE.


Rosa Serrano, ingeniera industrial PUC.


Rodrigo Castillo, director ejecutivo de Empresas Eléctricas.

Vista nocturna de Santiago.

Reportaje Central


nuevos desafíos. Sin embargo, en esta ocasión la discusión solo se limitó a reducir la rentabilidad, sin analizar en su totalidad los efectos de esta, la cual debe ser establecida armónicamente con el resto del marco regulatorio”.

Humberto Verdejo, director del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Santiago, sostiene que si bien la ley corta “perfeccionó el mecanismo de definición del VAD, dando más claridad y transparencia a la manera en que se remunerarán las empresas de distribución, esta regulación no apunta al corazón del problema, que es determinar cómo la calidad del servicio se puede reflejar de manera concreta en la tarifa, que será el gran desafío de la Ley Larga, donde será clave la figura del comercializador”.

Ley LargaLos actores del segmento están conscientes de la

necesidad de lograr un adecuado complemento

entre la Ley Corta y la Ley Larga. Rodrigo

Castillo asegura que la industria de distribución

“ha manifestado la necesidad de una reforma

en profundidad del marco normativo, el cual

es insuficiente para dar cumplimiento a las

expectativas de los clientes, especialmente a

las demandas ciudadanas relacionadas con la

calidad de suministro y resiliencia del servicio de

distribución”.

Por ello, el representante gremial afirma que

la Ley Larga se puede complementar

con el proceso tarifario incluyendo

consideraciones como:

• La adecuación de los riesgos del

modelo regulatorio, de modo que sea

consistente con las modificaciones ya

introducidas al marco normativo.

• Cómo se van a incluir objetivos de política

pública en el proceso tarifario, como por ejemplo

mejoras de calidad de servicio y de resiliencia.

• Cómo se considera la adaptación al cambio

climático y las contingencias naturales graves, cada vez más frecuentes en nuestro país, así como el manejo de vegetación.

• Revisión del esquema de tarificación por empresa modelo.

• Cómo se va a avanzar en la gradual tarificación empresa por empresa para no tener que depender de una empresa de referencia y de las áreas típicas.

ComercializadorEl concepto de portabilidad eléctrica que tiene el primer proyecto de ley anunciado por el Ministerio de Energía, plantea la figura del comercializador. Para Rosa Serrano, este nuevo actor “permitirá mejorar significativamente la atención al cliente, ya que al dejar de ser un cliente cautivo, este será más atractivo tanto para su actual suministrador como para otros posibles suministradores y, por lo tanto, las empresas se esforzarán en entregar mayor satisfacción en cada una de las interacciones que tenga con el

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Humberto Verdejo, director del DIE de la Universidad de Santiago.

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de catástrofe. Entonces, el ojo dentro del sector estará presente más que ahora, producto de la necesidad de bajar las tarifas en el corto plazo”.

Recursos distribuidosLos ejes de la calidad del servicio y los nuevos

recursos distribuidos, por su parte, son

destacados por Rodrigo Palma, director del

Centro de Energía de la Universidad de Chile,

quien sostiene que “con o sin reforma se vienen

cambios relevantes para este hijo menor del

sector eléctrico y que, conforme pasa el tiempo,

será cada vez más protagónico, debido a que

las soluciones descentralizadas están tomando

mucha fuerza, lo que se relaciona con la baja

de precios en tecnologías de generación,

particularmente la solar, el almacenamiento, la

electromovilidad y la valoración creciente de la

sociedad por los sistemas descentralizados, que

son auto sostenidos”.

En esta línea, el académico plantea la necesidad

de realizar un trabajo sistemático en medidores

Reportaje Central

cliente (denominadas "momentos de verdad"). Como consecuencia de esto, también mejorará sustancialmente la reputación de la industria”.

Adicionalmente, según Humberto Verdejo, para darle cabida al comercializador “necesariamente va a tener que retomarse el tema del medidor inteligente, que se ha vuelto tabú por las implicancias que tuvo el intento de implementación del año pasado”.

“Este tema tendrá que abordarse sí o sí porque el comercializador, y las tarifas flexibles, va a estar ligado directamente a los medidores inteligentes. Sin estos, no tiene sentido el comercializador en la forma en que lo está planteando el gobierno, como una alternativa para bajar los precios de las cuentas de los clientes regulados”, sostiene el académico.

Rosa Serrano coincide con esta lectura. “Se debe ser claros en que la entrada del comercializador no solucionará per sé los problemas de calidad de servicio existente, ni se podrán ofrecer tarifas con precios diferenciados en el tiempo, si no avanzamos en el reemplazo masivo de los medidores actuales por medidores inteligentes”, asevera.

El tema de las expectativas frente a estos cambios también es abordado por la especialista: “Teniendo en consideración el frágil momento reputacional que atraviesa la industria es imprescindible ser claros y cuidadosos en los mensajes que se dan a la ciudadanía, a fin de no generar falsas expectativas. Por ejemplo, respecto de los niveles de precios a los que se podrá acceder, ya que aún queda un largo periodo en que parte importante de la energía contratada proviene de las licitaciones de suministros con niveles de precios ya establecidos”.

Esto es compartido por Humberto Verdejo, por cuanto “el abanico de opciones que se tiene es tan grande respecto a la Ley Larga de Distribución, que va a estar definido principalmente cómo se vea la coyuntura en el corto plazo, porque el próximo año habrá un gran problema con las tarifas, producto de lo que se está dejando de pagar actualmente y que se tendrá que pagar en 12 cuotas, una vez que se termine el Estado

inspección en terreno de subestación.

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Rodrigo Palma, director del Centro de Energía de la Universidad de Chile.

Centro de control de redes de distribución.

Reportaje Central


Reportaje Central

inteligentes y que se asignen bien los costos, junto con los derechos y deberes, pues esto es algo que se viene sí o sí en los sistemas de distribución modernos”.

Daniel Gutiérrez, socio director de BGS Energy Law, también resalta el proyecto que busca crear nuevos recursos distribuidos, pues sostiene que con ello se incrementarán los niveles de competencia en el segmento.

“Estos son recursos energéticos gestionables que se encuentran conectados en las redes de distribución o en las instalaciones de los usuarios finales, como por ejemplo las fuentes primarias dedicadas a la autogeneración y generación distribuida, el almacenamiento de energía, los vehículos eléctricos y las cargas eléctricas controlables, entre otros”, explica.

Y agrega: “Los recursos energéticos distribuidos constituirán un mercado liberalizado y competitivo, debiendo la regulación garantizar las condiciones

para un correcto funcionamiento, de acceso a las redes, como también, activando las habitaciones legales necesarias para que opere la libertad de precios y competencia entre los agentes”.

Ante este panorama, el abogado advierte la necesidad de definir quién será el operador de la red en este ámbito, además de ver qué funciones cumplirá.

Conclusiones• Tres son los proyectos de ley que el Minis-

terio de Energía enviará al Congreso para la reforma a la distribución: portabilidad, calidad de servicio y nuevos recursos dis-tribuidos.

• La Ley Corta definió un nuevo proceso tarifario en el sector, por lo que sus acto-res esperan que se pueda complementar adecuadamente con la Ley Larga de dis-tribución.

• La figura del comercializador es un aspecto clave, según los especialistas, quienes advierten en la necesidad de reflotar el tema de los medidores inteligentes.


Daniel Gutiérrez, director de BGS Energy Law.

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Entrevista


EDUARDO BITRAN se apasiona cuando habla de inno-vación. Y la posibilidad de que el país avance hacia una industria del hidrógeno, producido en un en un proceso relacionado con energías renovables, es lo que ha tomado su agenda como presidente del Club de Innovación, uno de los principales organizadores de la Misión Cavendish.

Sobre esta última iniciativa el ejecutivo desta-ca a ELECTRICIDAD los resultados alcanzados en el ciclo de conferencias realizadas, donde se abordaron múltiples aspectos para desarrollar una economía del hidrógeno verde en el territorio nacional.

Evaluación¿Cuál es la evaluación del Club de Inno-

vación sobre el ciclo de conferencias de

Misión Cavendish?

La evaluación es positiva, pues se logró integrar al tema del hidrógeno verde a una multiplicidad de actores que son relevantes si pretendemos desarrollar en Chile una economía del hidróge-no. El Ministerio de Energía inició un proceso de visión, donde el ministro Jobet ha sido un gran impulsor, y además se ha incorporado la

hacia el desarrollo de proyectos piloto y de escalamiento”

El presidente del directorio del Club de Innovación repasa con ELECTRICIDAD los puntos más destacados que tuvo el ciclo de conferencias de la Misión Cavendish, donde se discutió sobre los principales aspectos necesarios para el desarrollo de una industria de esta combustible sin emisiones en Chile.

EDUARDO BITRAN Y EL HIDRÓGENO VERDE:

"Requerimos avanzar

Corfo, dándole continuidad a programas que ya se habían desarrollado a partir de 2017. El primer balance de creación de capital social, que busca establecer lazos de mayor confianza y una visión compartida para este desafío se cumple. En las ocho sesiones que se realizaron, Misión Cavendish convocó a más de 2.500 asistentes, posicionándose como una de las iniciativas con mayor interés y atracción en el tema.

