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Complejo en lo inmediato aparece el panorama de este combustible que sigue siendo el más usado en la generación eléctrica, debido al exceso de oferta producto de la menor demanda de China, aunque en el largo plazo también está el desafío de adaptar nuevas tecnologías para reducir emisiones y enfrentar la competencia del GNL y las ERNC
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192ISSN 0717-164
marzo 2016 | Año 25www.revistaelectricidad.cl
El pulso del carbón en Chile
La tendencia tecnológica en compresores
Tecnologías eficientes en transporte público
Quién es Mitsui, el nuevo socio de Enap
• Ciber seguridad (NERC-CIP compliance) en HMI, bahías, computadoras, Gateway y reles de protección
• IEC 61850, soporta diseños confiables y aplicaciones redundantes (IEC 62439 PRP)
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Sumario
EDICIÓN Nº 192 | Revista Electricidad | ISSN 0717-1641 | www.revistaelectricidad.cl
Encuéntranos en:
Central termoeléctrica Ventanas de AES GenerFoto: Juan Carlos Recabal.
192ISSN 0717-164
marzo 2016 | Año 24www.revistaelectricidad.cl
El pulso del carbón en Chile
La tendencia tecnológica en compresores
Tecnologías eficientes en transporte público
Quién es Mitsui, el nuevo socio de Enap
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
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.
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3 Editorial
10 Entrevista Central Sara Larraín, directora ejecutiva de Chile Sustentable y su opinión sobre
hidroelectricidad
12 Cara a Cara ¿Se debe reformular la ley de generación distribuida?
15 Columna de opinión Claudio Huepe: Las interrogantes frente a la equidad tarifaria
16 Energía Mitsui, el nuevo socio de Enap en generación eléctrica
21 Reportaje Gráfico Luz verde a la construcción del edificio del Colegio de Ingenieros
23 Empresas Herwig Ragossnig, Smart Energy Manager para Latinoamérica de NEC
24 Análisis Sector energía tiene la mejor puntuación en comportamiento de pago
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EnergíaEntrevista a Mark Harris, responsable de Project Finance del Banco SMBC en Chile
26 Informe Técnico La tendencia tecnológica en compresores
29 Escenario Energético
33 Columna de opinión Juan Menchaca: Las ERNC y su importancia en la diversificación productiva
34 Informe Técnico Parque solar Finis Terrae tiene la mayor capacidad instalada en el país
37 Daniel Kammen, experto en energía y académico de la Universidad de Berkeley
38 Tecnologías eficientes en transporte público
42 Análisis Fraunhofer desarrolla en Chile biocarbón para uso industrial y domiciliario
45 Mercado Eléctrico
Reportaje CentralEl pulso del carbón en Chile
Esperamos que nos continúe acompañando para seguir siendo la revista energética de Chile.
Contáctenos y reserve su espacio publicitario:Pía Martínez / [email protected]
+56 2 27574203 / +56 9 58649421
www.revistaelectricidad.cl
Han sido más de dos décadas mostrando las distintas visiones y la evolución que ha tenido la
generación, transmisión y distribución de energía.
Hoy nos alienta la idea de seguir dando a conocer análisis
imparciales mirando los próximos 25 años.
Revista Electricidad cumple 25 años de vida
No se pierda nuestra edición especial aniversario n° 195 – Junio.
AVISO REVISTA ELECTRICIDAD 25 AÑOS_1 PAG_ELEC 192.indd 1 23-02-16 11:01
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Editorial
y más tarde, la Corte Suprema revocó la RCA del proyecto
Castilla (de 2.100 MW). En 2015 Endesa informó que no
continuaba con Punta Alcalde (de 740 MW).
Caso aparte es el complejo termoeléctrico Bocamina (de
Endesa), el que ha enfrentado varias paralizaciones producto
de la judicialización y la oposición de pescadores y algueros
de la zona de Coronel. La situación produjo un impacto por
reducción de margen operacional por US$370 millones,
según informó la compañía a la Superintendencia de Valores
y Seguros (SVS).
Pese a las dificultades, los especialistas resaltan que no hay
que olvidar que en la matriz ener-
gética nacional, el carbón es cla-
ve. Actualmente es el más usado,
después de la hidroelectricidad,
totalizando 4.617 MW de capaci-
dad instalada en el SING (2.121
MW) y el SIC (2.496 MW), según
indica el reporte de Generadoras de Chile A.G. Durante los
últimos cuatro años representó, aproximadamente, un 42%
de la matriz eléctrica.