¿Y cómo aprecia el interés del sector pri-

vado en este proceso?

El sector privado se ha interesado fuertemente en el hidrógeno verde. Tenemos la participa-ción de prácticamente todas las empresas de energía y gas que están en Chile, además de emprendedores que quieren involucrarse en el tema de la economía del hidrógeno verde, y de la academia que está inmersa en el área de energía renovable y en Investigación y Desarrollo. También participaron la mayoría de las empresas mineras y otros actores que tienen un potencial de uso de este recurso.

¿Qué análisis hace sobre la necesidad de

contar con un marco regulatorio?

Cuando empezamos en 2018 estas actividades, algunas empresas europeas nos señalaron que sin un marco regulatorio adecuado, era imposible pretender realizar negocios en Chile en esta ma-teria, porque los riesgos son muy altos. En este ámbito, la regulación es bastante específica a cada caso de uso, por lo que es un desafío mayor y la clave es no empezar a establecer regulaciones en general para cualquier actividad, sino que tener un vínculo bien estrecho con las iniciativas privadas, de tal manera de enfocarse en aquellas áreas que

Entrevista


en Chile van a tener un desarrollo inicial más importante. Todo este diálogo que hubo en las conferencias ayudó a ir avanzando en este foco.

El desarrollo del capital humano también

se abordó en las conferencias.

El capital humano cumple un rol fundamental para el desarrollo de una nueva economía del hidrógeno verde, y así lo indican varias empresas. Este desarrollo requiere servicios de mantenimien-to y el primer requerimiento es tener técnicos que puedan darlos. Por eso, surgió con claridad la posibilidad de trabajar con distintos centros de formación técnica, en forma bien enfocada, para abordar estos desafíos.

A su juicio, ¿qué otros retos existen?

El desafío es poder integrar tecnología, desarro-llar casos de uso que integren la energía solar, haciendo investigación y desarrollo e innovación. No se trata de hacer ciencia básica. Nuestro reto es el pilotaje y para eso necesitamos capital humano dedicado a la investigación aplicada y al desarrollo de la ingeniería.

Minería¿Cree que el hidrógeno pueda mate-

rializarse en una industria nacional,

considerando otras tecnologías que

lo han intentado, pero que no han po-

dido avanzar?

Necesitamos efectivamente hacer innovación tecnológica y podemos llegar a eso de inme-diato, avanzando con iniciativas concretas. Si la investigación y la tecnología están dispo-nibles, lo que se debe hacer de inmediato es ir a pilotear soluciones que integran tec-nologías y que puedan ser aplicadas por la industria, ahí es donde Chile tiene su talón de Aquiles. El esfuerzo que hacemos en innovación empresarial es insuficiente y afecta la estrategia del hidrógeno.

¿Por qué?

El desarrollo de casos de uso requiere inno-var, integrar tecnologías y pilotear. En el corto plazo la minería aparece como el principal sec-tor tractor inicial de la economía del hidrógeno.

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Entrevista

Puede reducir las fallas de coordinación que se generan al crear una nueva industria

compleja. En particular, porque la operación

está concentrada geográficamente y así reduce el cos-to de desarrollar la infraestructu-ra habilitante.

Adicionalmente, la demanda por

minerales bajos en emisiones es

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Entrevista


una tendencia inevitable y existen beneficios de mercado a mediano plazo. Se estima que el impuesto al carbono en Europa podría implicar premios de entre 10 y 20 centavos de dólar por libra de cobre, a aquella oferta baja en emisiones. El hidrógeno es clave para sustituir el uso de diésel y combustibles fósiles en minería, que representa casi el 50% de toda la energía consumida por el sector. Se requiere que la minería se comprometa en una visión a mediano plazo y tome un liderazgo en buscar alianzas para desarrollar innovaciones que desarrollen casos de uso.

Si es así, la industria minera también entra-

ría en un círculo virtuoso, con su objetivo

de bajar emisiones en sus procesos.

Si la minería innova y empieza a integrar tecno-logías para sustituir el diésel, usando hidrógeno verde, se reducirá el problema de fallas de coordi-nación, por lo que aparece como el espacio más importante para que Chile pueda posicionarse en la economía del hidrógeno y apoyar su desarrollo en Chile.

Eduardo Bitran al asumir la presidencia del Club de Innovación.

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¿Qué iniciativas seguirá realizando el

Club de Innovación en materia de hidró-

geno?

Para que esta estrategia sea un proceso en que se vincule a todos los actores relevantes, es necesario que tenga un concepto de descen-tralización. Las grandes oportunidades están en las regiones, especialmente en el norte con la minería, que en una segunda etapa abrirá la posibilidad de exportación desde Mejillones. Otra área relevante es Magallanes con su energía eólica y con un factor de planta de casi 60%, donde este potencial abre la oportunidad de usarlo para sustituir el gas natural internamente, y a futuro transformar a la región como un gran exportador. En el Club de Innovación estamos planteando llevar la Misión Cavendish a Atacama y Magallanes, como también así al Biobío, con la energía eólica y el potencial que tienen las industrias forestal, química y del plástico. Que-remos integrar a todos los actores relevantes y a todos los interesados en la materia. Es un avance que debemos realizar juntos colaborando.

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Informe Técnico


captación. Se usa como un aditivo para el agua que –por lo general- es el fluido que circula al interior del absorbedor que tienen los paneles solares térmicos, además de ser un mecanismo de protección contra heladas, siendo uno de los más utilizados en circui-tos indirectos del panel solar, según se indica en el Manual de Diseño de Sistemas Solares Térmicos para la Industria Chilena, que fue una iniciativa del proyecto Appsol, desarrollado entre 2013 y 2015 con apoyo de Corfo.

La aplicación de estas soluciones está regulada por el reglamento de la Ley Nº 20.365, la cual establece la franquicia tributaria respecto a sistemas solares térmicos, particularmente en lo que se refiere a la protección contra heladas, lo que ha cobrado

Estas soluciones están reguladas en el reglamento de la Ley que establece franquicias tributarias para la instalación de este tipo de tecnologías.

la relevancia de los anticongelantes Energía solar térmica:

Instalación termosolar.

Informe Técnico

OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

EL USO DE ANTICONGELANTES en paneles solares térmicos se ha masificado a medida que siguen creciendo los proyectos de este tipo, ya sea a gran escala y en el sector residencial en el sector residencial, el comercio y la industria, siendo un insumo relevante para enfrentar el riesgo de congelación de estos ma-teriales en determinadas zonas climáticas del país.

El anticongelante se utiliza en los paneles termo-solares con el objetivo de calentar un fluido que está en recirculación y que pasa por un sistema de

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: GIZ

en

Chile

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Informe Técnico


una mayor importancia en la actualidad, debido al aumento de proyectos de este tipo en el sector agrícola, donde se manifiestan estas condiciones climáticas.

FuncionesGénesis Rojas, encargada del Área Solar de Hec-dumed Chile, señala a ELECTRICIDAD que un anticongelante “es una mezcla líquida inhibida de agua más glicol, que desde un punto de vista técnico y para los sistemas solares térmicos según requerimientos del reglamento ley Nº20.365, de-ben ser soluciones atoxicas y capaces de evitar el congelamiento y expansión frente a las heladas, como también deben evitar la formación de corro-sión e incrustación del circuito”.

MantenimientoRojas sostiene que, en cuanto al mantenimiento, si la solución o mezcla de anticongelante "ha sido preparada según las exigencias y recomendaciones del reglamento ley Nº20.365, donde se indica que la solución o mezcla no debe ser toxica, debe contener un mínimo de concentración de glicol, que cuenten con un paquete de inhibidores de corrosión y que esta debe estar preparada con agua de buena calidad (blanda, desionizada)”.

La especialista añade que para estas actividades también es relevante “el buen uso en la manipulación y la realización rigurosa de mantenimientos preventi-vos del circuito primario. Por tanto, si consideramos todo lo anterior, recién ahí se podría decir que una mezcla de anticongelante no necesitará manteni-miento. Y solo se deberá esperar la fecha de cambio de la mezcla, según caducidad informadas por el proveedor del anticongelante y las concentraciones establecidas por la empresa contratista o la empresa instaladora de los equipos solares térmicos”.

Rojas menciona que estas indicaciones están es-tipuladas en “título tercero” del mismo reglamento ley Nº20.365, que hace mención a la documenta-ción sobre “Información Técnica del Sistema Solar Térmico”, por lo que si se cumplen las exigencias de la normativa, el cambio de la mezcla o solución glicolada debiera realizarse cada dos años”.

“No obstante, si consideramos que muchas mezclas o soluciones de anticongelante son realizadas in situ y a criterio del usuario final, se presentan variables que pueden ir en perjuicio de las bondades del anticongelante, llegando incluso a ser necesario un cambio total de la mezcla, antes de los dos años”, asevera.

Como conclusión, la ejecutiva sostiene que ac-tualmente la demanda de anticongelantes en el mercado nacional se mantiene en bajos niveles, debido a varios factores. “Si se considera la anti-güedad de la ley, junto a la cantidad de empresas de ingeniería, contratistas y constructoras que están implementando el uso de la energía solar a nivel nacional y a las limitaciones debido a la contingen-cia por el tema Covid-19, podríamos decir que la demanda se mantiene en niveles bajos en relación a lo esperado”.

Instalación termosolar en sector residencial. La especialista también indica que estos produc-

tos “deben ser capaces de retener y transportar temperaturas desde los sistemas solares térmicos a los intercambiados de calor, con la menor per-dida calórica posible”.

“Con relación a las concentraciones de agua/glicol y como la misma ley lo exige estas deben ser consideradas con un delta de 5ºC (por de-bajo) en relación a la temperatura histórica más baja registrada en la zona geográfica, donde se implementarán los Sistemas Solares térmicos”, agrega.

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Chile

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Columna de Opinión

Visión de futuro: regulación de la distribución eléctrica

LA DISTRIBUCIÓN ESTÁ CAMBIANDO RADICALMENTE debido a la penetración

de nuevos recursos distribuidos, la electrificación del transporte,

la descarbonización de la matriz, la oportunidad de hacer nuevos

negocios y la necesidad por aumentar los niveles de calidad de

suministro de las redes eléctricas.

La eficiencia de estos cambios, no obstante, dependerá de la

regulación del sector, por lo que se espera que se modernice de

forma significativa, contrarrestando las casi cuatro décadas de

inmovilidad regulatoria en el segmento.

En este contexto, expuse mi visión de fu-

turo para la distribución en un evento de

EBP Chile, coorganizado con Fundación

Chile y Empresas Eléctricas A.G., donde

enumeré los cinco pilares de mi visión:

1. Evolucionar hacia un sistema de remuneración más transparen-

te, justo y eficiente, más acorde a los nuevos tiempos. Se propone

que este nuevo sistema informe más al consumidor acerca de

los costos y rentabilidades reales del negocio, y que entregue

las señales adecuadas a los inversionistas para que puedan

implementar aquellas decisiones que se alinean con la política

pública de la manera más eficiente posible. Esto, debido a que

el actual sistema de remuneración por empresa modelo no hace

de forma adecuada (ni razonable) ninguna de estas dos tareas.

2. Aplicar un sistema de tarificación más costo reflectivo y con

una mayor granularidad espacial y temporal, que dé las señales

más adecuadas a los usuarios de red quienes se vuelven más

responsivos a las señales de precio. Esto será importante cuando

exista un mayor nivel de penetración de recursos energéticos

distribuidos (DER), incluyendo, por ejemplo, estaciones de carga

de vehículos eléctricos.

3. Que los usuarios puedan tener acceso a una comercialización

competitiva, permitiendo que pequeños usuarios opten a precios

más competitivos, como lo hacen grandes consumidores, fue el

motivo original, internacionalmente hablando, para implemen-

tar un sector competitivo de comercialización. Así, crear una

barrera en el acceso para pequeños consumidores (como se ha

planteado en algunas oportunidades)

sería un error.

4. Permitir acceso abierto para DER,

quienes además puedan proveer sus

servicios en igualdad de condiciones

que otros medios energéticos. Se vis-

lumbra que, por ejemplo, la generación conectada en distribución

(y otros medios distribuidos) pueda competir en igualdad de

condiciones con medios conectados en transmisión, tanto en

energía y potencia, como en otros servicios complementarios, lo

que se reflejaría, ciertamente, en los precios de distintos servicios

eléctricos.

5. Dar acceso oportuno e igualitario a la información para operado-

res, comercializadores y agregadores, resguardando la privacidad

en los casos pertinentes. Esto requerirá la formación de una insti-

tución o compañía regulada de datos, la cual, en conjunto con los

operadores de redes de distribución (empresa 100% regulada),

se distribuyan las distintas tareas reguladas asociadas a la gestión

de datos, buscando minimizar la duplicidad de tareas.

La eficiencia de estos cambios, no obstante, dependerá de la regulación del sector, por lo que se espera que se modernice de forma significativa.

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D. Por Rodrigo Moreno,académico de la Universidad de Chilee investigador del Instituto Sistemas Complejos de Ingeniería (ISCI)

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rofundizar las políticas de integra-ción para disminuir la brecha de género en el sector de la pequeña y mediana generación es la tarea de

Patricia Méndez, directora de GPM-A.G., la asocia-ción que agrupa a las empresas de este segmento, lo cual se inscribe dentro de los compromisos de la iniciativa Energía +Mujer, que impulsa el Ministerio de Energía con el sector privado.La ejecutiva es fiscal de Enorchile y también partici-pa en la segunda Generación del Programa Women in Energy de WEC Chile, que busca aumentar la participación femenina en la industria energética.

Situación actualA su juicio, la realidad de la participación de la mujer en el sector de la pequeña y mediana generación “no dista mucho de la realidad que se visualiza en el sector energético en general, donde la participa-ción de la mujer está lejos de alcanzar el promedio establecido para los países OCDE. Sin embargo, pareciera ser que la participación de la mujer en los sectores de la pequeña y mediana generación son aún menores que en aquellas empresas con mayor participación en el mercado”.Esto, explica, respondería a dos motivos: “En primer lugar, a los aspectos económicos y financieros de cada empresa; y en segundo término, a que las empresas de mayor tamaño por lo general poseen

P

NUEVOS ESPACIOS

Patricia Méndez, directora de GPM-A.G., que reúne a las empresas del sector, señala la importancia que ha tenido la iniciativa Energía +Mujer para aterrizar este tema.

capitales extranjeros, que traen consigo una visión distinta en relación a la incorporación de la mujer en sus empresa. De este modo, pareciera ser que en Chile aún tenemos el sesgo de que contratar mujeres es mucho más costoso que contratar hombres”. “En el sector de la pequeña y mediana generación existe una cultura de género masculinizada, en don-de priman los estereotipos y los sesgos basados en diversos criterios, tales como disponibilidad horaria, edad, género, maternidad, entre otros aspectos que tienden a priorizar la elección de un hombre por sobre una mujer”, detalla. Y agrega: “Si bien hay empresas que se han abierto a contratar mayor número de mujeres, todavía existe un alto número de mujeres que son contratadas prin-cipalmente para cargos administrativos, limitando su participación a aquellos cargos de carácter directivos o que impliquen tomas de decisiones, lo que da cuenta de las desigualdades existentes entre hombres y mujeres, que se reflejan en bajas tasas de incorporación de la mujer en el sector, en las brechas salariales existentes, en el bajo número de mujeres en altos cargos y en la pérdida de muchos talentos femeninos que aún no se vinculan con el sector por no haber podido acceder a las oportunidades que este ofrece”. De todos modos, la representante gremial se muestra optimista frente a los avances logrados. “En el último tiempo se han abierto diversos espacios de trabajo y

Los desafíosde la pequeña y mediana generaciónen materia de género

El Plan Público-privado de Energía +Mujer abarca

trabajadores de empresas del sector.

a cerca de 25 mil

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19www.revistaelectricidad.cl | Agosto 2020 | Nº245 19

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Patricia Méndez piensa que la regulación en materia de políticas de género no alcanza a prever todas las situaciones de desigualdades, por lo que considera que se requiere “con suma urgencia una educación formal temprana donde se eduque sin discriminación de sexo ni género y en la que se visualicen los beneficios de la incorporación de la mujer en los distintos sectores productivos. De este modo el impulsar políticas, programas y planes que promuevan la equidad de género parece ir en el camino correcto, con el firme propósito de disminuir las distintas brechas exis-tentes y sesgos preconcebidos culturalmente, en miras de lograr iguales oportunidades entre hombres y mujeres”. “También es necesario establecer otras medidas que permitan emparejar las oportunidades entre hombres y mujeres, tales como el postnatal parental universal, las postulaciones sin identificación de nombre o RUT, y sala cuna de carácter universal, ya que actualmente como está concebida la legislación es perjudicial para

las mujeres”, precisa. Dentro de las líneas de acción sectorial,

la ejecutiva sostiene que “como asociación gremial nuestro com-

promiso se ha visto reflejado en fomentar y promover la participación femenina en la industria energética del país, dando a conocer a nuestros asociados las brechas existentes entre hombres y mujeres, y los beneficios de incorporar mujeres en sus institu-ciones, mostrándoles casos de éxito en el sector y acompañándo-los en el proceso hacia una política de equidad de género”.

llegan a 422, presentadas por 55 adherentes

Las acciones comprometidaspara avanzar en materia de género

conversación, en los que se ha discutido el rol de la mujer en el sector eléctrico y los beneficios de su incorporación en las distintas organizaciones, lo que ha significado un gran paso en la visualización de las brechas existentes y en la adopción de medidas con-cretas por los diferentes actores de la industria, para abrir nuevas oportunidades de incorporación y mejorar las existentes, así como buscar una equiparación en las condiciones labora-les de hombres y mujeres.