A corto plazo, los pronósticos auguran un aumento de la
participación en la matriz de generación, especialmente en el
SING con la entrada en operación de las centrales Cochrane
I (primer semestre de 2016) y Cochrane II (segundo semestre
de 2016), ambas de 236 MW de capacidad de generación.
A largo plazo, el principal reto que enfrenta el carbón es la
adaptación tecnológica debido a las presiones internacionales
para reducir las emisiones, como se estableció en los acuerdos
de la Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Cambio
Climático (COP 21), donde se planteó la necesidad de bajar
la emisión de gases invernadero en el sector energético.
i bien la caída en los precios de los commo-
dities ha impactado principalmente al cobre,
el carbón también ha sentido fuertes efectos.
El último informe de mediano plazo del mer-
cado del carbón publicado por la Agencia Internacional de
Energía (AIE) consigna que los precios cayeron por debajo
de US$50 por tonelada métrica, es decir, a niveles no vistos
en una década.
Una realidad que se explicaría por un conjunto de razones. Por
una parte, en los últimos años ha aumentado la producción
por el ingreso de nuevas operaciones mineras alrededor del
mundo. A esto se suma el fenómeno del shale gas en Esta-
dos Unidos (que ha incrementado
la oferta de gas en ese país, redu-
ciendo la demanda por carbón). Un
aspecto que también ha influido en
este panorama es la actual situa-
ción de China. El gigante asiático
ha disminuido sus importaciones
y cerrado centenares de minas como parte de una reforma
estructural que enfrenta el país.
Podría pensarse que Chile, por ser principalmente importador
del combustible fósil, se vería beneficiado por este panorama.
Sin embargo, los especialistas aseguran que los desafíos en
nuestro país no son menores.
Si hacemos un repaso por la situación de los proyectos ter-
moeléctricos a carbón de los últimos años podemos ver que
el panorama no los ha beneficiado, pese a ser el combustible
más económico: En 2011 el “telefonazo” del ex presidente
Sebastián Piñera a los ejecutivos del grupo Suez (actual
Engie) pidiendo el cambio de ubicación de la central Barran-
cones (540 MW), terminó con el proyecto. El mismo año CAP
desistió de construir la central Cruz Grande (de 300 MW)
S
A largo plazo, el principal reto que enfrenta el carbón es la
adaptación tecnológica debido a las presiones internacionales
para reducir las emisiones.
Los grandes desafíos del carbón
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Complejo en lo inmediato aparece el panorama de este combustible que sigue siendo el más usado en la generación eléctrica, debido al exceso de oferta producto de la menor demanda de China, aunque en el largo plazo también está el desafío de adaptar nuevas tecnologías para reducir emisiones y enfrentar la competencia del GNL y las ERNC.
En escenario de bajos precios
El pulso del carbón en Chile
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E l carbón seguirá siendo un
combustible clave en la matriz
energética nacional en el corto y
mediano plazo, aunque también
debe enfrentar desafíos no menores: la presión
que genera la baja en el precio del petróleo, la
mayor competencia que supone el ingreso de
otras tecnologías como el GNL y las energías
renovables, que ya representan más del 12% en
el SING y SIC, además de los mayores costos
tecnológicos para reducir las emisiones, según
sostienen a Revista ELECTRICIDAD especialistas
y actores de la industria.
Actualmente esta fuente energética es la más
usada después de la hidroelectricidad, totalizando
4.617 MW de capacidad instalada en el SING
(2.121 MW) y el SIC (2.496 MW), según indica el
reporte de febrero de Generadoras de Chile A.G.
El director de Estudios y Contenidos de este gre-
mio, Rodrigo Solís, afirma que “del total de energía
eléctrica generada en Chile en 2015, en el SING
y SIC, un 36% provino de centrales a carbón; en
el SING representó el 76% y en el SIC el 22%”,
precisando que esta participación en la matriz
aumentará en el norte grande debido a la entrada
en operación de las centrales Cochrane I (primer
semestre de 2016) y Cochrane II (segundo se-
mestre de 2016), ambas de 236 MW.
De acuerdo a los datos entregados por AES Gener
a este medio “durante los últimos cuatro años el
carbón representó, aproximadamente, un 42% de
la matriz eléctrica chilena, valor muy similar a la
participación mundial del carbón en la generación
eléctrica, que el año 2013 alcanzó un 41%”.
Tomando en cuenta estas cifras, Sergio Barrien-
tos, gerente general de Surenergía, destaca que
el carbón continuará siendo un combustible clave
para los sistemas eléctricos, puesto que “una
de sus más importantes características es que
entregan un bloque base de energía, que es per-
manente, confiable y económico”.