Gent

ileza

GPM

-A.G

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www.revistaelectricidad.cl | Agosto 2020 | Nº245

Debido al gran potencial de

energías renovables con las

que cuenta Chile se espera

que en el mediano plazo se

desarrolle una industria del hidrógeno

verde, que permita reemplazar de

forma costo-efectiva los combustibles

fósiles en múltiples aplicaciones, tanto

energéticas como químicas.

De esta forma, su uso extendido puede

reducir significativamente las emisiones

atmosféricas locales y globales,

beneficiando la salud de las personas,

reduciendo el impacto ambiental de

diversas actividades, potenciando

el crecimiento económico del país,

y aportando para lograr la carbono

neutralidad del país a 2050.

Para alcanzar esto el Ministerio de

Energía se encuentra liderando la

elaboración de una Estrategia Nacional

de Hidrógeno, en un trabajo en

conjunto con múltiples actores públicos

y privados.

Uno de los ejes de acción de esta

estrategia se enfoca en los aspectos

ambientales de los proyectos que

produzcan y/o utilicen hidrógeno verde,

pues su desarrollo debe ser en armonía

con el medioambiente y las personas.

ESTUDIO SOBRE ASPECTOS

AMBIENTALES

Como una forma de apoyar este eje

de la Estrategia Nacional de Hidrógeno

la cooperación alemana en Chile,

GIZ, en el marco de su proyecto

“Descarbonización del Sector Energía

en Chile” del Programa de Energías

Renovables y Eficiencia Energética se

encuentra realizando junto al Ministerio

de Energía un estudio para identificar

los aspectos ambientales, sectoriales

y territoriales para el desarrollo de

proyectos de hidrógeno verde en toda

su cadena de valor.

“Con esto buscamos dar una

orientación para los desarrolladores,

inversionistas y servicios públicos en

la tramitación ambiental y sectorial

de proyectos de hidrógeno y en el

manejo de sus desafíos ambientales,

identificando prematuramente los

impactos ambientales que se podrían

producir”, explica Rodrigo Vásquez,

asesor senior de GIZ.

Además, sostiene que “se pretende

hacer un levantamiento de información

sobre posibles y eventuales impactos

de carácter ambiental, en la

implementación de proyectos futuros

de hidrógeno verde, que contemplen

durante su ejecución cualquier etapa

de la cadena de valor: generación,

almacenamiento, acondicionamiento,

transporte y consumo de hidrógeno

verde”.

Se espera que los primeros resultados

del estudio estén a finales de octubre,

los cuales serán incorporados en la

discusión del desarrollo del hidrogeno,

sumándose a los aspectos normativos,

regulatorios y de financiamiento de

proyectos, entre otros.

HIDRÓGENO VERDE:

PREPARÁN ESTUDIO PARA IDENTIFICAR ASPECTOS AMBIENTALES, SECTORIALES Y TERRITORIALES

SERVIRÁ COMO ORIENTACIÓN PARA LOS DESARROLLADORES, INVERSIONISTAS Y SERVICIOS PÚBLICOS EN LA TRAMITACIÓN DE PROYECTOS, IDENTIFICANDO LOS IMPACTOS AMBIENTALES QUE ESTOS PUEDAN PRODUCIR, DE MANERA DE PROMOVER SU DESARROLLO SUSTENTABLE.

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

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Energía


aplicaciones de esta tecnología en el quehacer

de sus instalaciones.

Qué esChristian Pieringer, investigador de Inteligencia Artificial

de la Startup Suncast, explica a ELECTRICIDAD que la

Realidad Aumentada es una tecnología “que permite

adicionar propiedades al mundo real a través objetos

virtuales o, dicho de otro modo, permitir combinar ob-

jetos reales y virtuales en un mismo campo visual, por

lo que es necesario que un dispositivo pueda capturar

el mundo principalmente a través de una cámara, pero

también de otros sensores, y que tenga la capacidad de

procesamiento suficiente para superponer los objetos

virtuales en la imagen en tiempo real”.

El especialista que existen múltiples aplicaciones

para el sector energético, como la identificación de

EN PLENO DESARROLLO y crecimiento se encuentra la tecnología de la Realidad Aumentada (RA) en el sector energético local, especialmente para las activi-dades de operación y mantenimiento en la industria eléctrica, tanto en generación como en transmisión, lo que ha sido clave para enfrentar el actual contexto de restricciones impuesto por la pandemia de Covid-19.

Y es que dos actores conocidos del sector, como Colbún (generación) y Transelec (transmisión) han aprovechado esta coyuntura para utilizar las

paso a paso en el sector energéticoLa industria eléctrica comienza a usar estas aplicaciones en actividades de operación y mantenimiento, lo que ha sido clave para enfrentar la menor movilidad provocada por la pandemia del Covid-19, tanto en generación como en transmisión.

TECNOLOGÍAS DE REMOTIZACIÓN

Realidad aumentada:

Personal de Colbún durante la comunicación remota con especialista de Brasil, quien desde ese país conoció las instalaciones de la central hidroeléctrica Carena, mediante el uso de lentes inteligentes con Realidad Aumentada.

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Para mayor información de tarifas y auspicios: [email protected] www.elecgas.cl@editecconferenciasyferias

ORGANIZA: MEDIO OFICIAL:

PATROCINAN:AUSPICIAN:

Queremos ratifi car nuestro compromiso con el sector energético entregándoles este gran espacio de aprendizaje y negociación que hemos desarrollado a través de los años. Por ello, les comunicamos que nos encontramos trabajando para poder realizar la conferencia de la manera más segura posible. Queremos agradecer a todas las empresas, entidades, instituciones y proveedores por la comprensión y tolerancia entregada en estos tiempos de cambios e incertidumbre.

CONFERENCIA ONLINE

MARTES 17 DE NOVIEMBRE

EJES TEMÁTICOS:• IMPACTO DE LA PANDEMIA EN

LA DEMANDA ELÉCTRICA: Ajustes y perspectivas en el mercado eléctrico.

• ANÁLISIS del proyecto de ley

larga de distribución

• PRINCIPALES PROYECTOS del sector para la

recuperación post pandemia.

Elecgas_2020_1PAG_ ELEC 245.indd 1 12-08-20 10:05

Energía


componentes específicos dentro de instalaciones y máquinas, junto a la minimización de riesgos en el ámbito de seguridad, la capacitación y visualización interactiva de información.

La contribución de la AR impacta directamente en la digitalización de las tareas de mantenimiento, además de reducir los riesgos que involucra, mejorar la comunicación de los equipos de trabajo y en parte a acelerar la transferencia de conocimiento. Por ejemplo, es posible usar el resultado de algún algoritmo de visión por computador para detectar fallas en algún componente y entregar esa informa-ción al usuario en tiempo real. Podemos visualizar planos de tuberías o redes eléctricas sobrepuestas a la infraestructura real, además de visualizar variables del Scada sobre los equipos evitando volver a la sala de control para verificarlas”, agrega Pieringer.

Para César Berardini, gerente de Innovación del Grupo Datco, la asistencia remota y las guías paso a paso “son las aplicaciones de mayor uso en el ámbito de energía eléctrica: La tecnología de reali-dad aumentada nos permite, por ejemplo, que nos acerquemos a un equipo y delante nuestro se nos

presente un panel con métricas provenientes en tiempo real de ese equipo, como una temperatura, una vibración o un valor de corriente o tensión. Esta tecnología reduce tiempos y deja las manos libres al trabajador, haciendo más fácil su desempeño”.

ExperienciasColbún es una de las empresas que han recurrido a la Realidad Aumentada en la modernización de dos unidades generadoras de la central hidroeléc-trica Carena, ubicada en Curacaví, en la Región Metropolitana, donde se usaron Lentes Inteligentes que permitieron la comunicación del personal en terreno de la generadora con un especialista desde Brasil, quien visualizó las instalaciones en forma remota para dar las instrucciones.

“Colbún viene desarrollando ya hace un par de años un plan de Transformación Digital en sus distintas unidades de negocios. El uso de distintas herramientas digitales está en esa dirección, repre-sentan un cambio de paradigma del cómo hacer las cosas, siendo ésta la primera vez que se realiza una Puesta en Servicio de manera remota”, señala Italo Cuneo, gerente de Ingeniería de la generadora.

Además, los Lentes Inteligentes se han ocupado en otras aplicaciones dentro de la compañía, como es la inspección del estado de los torres de líneas de transmisión.

En este segmento, Transelec también ha utilizado la Realidad Aumentada. Según Alejandro Rehbein, gerente de Innovación y Transformación Digital de la empresa transmisora, el uso de esta tecnología en la actual coyuntura de la crisis sanitaria fue primordial, precisando que en la primera fase de implementa-ción de esta tecnología “ya cuenta con doce Smart Glasses distribuidos en terreno para apoyar faenas en las cuatro macrozonas donde operamos”.

“Esta tecnología permite que actividades de soporte técnico, de entrenamiento en campo y muchas otras de operación y mantenimiento estén a un clic de distancia entre colaboradores y expertos. Es más, la propia capacitación y configuración del sistema fue hecha de manera remota con participación de todas las zonas, dado el impedimento de reunirse”, concluye el ejecutivo.

Uso de lentes inteligentes con Realidad Aumentada en la central Nehuenco.

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Informe Técnico


LA CONSOLIDACIÓN en el desarrollo de redes inteligen-tes, así como la electromovilidad y la medición de los consumos eléctricos es el principal impacto que traería la implementación de la tecnología 5G en la industria eléctrica nacional, de acuerdo con el diagnóstico entregado a ELECTRICIDAD desde el punto de vista gremial y empresarial.

Según el análisis de estos actores, esta tecnología también supone un impulso a la digitalización en


La mayor cantidad y velocidad en la transmisión de datos es el principal aspecto que destacan los especialistas, para profundizar el desarrollo de las redes inteligentes, la electromovilidad y el control de la infraestructura en la industria eléctrica.

El potencial de la

Los sistemas digitales de monitoreo y control serán uno de los que se beneficiarán con la mayor transmisión de datos que trae consigo la tecnología 5G.

DIGITALIZACIÓN

tecnología 5Gpara el sector energético

Informe Técnico


el sector eléctrico, especialmente en actividades de monitoreo, control y mantenimiento de la infraes-tructura en centrales de generación, subestaciones, líneas de transmisión y en redes de distribución.

Actualmente el proceso para iniciar la incorpora-ción de esta tecnología en el país contempla la adjudicación de las bandas de espectro para el 20 de octubre, luego de que en el Diario Oficial se publicara el llamado a las compañías interesadas en presentar ofertas por cuatro bandas: 700MHz, AWS (1,7/2,1GHz), 3,5GHz y 28GHz.

Este proceso contempla un periodo de con-sulta pública hasta el 7 de septiembre, para publicar a fines de ese mes las respuestas de la Subsecretaría de Telecomunicaciones (Subtel), aclarando el significado o alcance de los términos de la licitación.

ImpactosSegún la Subtel, la incorporación de la tecnolo-gía 5G “permite obtener una mayor velocidad y capacidad de transmisión en movilidad, realizar comunicaciones en tiempo real, una alta densidad de dispositivos conectados, virtualización de in-fraestructura de red y recursos de computación en red”.

Entre las principales funcionalidades del 5G, el organismo regulador destaca “la gama de servicios y aplicaciones como son los relacionados con la energía, el transporte, la seguridad, y lo relacionado con Internet de las Cosas, ya sean para uso empresarial o ciudadano y el crecimiento de los servicios de big data”.

Para Víctor Grimblatt, presidente de la Asociación de la Industria Eléctrica-Electrónica (AIE), esta tecnología posee características que se adecúan perfectamente con el quehacer de la industria energética.

“La 5G una base de datos muy amplia que permite transmitir más información, de 10 GB por segundo; tiene disponibilidad más alta, mayor cobertura; menor latencia que es relevante porque tiene un menor tiempo de transmisión; una banda ancha más rápida por unidad de área; reduce el consumo

de energía en la red; puede conectar más dispositi-vos por unidad de área y tiene una mayor duración de la batería en los dispositivos de baja potencia, sobretodo en Internet de las Cosas”, sostiene.

Y añade: “Esto supone una serie de desafíos no menores para que sea usada a futuro en la industria eléctrica y electrónica, debido a que supone una inversión en infraestructura relevante, con antenas especialmente, por lo que hay que preguntarse qué tan rápido se instalará esta tecnología en Chile, considerando que existen zonas donde todavía no existe el 4G y otros en que no ha llegado ni siquiera el 3G”.

Bajo este diagnóstico, el dirigente gremial señala que las zonas urbanas serían las primeras en be-neficiarse con la tecnología 5G, “lo que permitirá desarrollar mucho más lo que son las ciudades inteligentes, la electromovilidad y en los medidores inteligentes. Pero en zonas más alejadas de los cen-tros urbanos, hay que preguntarse si se instalarán antenas de este tipo”.

Es así como Víctor Grimblatt asegura que se re-quiere una regulación que incentive la instalación de infraestructura en zonas alejadas, para que no se pierdan los datos en sectores estratégicos como el transporte, la minería y la energía.

Esto es compartido por Diego Alarcón, gerente de Ingeniería y Proyectos de ELPA, quien sostiene la relevancia de la 5G para “avanzar sin precedente en la conexión de Internet de la Cosas, cubriendo varios aspectos en el mundo eléctrico, desde el punto de vista de la sensorización, donde se podrán implementar medidores inteligentes, conexiones múltiples y obtener información en tiempo real, además de dar asistencia remota".

A su juicio, con estas aplicaciones se “podría tener acceso remoto al control de centrales de genera-ción y líneas de transmisión, con una conectividad instantánea”.

“También es un impulso al desarrollo de redes inteligentes y al desarrollo de la electromovilidad, debido a la mayor cantidad de datos y a la veloci-dad de transmisión. Hoy día no podemos conducir un vehículo inteligente por la actual latencia y la


Víctor Grimblatt, presidente de la AIE

Foto: Gentileza Diego Alarcón.

Diego Alarcón, gerente de Ingeniería y Proyectos de ELPA.

Informe Técnico


congestión que existe en la red, pero con la 5G se podrá informar de manera más precisa al usuario”, asevera el ejecutivo.

Otra aplicación que se podría usar sería el tra-bajo de mantenimiento en instalaciones re-motas como subestaciones, “que pueden ser controladas de forma digital, en que se masificará el control remoto, con una mayor eficiencia”.

Por su parte, Francisco Herrera, Service ma-nager de ABB en Chile, indica que la tecnología en la industria de la energía “podría utilizarse para el manejo de protecciones por la rapidez de su comunicación o para tener el estatus de operacio-nes remotas sin la necesidad de tener cables de comunicación”.

sidad a circunstancias, emergencias y condiciones climática”.

RetosLos especialistas coinciden en que la forma en que se implementará la infraestructura es uno de los primeros desafíos que tendrá esta tecnología en el país. Según Francisco Herrera, se requerirá “la implementación de nuevas antenas con mayor densidad de estas instalaciones”.

Esto, de acuerdo con Víctor Grimblatt, podría com-plejizarse ante las críticas que ha recibido este aspecto del 5G por parte de organizaciones civiles en otros países.

El presidente de la AIE también plantea que otro desafío es el uso de la red, “especialmente en las

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La automatización será otra área que se impulsará con mayor fuerza con el 5G.

En un análisis realizado por la Fundación Ciluz tam-bién se resalta el potencial de esta tecnología en el sector eléctrico: “Gracias a su gran capacidad de transferir datos y su velocidad 100 veces mayor al 4G, en el sector eléctrico será posible vender los excedentes de la generación propia de energías no convencionales al sistema mediante la tecnología 5G. Además, permitirá agilizar la detección de fallas y reparaciones con información en tiempo real”.

Además se plantea la contribución que se po-dría realizar en la luminaria pública, “pues podrá transportar datos que permitan ajustar la lumino-

empresas que usan Internet de la Cosas, que deben tener dispositivos para comunicarse con esta tecno-logía, por lo que se requerirá que estos dispositivos estén preparados para poder comunicarse con 5G”.

Por su lado, Diego Alarcón indica que además es imperativo ver “cómo se resolverán comercialmente los espectros de comunicación, especialmente en quiénes serán los adjudicados, además de enten-der de manera precisa cómo se implementará, pues cobra relevancia para múltiples sectores productivos, considerando que son inversiones de envergadura”.

Foto: Gentileza ABB en Chile.Francisco Herrera, Service manager de ABB en Chile.

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El retiro de las centrales a carbón Bocamina I, previsto para fines de este año, y de Bocamina II (desde junio de 2022), no provocaría déficit de suministro en la zona, de acuerdo con las estimaciones realizadas en dos análisis del Coordinador Eléctrico Nacional, sobre la seguridad operacional del sistema a causa de la salida de estas instalaciones, dentro del cronograma de descarbonización que impulsa el gobierno y el sector privado.

En ambos estudios, el organismo contempla la operación del proyecto Mapa, que moderniza y amplía la planta forestal Arauco, donde se considera inyectar excedentes de 166 MW al Sistema Eléctrico Nacional, y su incidencia en la operación dentro de la Región del Biobío.

En las conclusiones del análisis para Bocamina I, el Coordinador indica que se consideraron tres escenarios representativos de la demanda máxima estival para la zona de Concepción, correspondientes al final del presente año y a los 24 meses siguientes, con la presencia del proyecto Mapa con su mayor monto de retiro proyectado (90 MW) a partir de 2021.

“A partir del año 2021, estando el proyecto Mapa en servicio, en general tampoco se presentan problemas de sobrecarga. En la situa-ción puntual, de indisponibilidad de la central Bocamina II para ser despachada, coincidente con altas demandas locales, altas tempe-raturas y ausencia de generación interna del proyecto Mapa por falla en ambos turbogeneradores, se podría comprometer el criterio N-1 para la Zona Concepción por falta de capacidad de transmisión en la línea 1×220 kV Charrúa – Hualpén, ante contingencias en las líneas 1×220 kV Charrúa – Concepción y 1×220 kV Charrúa – Lagunillas, siendo esta última la más severa”, señala el estudio.