Central Mejillones de E-CL. En el SING la generación a carbón alcanzó el 76% de participación en 2015. Fo
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Esto es compartido por Hugh Rudnick, director
de Systep, quien indica que el carbón “es un com-
bustible que se va a mantener importante en la
generación eléctrica, independiente de que se
haya reducido el precio del petróleo y del gas,
porque el carbón sigue siendo el combustible
más económico”.
Cristian Hermansen, presidente del Colegio de
Ingenieros, señala que la participación del carbón
será relevante en el corto y mediano plazo “por
formar parte de una matriz de generación diver-
sificada, que se complementa con la generación
renovable”.
Rodrigo Solís añade que el carbón, como uso
de combustible primario, “es el que en términos
relativos a otros combustibles o fuentes de energía
presenta generalmente mejores condiciones de
tipo económicas en cuanto a costos, es por eso
que ha sido históricamente el combustible de
mayor uso a nivel mundial (hoy representa cerca
del 30% de la matiz de energía primaria global).
Considerando además que, según distintas es-
timaciones, existen reservas de carbón para más
de 100 años de producción, es posible esperar
que su uso masivo se mantenga por varios años,
más aún si se mantiene la baja en los precios
que han experimentado los combustibles fósiles
convencionales en los últimos meses”.
Escenario internacionalLa caída en el precio del petróleo en los mercados
internacionales arrastró también al carbón. De
acuerdo a los datos del Banco Mundial, entre julio
y diciembre del año pasado el valor del carbón
colombiano bajó de US$52 a US$45 por tone-
lada métrica. Cabe destacar que el país cafetero
es uno de los principales proveedores para Chile
de este combustible.
Por otro lado, el último “Informe de mediano plazo
del mercado del carbón 2015”, publicado en di-
ciembre pasado por la Agencia Internacional de
Energía (AIE) consigna que “los precios siguen
estando en niveles bajos. En diciembre los precios
del carbón importado en Europa cayeron por
debajo de US$50 por tonelada métrica, niveles
no vistos en una década. El persistente exceso de
oferta y la contracción de la demanda en China
y en otros lugares sugieren que los precios se
mantendrán bajo presión hasta 2020”.
Sergio Barrientos asegura que la situación del
carbón “se ve un tanto complicada, producto de
que los grandes mercados (como China) han
disminuido la demanda por este combustible fósil.
Generación a carbón por empresa (diciembre de 2015)
SING SIC
E-CL 700 GWh
AES Gener 541 GWh 525 GWh
Celta 36 GWh
Endesa 162 GWh
Colbún 7 GWh
Guacolda 411 GWh
Fuente: Systep
El carbón en el SING y SIC (diciembre de 2015)
SING SIC
Capacidad instalada 2.121 MW 2.496 MW
Energía generada en diciembre 2015 82% 24%
Fuente: Generadoras de Chile-Systep
Proyectos a carbón en construcción (diciembre de 2015)
Nombre Titular CapacidadFecha
EntradaRegión Sistema
Inversión $US MM
Infraestructura energética Mejillones U1
E-CL 375 MW Jun-18 Antofagasta SING 1.000
Cochrane U1 AES Gener 236 MW May-16 Antofagasta SING 650
Cochrane U2 AES Gener 236 MW Oct-16 Antofagasta SING 650
Fuente: Ministerio de Energía
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o.La caída del precio del carbón en mercados externos ha provocado ajustes en producción de Mina Invierno.
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Vemos en Australia efectos grandes como minas
cerradas, pero si se mira en el largo plazo el carbón
seguirá siendo una alternativa conveniente, así
que debiera tener su espacio”.
El análisis entregado desde AES Gener sostiene
que las curvas de precios futuros de carbón inter-
nacional “evidencian que la baja experimentada en
los últimos dos años continuará por los siguientes
meses, influenciada principalmente por la diferen-
cia entre niveles de oferta y demanda proyectados,
al igual que en la mayoría de los combustibles”.
“Como resultado de esta tendencia, los distintos
países exportadores de carbón han modificado su
posición relativa respecto de su competitividad en
Chile. En consecuencia, se espera en 2016 una
mayor diversidad de orígenes con participación
de carbón australiano, colombiano y estadouni-
dense”, agrega el informe de la empresa.
Para Guillermo Hernández, gerente regional de
Mina Invierno, el exceso de oferta y la baja de
precios del carbón se explica por “el aumento de
producción por el ingreso de nuevas operaciones
mineras en los últimos años y el fenómeno del
shale gas en Estados Unidos, que ha incremen-
tado la oferta de gas en ese país, reduciendo la
demanda por carbón y generando excedentes
para la exportación”.
El ejecutivo precisa que la menor demanda chi-
na se debe a la reducción de importaciones de
carbón “con una serie de medidas orientadas
a fortalecer su producción interna. Esto último
fue fuertemente observado durante todo 2015,
afectando en mayor medida a los productores de
Indonesia (el mayor exportador de este mineral a
nivel mundial), pero sus efectos tienen incidencia
en los precios a nivel global”.
“El escenario de precios continuará deprimido y
no se advierten señales de una recuperación en
el mediano plazo. Esta situación nos ha llevado
a trabajar con menores niveles de producción
respecto de nuestra capacidad instalada, bus-
cando minimizar los impactos financieros que
Impuestos verdes
La aplicación de los llamados im-puestos verdes tendría algunos cambios si es que en el Congreso se aprueban las modificaciones a la reforma tributaria ingresadas el 15 de diciembre por el Gobierno, donde el proyecto de ley propone cambiar la forma como se calcula el impuesto a las fuentes fijas contaminantes. También se plantea el cálculo de impuesto, cambiando el coeficiente de dispersión por comuna a un coefi-ciente de calidad de aire que variará dependiendo de si la respectiva fuente fija se ubica en una comuna declarada como zona saturada o zona latente. “De esta forma, se utiliza una meto-dología que ya se viene aplicando hace muchos años en el país y que cuenta con un respaldo técnico y científico, de modo de simplificar la determinación y aplicación del impuesto en el caso de los contami-
nantes locales”, indica el proyecto.Según Francisco Leiva, gerente de Mercado Eléctrico e Ingeniería y Sistemas de KAS Ingeniería,“el impuesto al CO2 incluido en la reforma tributaria es un mecanismo de recaudación y no tiene ningún efecto práctico en las emisiones de CO2 en el corto plazo. No obstante, es un buen comienzo para iniciar una discusión sobre qué queremos como país en relación al desarrollo de la matriz energética”.A su juicio, “la actual estructura de aplicación del impuesto al CO2 no reduce en términos prácticos el costo de la energía pero si separa el mercado de contratos del mer-cado spot, generando incentivos perversos en el mercado spot que pueden llevar a la reducción de la competencia como consecuencia de una concentración de mercado con pocos actores de gran tamaño”.
Cristian Hermansen, presidente del Colegio de Ingenieros.
Ramón Galaz, gerente general de Valgesta.
Guillermo Jiménez, director del Centro de Energía de la Universidad de Chile.
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son consecuencia de un prolongado escenario de
bajos precios”, agrega Hernández.
El ejecutivo asevera que, en este escenario, el desafío
para Mina Invierno “es ganar eficiencia, productividad
y reducir costos para ser capaces de enfrentar el
escenario de crisis”, por lo que han realizado medidas
estructurales, “como la maximización del relleno inte-
rior de la mina, el control de las infiltraciones de agua
y, por supuesto, la incorporación de la tronadura como
método complementario a la extracción de estéril”.
Esto último es de vital importancia para evitar el de-
terioro de nuestros equipos de extracción de estéril,
ya que no están diseñadas para excavar roca de alta
dureza que se presenta en algunos niveles de la mina,
lo que requiere de la aprobación de una declaración
de impacto ambiental actualmente en curso.
Si bien el cuadro es complejo, en el corto plazo Gui-
llermo Jiménez, director del Centro de Energía de la
Universidad de Chile, señala que el carbón seguirá
teniendo una cuota importante en el mercado mundial.
“China y Estados Unidos todavía tienen una capacidad
bastante significativa en base a carbón y es complejo
pensar que en el corto plazo ellos vayan a migrar hacia
otra matriz, así que el mercado internacional está
marcado por estos dos grandes consumidores
como una alternativa estable para la generación
eléctrica”, precisa.