De este modo, el documento concluye que el retiro de Bocamina I “no provoca afectación negativa en la seguridad de servicio. En lo que respecta al abastecimiento del sistema, el retiro de la central Bocamina I a partir del 1 de enero de 2021 no provoca déficit de suministro du-rante el horizonte de estudio”, pese a un escenario de hidrología seca.

En cuanto al retiro de Bocamina II, a partir de junio de 2022, el análisis

del Coordinador Eléctrico señala que partir de junio de 2022, tampoco provoca un déficit en el suministro de energía.

Desde el punto de vista de seguridad, considerando la actual condición de operación con criterio N-1 de la Zona de Concepción, a partir de 2021, con el escenario del proyecto Mapa en servicio y en condición normal de operación, “coincidente con altos consumos locales y alta temperatura ambiente, se visualizan necesidades de excedentes míni-mos de Mapa, debido a la limitación impuesta por la capacidad de los conductores de la línea 1×220 kV Charrúa – Hualpén”.

“Así, en la medida que no se materialicen obras nuevas o de ampliación para resolver la limitación impuesta por los conductores de la línea 1×220 kV Charrúa – Hualpén, la operación segura de la Zona de Concepción podría requerir limitar los consumos de Mapa desde el SEN (Sistema Eléctrico Nacional), junto con el despacho de generación local o instruir otras maniobras operacionales que eviten la propagación de fallas de severidad 4, 5 y 9, como la radialización de cargas o aperturas cruzadas de algunas líneas de transmisión”, indica el estudio.

Y agrega: “Para el período 2020-2025, se identifica que la zona requiere de la implementación de proyectos de transmisión estructurales, para mantener la condición N-1. En este caso se evalúan dos alternativas para la zona, el tendido del 2° circuito de la línea 1×220 kV Charrúa – Lagunillas y la construcción de la nueva S/E seccionadora de las líneas 2×220 KV Lagunillas – Mapa y 2×220 KV Charrúa – Santa María. La evaluación técnica demuestra que ambas alternativas resuelven, de manera independiente, los riesgos y problemas identificados, tanto en condiciones normales como cuando el proyecto Mapa se encuentre efectuando retiros a su nivel de consumo máximo. Estas alternativas fueron presentadas a esa Comisión con motivo de informe de complemento a la propuesta de expansión de la transmisión 2020”.

“Finalmente, en el largo plazo, con el objetivo de mantener el criterio N-1 es necesario el desarrollo de los proyectos de transmisión estruc-turales mencionados previamente”, concluye el análisis.

COORDINADOR ELÉCTRICO: RETIRO DE BOCAMINA I Y II NO TIENE IMPACTO EN SEGURIDAD DEL SISTEMA

Foto: Gentileza Enel Generación Chile.

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33 OBRAS ESTÁN EN CONSTRUCCIÓN CON UNA INVERSIÓN TOTAL DE US$796 MILLONESUna inversión total de US$796 millones, al primer semestre, registró el Ministerio de Energía en obras de transmisión, con 33 proyectos, de los cuales US$496 millones corresponden a líneas (62%) y US$300 millones son para subestaciones eléctricas (38%).

Según los datos de la Unidad de Acompañamiento de Proyectos, estas obras implican la incorporación de 708 kilómetros de longitud al actual sistema de transmisión, que cuenta con 42.781 kilómetros de redes.

“Respecto de las inversiones, las más significativas se ejecutan en las regiones de Los Lagos y Metropolitana-O’Higgins”, informó el Ministerio.

Es así como entre las principales obras anotadas se destacan la línea Lo Aguirre-Alto Melipilla-Rapel, que desarrolla Eletrans, de 220 kV, que cruzará cinco comunas de las regiones Metropolitana y de O’Higgins, con

TRANSMISIÓN:

El incremento de la demanda en las redes por parte de vehí-culos eléctricos contempla para este año 17,6 GWh, en una tendencia que seguirá al alza en los próximos 20 años, llegando a 1.885 GWh en 2040, de acuerdo con las proyecciones de la Comisión Nacional de Energía (CNE), elaboradas en base a los datos del Ministerio de Energía y que se incluyen en el Informe Preliminar de Licitaciones de Suministro 2020.

En el documento se incorporó la variable de la electromovili-dad como un factor de la demanda eléctrica que irá tomando fuerza a futuro. Tanto así, que de 2020 a 2021, se pasará

Un total de 584 MW en operacio-nes registra la capacidad instalada de las pequeñas y medianas centrales hidroeléctricas en la matriz energéti-ca nacional, sector que se apresta a superar los 600 MW, puesto que en construcción se encuentran 77 MW, mientras que en periodo de pruebas existe 1 MW, según los datos del Re-porte ERNC de la Comisión Nacional de Energía (CNE).

Las iniciativas del sector, que agrupa a las centrales de hasta 20 MW de potencia, apuestan también a la materialización de los proyectos que cuentan con su Resolución de Calificación Ambiental (RCA) aprobada, pues totalizan 779 MW, mientras que en calificación están otros 8 MW.

Según los datos de la CNE, la capacidad instalada de las mini hidro representa el 12% de las tecnologías ERNC presentes en el sistema eléctrico.

CENTRALES MINI HIDRO SE ACERCAN A LOS 600 MW DE CAPACIDAD INSTALADA EN OPERACIONES

una longitud de 182 kilómetros y una inversión de US$129 millones.

Otra iniciativa es la línea de transmisión y subestación Pichirropulli-Tineo, que ejecuta Transelec en la Región de Los Ríos y Los Lagos, de 500 kV, con 142 kilómetros de longitud y una inversión de US$138 millones, cuya fecha estimada de operación está prevista para julio del próximo año.

Además se registran las obras de la línea Los Cóndores-Ancoa, que realiza Enel, para la conexión del proyecto hidroeléctrico Los Cóndores, en la Región del Maule, de 220 kV, que contempla 87 kilómetros de longitud y una inversión de 60 millones.

También está el proyecto de la línea Chiloé-Gamboa, de Saesa, en las comunas de Chiloé, Castro y Dalcahue, de 220 kV, con una extensión de 45 kilómetros y una inversión de US$44 millones.

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DEMANDA POR ELECTROMOVILIDAD SUBIRÁ DE 17,6 A 1.885 GWH ENTRE 2020 Y 2040

de 17,6 a 30,4 GWh anuales, mientras que a 2030 la cifra se empinará a 384,5 GWh, producto de la incorporación de vehículos eléctricos. Las estimaciones de este aumento, según el informe, “incluyeron únicamente los consumos asociados a autos y taxis, dejando buses y trenes como consumos asociados a régimen de tarifas libres”.

Las proyecciones muestran que, a partir de 2036, la demanda eléctrica por movilidad superará los 1.000 GWh anuales: 1.065 (2036); 1.247 (2037); 1.431 (2038), y 1.636 (2039), para llegar a 1.885 en 2040.

Proyectos 2020


El proyecto, de 60,9 MW, inició su construcción en mayo, esperando entrar a plena operación en 2021, siendo el primer complejo industrial híbrido de tecnología renovable variable que inyectará energía al sistema eléctrico local.

un 20% más respecto a los paneles monofaciales.

Una de las principales novedades de esta central es que formará parte de la primera planta indus-trial híbrida de energía renovable en el país, pues operará conjuntamente con el parque eólico Valle de los Vientos, de 90 MW de capacidad instalada, que también pertenece a Enel Green Power Chile.

Esta innovación supone instalar los paneles solares

EN LOS PRIMEROS MESES del próximo año se prevé la entrada en operaciones del parque solar fotovol-taico Azabache, que construye Enel Green Power Chile a diez kilómetros de distancia de Calama, en la Región de Antofagasta, donde contempla una capacidad instalada de 60,9 MW, con una inversión de US$49 millones.

El proyecto pretende inyectar un promedio de 184 GWh anuales al Sistema Eléctrico Nacional, evitan-do la emisión de 136.300 toneladas de dióxido de carbono (CO2), mediante la operación de una planta solar de 154.170 paneles fotovoltaicos bifaciales con una potencia de 395 Wp cada uno, los cuales tienen una mayor eficiencia para captar la radiación solar, ya que pueden aprovechar la radiación refle-jada del suelo con posibilidades de producir hasta

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DE ENEL GREEN POWER CHILE

Azabache:primera planta solar que cogenerarácon parque eólico

Construcción del parque solar.

Proyectos 2020


bifaciales de última generación en el área disponible entre los aerogeneradores y tiene diversos beneficios que, en conjunto, potencian la generación eólica y fotovoltaica. Al aprovechar instalaciones comunes, como por ejemplo el mismo terreno, los mismos ca-minos y la misma conexión de transmisión, permite reducir los impactos ambientales sobre el territorio. "Tener una planta que combina tecnologías de generación fotovoltaica y eólica, responde a la po-sibilidad de poder operar y generar energía eléctrica de manera continua, tanto día como también de noche. En definitiva, este tipo de desarrollos son más eficientes y de menor impacto".