DesafíosA juicio de los especialistas el principal desafío a
largo plazo que enfrenta el carbón es la adaptación
tecnológica debido a las presiones internacionales
para reducir las emisiones, como se estableció
en los acuerdos de la Conferencia de las Nacio-
nes Unidas sobre el Cambio Climático (COP 21),
realizada en diciembre pasado en París, donde
La conversión tecnológica de AES Gener
Las principales inversiones en sus plantas generadoras, destacadas por AES Gener a Revista ELECTRICIDAD, consideran el proyecto de mejoramiento ambiental (PMA) con la instalación de equipos de control de emisiones (también denominado Retrofits) en cuatro centrales existentes correspondientes a: Unidades I y II complejo Ventanas y Unidades I y II de Nueva Tocopilla (ex Nor-gener) con inversiones de US$229millones. De igual manera el complejo Guacolda, dio inicio a la instalación de equipos de control de emisiones en sus Unidades I, II y IV en agosto de 2013 con una inversión aproximada de US$220 millones.Además, las unidades más nuevas de la compañía incorporaron tecnologías de abatimiento en su diseño con un inversión por sobre US$50 millones.Las emisiones SO2 son controladas mediante equipos desulfurizadores. Para el control del material particulado se instalaron filtros de mangas de alta eficiencia que permiten alcanzar eficiencias de remoción sobre 99,9%. A su vez, se incorporaron equipos para la reducción de las emisiones de NOx, como quemadores de bajo NOx y sistemas de reducción catalítica selectiva (SCR).
Complejo Ventanas de AES Gener, donde se instalaron unidades de control de emisiones.
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Hugh Rudnick, director de Systep. Rodrigo Solís, director de Estudios y Contenidos de Generadoras de Chile A.G.
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se planteó la necesidad de emprender mejoras
tecnológicas para bajar la emisión de gases in-
vernadero en el sector energético.
En esta línea, Rodrigo Solís plantea que “los com-
promisos anunciados en la COP21, bajo este
nuevo escenario de precios de los combustibles
fósiles, se realizó también apostando a mayores
gastos en investigación e innovación de modo
de lograr lo más pronto posible el desarrollo co-
mercial, seguro y competitivo de la tecnología de
mitigación de emisiones aplicada a la generación
eléctrica en base a combustibles fósiles, de modo
de conciliar su uso con las aspiraciones de me-
nores emisiones”.
Ramón Galaz, gerente general de Valgesta, sostie-
ne que “lo que vamos a ver en los próximos diez años
es mucho desarrollo tecnológico para que estas
plantas a carbón entren a precio competitivo a este
mercado o vamos a ir viendo que estas energías
puedan ir desapareciendo. Estamos en un punto
de inflexión en que este combustible está siendo
cuestionado a nivel mundial y debe reinventarse
o incorporar desarrollo tecnológico para poder
seguir participando como lo ha hecho hasta hoy”.
Similar visión tiene Cristian Hermansen, quien
asegura que el desafío más relevante actualmente
para la generación a carbón “es responder eco-
nómicamente a las regulaciones de las emisiones
contaminantes, en particular para las unidades
generadoras más antiguas, por lo que el trabajo
de los ingenieros en torno al sector carbón, es
mantenerse debidamente actualizados de los
cambios tecnológicos y operativos en el proce-
so productivo del mineral y de la generación de
electricidad”.
Francisco Leiva, gerente Mercado Eléctrico e
Ingeniería y Sistemas de KAS Ingeniería indica
que el futuro de Chile lo veo con alta penetración
ERNC con una política de mercado correcta, e
incluso sin subsidio, reduciendo drásticamente la
generación a carbón favoreciendo termo-solares,
geotérmica y otras que desplazarán al carbón
por sus menores costos variables de operación”.
Como desafío local Guillermo Jiménez señala
que “en el escenario de la interconexión SIC-
SING se debe ver cómo competir con las diversas
tecnologías, aunque el carbón seguirá estando
presente en el corto y mediano plazo porque es
una tecnología de base probada”.
Conclusiones
• El carbón continúa siendo una tecnología relevante en la generación eléctrica del país, especialmente en el SING, donde alcanzó una participación de 76% en 2015.
• La baja demanda de China y la producción de shale gas en Estados Unidos han generado un exceso de oferta a nivel mundial, mante-niendo a la baja los precios del carbón, lo que genera un cuadro más complejo para su producción.
• El desafío de la industria carbonífera es avanzar hacia la conversión tecnológica para reducir las emisiones de gases invernadero, especial-mente frente a la presión de otras fuentes como el GNL y las ERNC.
Francisco Leiva, gerente de Mercado Eléctrico e Ingeniería y Sistemas de KAS Ingeniería.
Guillermo Hernández, gerente regional de Mina Invierno.
Sergio Barrientos, gerente general de Surenergía.
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La ecologista y activista social conversó con Revista ELECTRICIDAD acerca de la visión del sector ambientalista sobre la industria hidroeléctrica del país, señalando que los proyectos de este tipo no consideran los estándares internacionales.
na serie de objeciones al actual
funcionamiento de la industria hi-
droeléctrica realiza Sara Larraín,
directora ejecutiva del Programa
Chile Sustentable, a partir del documento “Crítica a la
Hidroelectricidad en Chile y Propuestas Ciudadanas”,
elaborado junto a otras organizaciones ambientalis-
tas, donde se plantea la inexistencia de un marco
regulatorio que incorpore estándares internacionales
sustentables y de participación social.
Larraín indica a Revista ELECTRICIDAD que las
empresas que operan en el mercado local de hi-
droelectricidad “están lejos de utilizar” estándares
internacionales al momento de instalar sus proyectos
de generación, ya sea de embalse o de pasada, ade-
más de cuestionar el uso de los recursos hídricos que
se estipulan en el Código de Aguas por considerar
que priorizan “los usos productivos con fines de lucro”.
¿Cuál es la situación que advierte del actual
marco regulatorio de la hidroelectricidad
en Chile?
Actualmente no existe regulación suficiente para
el desarrollo hidroeléctrico. Hoy el único criterio
es donde el inversionista tiene los derechos
de agua, sin ninguna guía de ordenamiento
territorial y tampoco se toma en cuenta los
usos prioritarios del río por las comunida-
des y empresas locales.
¿Por qué cree que sucede esta si-
tuación, según su punto de vista?
La ley eléctrica favorece los derechos del
inversionista propietario de los derechos
U
Sara Larraín, directora ejecutiva de Chile Sustentable
“ Actualmente no existe regulación suficiente para el desarrollo hidroeléctrico”
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de agua por sobre los derechos a la tierra de los
de los agricultores, los emprendimientos de turis-
mo, comunidades locales, comunidades indígenas,
e incluso contra los planes de desarrollo regional y
comunal. Tampoco se evalúan los impactos aguas
abajo que provoca la operación de los proyectos y
se promueve el trasvasije entre distintas cuencas,
lo cual está prohibido o muy estrictamente regulado
en muchos países. Esto explica la alta conflictividad
en los territorios frente a las hidroeléctricas, porque
las personas han visto sistemáticamente cómo sus
derechos son pasados a llevar y no se ha dejado a las
regiones decidir cuál será su vocación más allá de los
usos del agua para generación eléctrica.
A su juicio, ¿qué rol juega el Código de Aguas
en el desarrollo de la hidroelectricidad?
El Código de Aguas y la Constitución instituyen un
régimen exclusivamente propietarista sobre las aguas,
y el acceso principal hoy es el mercado de aguas
generado por este régimen. El Código no establece
prioridades de uso para necesidades esenciales como
agua potable y saneamiento por ejemplo, solo prioriza
los usos productivos con fines de lucro.
¿Piensa que las empresas del mercado usan
estándares internacionales para construir sus
proyectos de generación hidroeléctrica?
No. Y están lejos de utilizarlos. Considerar estándares
internacionales implica decidir sobre los proyectos
a través de un enfoque basado en el respeto de los
derechos de comunidades y territorios y tomando en
cuenta la participación local, la fiscalización y el reparto
de beneficios. Ello ya se determinó el año 2000 por
la Comisión Mundial de Represas, cuyos principios y
estándares fueron publicados por el Banco Mundial
y la Unión Internacional para la Conservación de la
Naturaleza (UICN). Estos estándares incluyen la consi-
deración de alternativas a la hora de realizar un proyecto.
¿Qué elementos se toman en cuenta fuera
de Chile?
Establecen que antes de tomar la decisión de construir
un nuevo proyecto, deben tratarse los temas sociales
y ambientales pendientes de las represas existentes.
Además, todos los interesados y afectados deben
tener la oportunidad de participar en los procesos
de toma de decisión. La aceptación pública debe
ser demostrada. Las decisiones que afecten a
pueblos indígenas deben ser tomadas con su
consentimiento libre, previo e informado. Otro
aspecto clave es que el proyecto debe proveer
derechos a las personas afectadas para mejorar
sus condiciones de vida. Nada de esto sucede
actualmente en Chile ni está garantizado por
nuestro marco regulatorio.
Actualmente la mayoría de los proyectos
hidroeléctricos son centrales de pasada,
¿piensa que son más sustentables que
los de embalse?
No, porque en Chile, cuando se realiza trasvasije
de cuencas, no se evalúan los impactos acumula-
tivos en el conjunto de los ríos, la estructura de su
cauce, la recarga de acuíferos, la discontinuidad
del caudal, el incremento de temperaturas y la
desertificación provocada en las cuencas que
son vaciadas. Mientras no exista una evaluación
ambiental que garantice la efectiva estimación
de los impactos de un proyecto −que incluya
el trasvasije de cuencas− este no debiese ser
permitido, pues los impactos son casi irreversibles.