Azabache se conectará al Sistema Eléctrico Nacional en la nueva subestación Chiu-Chiu mediante la cons-trucción de un paño de 110 kV y la incorporación de un transformador 33/110 kV. La subestación Chiu-Chiu que es desarrollada por terceros, se conectará a la subestación Calama por medio de una línea de transmisión de 110 kV que comparte infraestructura con la actual línea VDLV-Calama.

Las obras de construcción y montaje las realiza CJR Renewables, incluyendo obras civiles, como movi-mientos de tierra, fundaciones, caminos internos, trincheras de MT y BT y obras electromecánicas, como montaje de módulos fotovoltaicos, cableado, pruebas y puesta en servicio.

La firma también realiza los trabajos de EPC dentro de su alcance, que incluirá obras civiles como movi-mientos de tierra y fundaciones, edificios de O&M y obras eléctricas como equipos de HV, interruptores de Media Tensión y SPCC, servicios auxiliares, pruebas y puesta en servicio.

“Seguimos adelante con el desarrollo y construcción de proyectos renovables a pesar de la difícil situación actual porque estamos firmemente comprometidos con nuestro plan de descarbonización en beneficio de todo el sistema energético”, señaló James Lee Stan-campiano, gerente general de Enel Green Power Chile.

“Con este objetivo, es importante que los procesos de autorización sean cada vez más ágiles para per-mitir que otros proyectos renovables sigan adelante, contribuyendo aún más al crecimiento sostenible y económico del país”, agregó el ejecutivo.

Este proyecto forma parte del plan de inversiones de la empresa, el cual se incorporará a la cartera diversificada instalada en el Sistema Eléctrico Nacional, que comprende energía eólica (564 MW), solar (492 MW), hidroeléctrica (92 MW) y geotérmica (41 MW).

Paralelamente la firma se encuentra realizando el parque fotovoltaico Campos del Sol, de 382 MW de potencia instalada, además de la ampliación de la central geotérmica Cerro Pabellón. Ambas iniciativas también están emplazadas en la Región de Antofagasta.

PandemiaEl proyecto comenzó a construirse en el contexto de la actual emergencia producto de Covid-19, por lo que se han implementado rigurosos protocolos de funcionamiento para mitigar los efectos de la pandemia, manteniendo la seguridad de los tra-bajadores. En esta línea, principalmente se han tomado las siguientes medidas:

• Entrenamiento para la gestión de la contingencia, capacitación y divulgación de las medidas de autocuidado personal y comportamiento seguro para evitar contagios.

• Tomas de temperatura de los colaboradores al salir de sus casas y al ingreso de la obra.

• Gestión de traslados de nuestros colaboradores, aplicando el distanciamiento social pertinente.

• Uso obligatorio de mascarillas y gafas (EPP).

• Aplicación de turnos de trabajo, que permiten la adecuada segregación con la intención de man-tener el distanciamiento social y la trazabilidad de circulación de las personas en el desarrollo de sus funciones.

Ficha técnica• Nombre: Parque solar fotovoltaico Azabache.

• Ubicación: Comuna de Calama, Región de Antofagasta.

• Capacidad instalada: 60,9 MW

• Inversión: US$ 49 millones.

Energía


almacenamiento en la terminal de regasificacion, por lo que se produce una declaración por parte de las centrales termoeléctricas a gas natural para despachar forzosamente esta energía al sistema.

DistorsiónAna Lía Rojas, socia fundadora de EnerConnex, señala a este medio que “este despacho forzado permite colocar en el mercado volúmenes que no son competitivos en términos de costo variable”, precisando que actualmente la mayor capacidad de generación renovable y los bajos precios del carbón “han redundado en más y más declara-ciones de gas inflexible y por volúmenes cada vez mayores, por lo que comienza a haber una señal distorsionada de costo marginal en el mercado eléctrico mayorista”.

“Las consecuencias inmediatas de una operación con gas inflexible que no reconoce el costo real de un suministro con gas natural, cuando éste si tiene

LA NECESIDAD DE MODIFICAR la Norma Técnica de GNL, particularmente con la condición del gas inflexible, es un planteamiento que toma fuerza en algunas asociaciones gremiales vinculadas a la generación ERNC y a los pequeños y medianos generadores, frente al impacto que aprecian estos actores en los costos que se generan en sus respectivos sectores.

Según la normativa, el gas inflexible, se aplica en el mercado local cuando existe el riesgo de que una nave que forma parte del ADP, no puede descargar el volumen que ha sido com-prado por un generador, por falta de capacidad de

Los generadores que esperan una revisión de la norma técnica

Las asociaciones gremiales que representan a los desarrolladores renovables (Acera) y a la pequeña y mediana generación (GPM) señalan la necesidad de que los costos que produce este despacho no sean socializados en el sistema eléctrico.

OPERACIÓN

Gas inflexible:

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Central Atacama, ubicada en la comuna de Mejillones.

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Ana Lía Rojas, socia fundadora de EnerConnex.

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un costo alternativo, limita las posibilidades de otorgar flexibilidad al sistema e incluso de crear un mercado secundario donde el gas provea esos servicios de flexibilidad. Además al rebajar artificialmente el costo marginal del sistema, se distorsiona una señal de inversión y limita la entrada de nuevos potenciales actores”, afirma la economista.

GremiosEn el gremio de los pequeños y medianos gene-radores (GPM-A.G.) también siguen este tema. Su director ejecutivo, Danilo Zurita, señala a ELECTRICIDAD que “las declaraciones de GNL inflexible no están cumpliendo con el supuesto de excepcionalidad bajo la cual se reguló esta situación, sino que todo lo contrario: las declaraciones de GNL inflexible hoy en día son una situación normal”.

“Por dar un par de ejemplos, en 2019 se genera-ron 8,8 TWh con centrales despachadas con GNL en el sistema, de los cuales 5,3 TWh (el 60%) fue gas declarado en modalidad inflexible. Para 2020 la situación es similar, donde hasta mayo se generaron 3,7 TWh con GNL, de los cuales 1,9 TWh corresponde a gas declarado inflexible (51%)”, sostiene.

Zurita asevera que el impacto de corto plazo que se produce en el sector es la baja de los costos marginales, “lo que distorsiona el verdadero costo de suministro de este. Esto implica que aquellos agentes que, por la característica de su insumo primario (no gestionable), entregan una parte im-portante de su generación de energía eléctrica en el mercado spot, vean afectados de manera importante sus ingresos por energía”.

En el mediano y largo plazo advierte eventua-les problemas en materia de competencia, pues “mantener la facultad de declarar GNL inflexible, de la forma como es posible hacerlo hoy, podría abrir la opción de usar dicha opción en favor de ciertas empresas como herramienta de precios predatorios, con la consecuente disminución de los niveles de competencia que tiene el mercado eléctrico en la actualidad”.

Para Carlos Finat, director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera A.G.), es necesario perfeccionar la normativa, de manera que “el marco legal internalice debidamente los costos de la operación de ese combustible y que asigne esos costos eficientemente, para que todas las tecnologías protagonistas de la transición puedan desarrollarse en igualdad de condiciones”.

Desde la perspectiva del gremio, al haber gas in-flexible, este desplaza la generación de las demás centrales, aumentando la operación de centrales a mínimo técnico, “que agrega costos a la operación y los costos marginales bajan, afectando los ingresos de las centrales merchant y de aquellas que tienen excedentes en el mercado spot”.

PropuestasTanto Danilo Zurita como Carlos Finat coinciden en la próxima revisión de la norma técnica en esta materia es una oportunidad para perfeccionarla, especialmente en lo que respecta a incrementar la información que justifique el gas inflexible, así como también la fiscalización de la misma. Con ello se pretende que la declaración de inflexibilidad vuelva a ser una excepción, como originalmente lo expresa la Norma Técnica.


Danilo Zurita, director ejecutivo de GPM-A.G.


Carlos Finat, director ejecutivo de Acera A.G.

Según la normativa, Según la normativa, el gas inflexible, se aplica en el mercado local cuando existe el riesgo de que una nave que forma parte del ADP, no puede descargar el volumen que ha sido comprado por un generador, por falta de capacidad de almacenamiento en la terminal de regasificacion, por lo que se produce una declaración por parte de las centrales termoeléctricas a gas natural para despachar forzosamente esta energía al sistema.

Ello es compartido por Ana Lía Rojas en su con-clusión sobre este tema: “Se debe reforzar la labor de monitoreo y verificación de los informes de declaraciones de que recibe el Coordinador Eléctrico Nacional y sobretodo, el conocimiento de las capacidades de almacenamiento de GNL y de disponibilidad de este para comprobar si realmente obedecen a una condición de inflexi-bilidad o no”.

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Ampere Chile, filial de Copec, lle-ga con el objetivo de acelerar el proceso de transición energética hacia una matriz cada vez más renovable. La empresa matriz, de origen español, innova en el campo del almacenamiento inteligente de segunda generación, con una oferta de baterías de litio de sofisticado diseño que permiten acopiar ener-gía proveniente de, por ejemplo, paneles solares, directamente en el hogar.