De hecho en países como España, entre otros,
se prohibió el trasvasije.
Entrevista Central
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Según la opinión de Sara Larraín, las empresas del mercado no usan estándares internacionales para construir hidroeléctricas.
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1 Se debe modificar la actual ley, ya que no está incentivando el desarrollo de la energía fotovoltaica para pequeñas instalaciones. El pago que entrega a los usuarios es muy bajo, lo que hace poco atractiva la
inversión, haciendo que el retorno sea de unos 11 años. Si bien
estamos de acuerdo que se deben contemplar los costos
por uso de la red que contempla la actual ley, creemos que un 50% es absolutamente
excesivo y no se justifica. Hay ejemplos claros en otros
países (como Portugal) donde el costo por uso de la red es de 10% y el retorno es inferior a ocho años.
La diferencia en el desarrollo con lo que ha pasado en Chile es abismante, mientras aquí terminamos el 2015 con 1,5 MW instalados, Portugal llegó a los 21 MW. Le hemos solicitado en varias oportunidades al Ministerio de Energía que encargue un estudio que defina si es necesario realizar este cambio, considerando los beneficios que tiene la generación distribuida en términos de menor necesidad de líneas de transmisión, medioambientales y de empleo.
2 El cambio en la ley es prioritario, pero hay otras medidas a tomar, como mejorar el reglamento y la norma técnica, simplificando el proceso de inscripción de instalaciones. No es lo mismo tener un sistema de 10 kW, que uno de 100 kW, no se les puede exigir la misma tramitación. También se deben crear sistemas de financiamiento, que pueden ser créditos blandos, créditos verdes, inclusión del Sistema FV en el crédito hipotecario o posibilidad de deducir la inversión tributariamente. Para las viviendas sociales, se debe tener la obligatoriedad de instalar sistemas solares desde el inicio.
3 A cada uno de los segmentos participantes les cabe su responsabilidad: ciudadanos, autoridades, distribuidoras y empresas solares, pero las autoridades deben tener la voluntad política para crear las condiciones mínimas que permitan el desarrollo de la tecnología, como son leyes favorables y sistemas de financiamiento.
4 No, el incentivo a la normativa recae en las autoridades.
“Se debe modificar la actual ley, ya que no está incentivando el desarrollo de la energía fotovoltaica
para pequeñas instalaciones. El pago que entrega a los usuarios es muy bajo, lo
que hace poco atractiva la inversión, haciendo que el
retorno sea de unos 11 años”.
Verónica Munita, gerente de la Asociación Chilena de Energía Solar (Acesol).
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Visión de Acesol versus el Gobierno
Ya lleva más de un año de vigencia la Ley 20.571, de generación distribuida, también conocida como Net Billing, la cual ha permitido que unos 130 hogares se hayan acogido a este sistema, transformándose en generadores y consumidores de electricidad. A inicios de este año el ministro de Energía, Máximo Pacheco, dijo que la normativa “no ha prendido tan rápido”, comentarios que llamaron la atención de la Asociación Chilena de Energía Solar (Acesol), desde donde proponen reformular la ley para que aumente el interés de los particulares por adoptar esta tecnología. Desde el Ministerio de Energía indican que es demasiado pronto para hablar de un cambio a la normativa.
Cree que se deba modificar la actual ley de generación distribuida?, ¿por qué?1
¿Se debe reformular la ley de generación distribuida?
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Cristián Santana, jefe de la División de Energía Renovable
del Ministerio de Energía.
“la Ley 20.571 lleva solo 15 meses de
implementación efectiva. Dado este corto tiempo, parece apresurado sacar
conclusiones respecto a la necesidad de modificarla, más aún cuando ya vemos
avances concretos”.
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¿Se deben implementar nuevas medidas para incentivar
el uso de la generación distribuida?
¿Quién debe ser el responsable de incentivar el desarrollo
de la generación distribuida en nuestro país?
¿Piensa que el incentivo a la normativa recae en las
empresas distribuidoras?
2
¿Se debe reformular la ley de generación distribuida?
1 No, pues la Ley 20.571 lleva sólo 15 meses de implementación efectiva. Dado este corto tiempo, parece apresurado sacar conclusiones respecto a la necesidad de modificarla, más aún cuando ya vemos avances concretos. Además, se observa una tendencia creciente en los proyectos que se construyen, y los costos de las tecnologías para generación distribuida, en especial la fotovoltaica, siguen reduciéndose.