Dotadas de tecnología de Inteligencia Artificial, las baterías de Ampere Chile gestionan eficientemente la energía -tanto la pro-veniente de los paneles, como la de la red eléctrica-, ofreciendo a las personas el máximo confort, un suministro constante e importantes ahorros. Ampere Chile permitirá a los chilenos sumarse a la tendencia global de la generación distribuida: pe-queñas fuentes generadoras de energía eléctrica limpia, mucho más cercanas a los puntos de consumo.

Ampere Energy nació en Valencia y se ha convertido en menos de cuatro años en una multinacional con presencia en Portugal, Italia, Reino Unido, Irlanda, y ahora también en nuestro país, mediante Ampere Chile gracias al ingreso de Copec a su pro-piedad, en diciembre de 2019.

“Ampere Chile busca promover un modelo energético basado en el autoconsumo en combinación con almacenamiento, mediante

la gestión inteligente de la energía y el empoderamiento del consu-midor en un rol activo. Mediante este tipo de soluciones entregamos herramientas que contribuyen a flexibilizar la gestión energética para este prosumidor”, señala el líder del Área de Nuevas Energías del Garage de Innovación de Copec, Max Valdés.

El ejecutivo explica que este nuevo sistema de baterías inteligentes permite que los usuarios cuenten

con energía limpia de forma segura, ya que de día y de noche, con sol o sin él, los sistemas de Ampere Chile siguen funcionando para optimizar el consumo energético del hogar. La energía limpia acumulada en las baterías permite suplementar la proveniente de la red eléctrica y, cuando se generen excedentes, estos se reinyectan automáticamente a la red.

Gracias al Gestor Inteligente de energía EMS (Energy Management System) y su software basado en algoritmos de aprendizaje auto-mático, las baterías de Ampere Chile monitorean en todo momento los hábitos de consumo del usuario. Esta revolucionaria tecnología es capaz de predecir la generación de energía fotovoltaica y de realizar un seguimiento de la tarifa eléctrica para optimizar el fun-cionamiento de la batería. De este modo, las baterías de Ampere Chile permiten ahorros de hasta un 70% en la cuenta de la luz, a la vez que fomentan el uso de energías limpias y se contribuye a la reducción de la huella de carbono.

AMPERE CHILE, FILIAL DE COPEC, LLEGA PARAAPORTAR AL PROCESO DE TRANSICIÓN ENERGÉTICA

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Siemens está marcando un nuevo rumbo hacia la creación de valor a largo plazo, buscando consolidar su crecimiento con una estructura empresarial simplificada, más ágil y focalizada.En este marco, la compañía ha anunciado globalmente que separó las áreas de negocio enfocadas en segmentos, como “Power Generation”, “Power Transmission”, “Industrial Applications” y “Servicios”, entre otras, consolidándolas en la nueva entidad Siemens Energy.

Javier Pastorino, Managing director de la empresa para Chile, Argentina y Uruguay, señala que “brindar las mejores soluciones a nuestros clientes y a la sociedad siempre ha estado en el centro de nuestros objetivos y valores corporativos, y con esta

SIEMENS ENERGY SIGUE AVANZANDO PARA CONSOLIDAR TRANSICIÓN ENERGÉTICA REGIONAL

nueva estructura independiente estamos creando un jugador de clase mundial, estrictamente focalizado en cubrir y atender a toda la cadena de valor de la energía”.

“El sector energético chileno se ha planteado oportunamente objetivos muy ambiciosos, y está logrando importantes avances en su camino hacia la descarbonización. Desde Siemens Energy queremos continuar haciendo un aporte sustancial a esta transición energética, no solo trabajando en campos tradicionales como los de la generación y transmisión eléctrica eficientes, sino especialmente liderando la introducción de nuevas tecnologías, como ser las relacionadas con el hidrogeno verde, por citar solo un ejemplo de un área en la que el país tiene todas la condiciones y el potencial para destacarse globalmente“, agregó el ejecutivo.

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DESIGNACIONES

El recientemente formado joint venture, Hitachi ABB Power Grids está buscando potenciar la capacidad de sus sistemas de energía a nivel mundial junto a la avanzada tecnología digital de Hitachi.

“El lanzamiento de Grid-eMotion Fleet supone un antes y un des-pués para cualquiera que gestione flotas de transporte público y comercial de vehículos eléctricos”, sostuvo Niklas Persson, managing director de la unidad Grid Integration de Hitachi ABB Power Grids.

“Esta solución acelerará la apuesta global por la movilidad inteligente, segura y sostenible, mientras contribuye a que respiremos un aire más limpio y a mejorar la calidad de vida de las generaciones de hoy y futuras”, señaló el ejecutivo.

Acenor A.G.Francesca Milani fue elegida presi-denta del directorio de la Asociación de Consumidores de Energía No Re-gulados (Acenor A.G.). Es ingeniera eléctrica de la Universidad de Chile, además de tener un magíster en Cien-cias de la Ingeniería, un MBA en In-

geniería Industrial y un diplomado en Financial Management de la misma Casa de Estudios. Es especialista en suministro regional de Energía y Servicios Públicos de Anglo American y fue subgerenta de Energía de Antofagasta Minerals.

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ELECTROMOVILIDAD: HITACHI ABB POWER GRIDS LANZÓ SISTEMA DE CARGAINTELIGENTE

Según lo destacado por la empresa, el sistema viene en contenedores estándar que integran la conexión a la red y los sistemas de carga, usando la tecnología de corriente continua y puede conectarse a cualquier tipo de red de energía, además de eliminar las comple-jidades de integrar los cargadores AC-DC en un mismo sistema.

En comparación con una conexión convencional a la red AC, esta solución implica una reducción de 60% en el espacio requerido para cargar una flota de vehículos eléctricos a gran escala, mientras que el cableado en la terminal se reduce en un 40%.

De acuerdo con Hitachi ABB Power Grids, esta instalación aprovecha la energía renovable integrando la energía de la red, la movilidad inteligente, el sistema de gestión de la energía digital e incorpora análisis de datos.

El sistema de carga aprovecha la gestión inteligente de energía de última generación del e-mesh PowerStore de Hitachi ABB Power Grids para gestionar y mejorar la infraestructura completa de carga, calcular el consumo de energía de los autobuses y diseñar, planificar y ofrecer servicios eficaces para los pasajeros. El análisis digital monitoriza los datos de duración de la batería, de ruta, la simulación del tráfico y el control de los depósitos para garantizar que se optimice el uso eficiente de la energía, su almacenamiento y la carga nocturna.

AICMaría Cristina Bogado elegida presidenta de la Asociación de Empresas Consultoras de Inge-niería (AIC). Es gerenta general de Bogado Ingenieros Consultores y anteriormente se desempeñó como directora de la AIC.

Enel Generación ChilePablo Arnés fue nominado gerente de Recursos Humanos y Organiza-ción de Enel Generación Chile. Es ingeniero civil mecánico de la Univer-sidad Técnica Federico Santa María, además cuenta con un Magister en Ingeniería Industrial de la Universidad

Católica de Chile. Ingresó a la compañía en 1998, donde se ha desempeñado en diversas actividades.

Siemens EnergyJavier Pastorino asumió como Managing director de Siemens Energy para Chile, Argentina y Uruguay. Es ingeniero industrial de la Universidad de Buenos Aires y cuenta con un MBA de la Escue-la de Negocios IAE. Fue CEO de

Siemens Argentina y Uruguay, conservando la posición como CEO de la División Power and Gas para la región Sudamérica (sin Brasil).

Statkraft ChileCarola Venegas asumió como ge-renta de Sostenibilidad y Asuntos Corporativos de Statkraft Chile. Es ingeniera civil industrial de la Univer-sidad del Biobío, además de tener un diplomado en Habilidades Directivas de la Universidad Adolfo Ibáñez. An-

teriormente ocupó el mismo cargo en Consorcio Eólico y fue seremi de Energía del Biobío.

Índice Avisadores


ABB Power Grids Chile S.A. Tapa Cuatro

Buffer Consultores Ltda. 12

Editec Conferencia Electromovilidad 2

Editec Grupo Empresas 12

Editec Inteligencia de Mercados Tapa Tres

Catastro de Centrales y Proyectos Energéticos 2019/2020

Elecgas 22

Electricidad Newsletter 14

Electromov 24

GIZ 20

SOLVAY Tapa Dos

TECNORED S.A. 14

Grupo Editorial Editec SpA• Presidente: Ricardo Cortés D. • Gerente General: Cristián Solís A.• Gerente Adm. y Finanzas: Víctor Vicuña C.• Gerenta Comercial: Alejandra Cortés L.

CHILE

• Francesca Massa, Ejecutiva Comercial.E-mail: [email protected].: +56 2 2757 4289, +56 9 74790735

• Juanita Muñoz, Ejecutiva Comercial.E-mail: [email protected].:+ 56 2 2757 4226

• Carola Correa, Ejecutiva Comercial.E-mail: [email protected].:+ 56 2 27574298, +56 9 72183751

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