2 Consideramos que hoy la principal barrera a superar es el desconocimiento, es decir, necesitamos generar y difundir información objetiva respecto de las oportunidades que trae la generación distribuida. Esto es algo nuevo y mayormente desconocido, persiste la impresión que son sistemas caros, existen dudas sobre el rendimiento que se puede alcanzar, la durabilidad de los sistemas, los instaladores y proveedores y sus garantías, etc. Por ejemplo, solo un cuarto del conjunto de micro, pequeñas y medianas empresas, conocen lo que son los sistemas fotovoltaicos, y las que los conocen manifiestan las dudas que acabo de señalar y otras más.
3 A diferencia de lo que ocurre con los proyectos de energías renovables más grandes que están pensados para vender energía al mercado eléctrico −donde los actores son comparativamente pocos y especializados en el negocio− los proyectos de generación distribuida para autoconsumo abarcan a múltiples y variados tipos de usuarios. Cualquier consumidor de energía eléctrica es un potencial generador distribuido. Entonces, el desafío de mostrar
las oportunidades y aprovecharlas es mucho mayor. El Estado es el principal actor en esta materia, sin embargo, por lo diverso de los actores involucrados consideramos que es imprescindible el apoyo de otros sectores para superar las barreras de conocimiento. Por ejemplo los gremios y asociaciones comerciales, de industriales, de servicios, de la construcción, pueden ser muy buenos vehículos para transmitir las oportunidades y para generar confianza en estas tecnologías.
4 Las empresas distribuidoras tienen un importante rol en esta materia. Por un lado, su proactividad en estas etapas iniciales de implementación del marco normativo y regulatorio resulta fundamental para un rápido proceso de aprendizaje, para mejorar lo que haya que mejorar, para facilitar los procesos de conexión de los sistemas y para generar confianza entre sus clientes para que implementen los proyectos. También esperamos que se conviertan en un apoyo a la difusión y orientación de las oportunidades que la generación distribuida ofrece a sus clientes.
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l proyecto de ley llamado “de equidad tarifa-
ria” actualmente en discusión en el Congreso
Nacional reconoce la importancia que tiene
la equidad en la política energética, situán-
dola al nivel de la eficiencia, la seguridad y la protección del
medio ambiente, todos aspectos fundamentales para una
política de energía sustentable.
Sin embargo, pese a la significancia de la iniciativa en términos
generales, la propuesta específica abre interrogantes muy
relevantes en términos de contenido y alcance que deberían
explorarse en profundidad duran-
te la discusión legislativa.
En primer lugar, se deben pre-
cisar claramente los focos del
proyecto. Se plantea que el ob-
jetivo es reducir la brecha entre
tarifas eléctricas, pero también
se señala que se busca retribuir a las comunas generadoras
por el costo que deben soportar por acoger estas instala-
ciones. Si bien ambas preocupaciones son sobre equidad y
muy relevantes, no deberían ser mezcladas en una misma
iniciativa pues confunden problemas de distinta naturaleza
e impiden desarrollar legislación coherente que considere
las implicancias de cada una de las iniciativas.
La equidad tarifaria debería plantearse en torno a la discusión
fundamental sobre “derechos sociales”, mientras que las
compensaciones abren la reflexión sobre cómo evaluar y
distribuir los beneficios y costos de obras que tienen alcances
más allá del lugar donde están instaladas.
E En lo que concierne a la equidad tarifaria, la pregunta relevante
es si acaso debemos todos los ciudadanos tener acceso a
las mismas tarifas eléctricas o si debe haber diferencias por
alguna razón. Adicionalmente, si se trata derechos sociales
¿por qué solo pensar en el sector eléctrico y no en el ámbito
energético en general?
Plantear una diferencia máxima de 10% entre el promedio
de las cuentas a nivel nacional (como lo hace el actual pro-
yecto) no dice nada sobre los fundamentos de la diferencia.
Es solo una manera simple de acotar cuantitativamente el
asunto evitando el problema de
fondo. Actualmente, se cobra
implícitamente en buena medida
por el costo monetario que cada
hogar “le genera” al sistema, lo
que lleva a mayores tarifas en
zonas menos pobladas y más
alejadas, pero si se busca reco-
nocer que el acceso eléctrico es un derecho, las diferencias
no deberían fundarse en esos costos (aun cuando puedan
tomarse en cuenta).
Es una discusión compleja que no puede desligarse del debate
general actual sobre derechos sociales.
Por lo anterior, la compensación como reconocimiento de
generación local, debería discutirse en otro contexto: el de
los procesos de asignación de uso del territorio, de evaluación
de impacto ambiental y descentralización. Mezclar ambos
debates, ambos complejos y ricos en implicancias, solo podrá
empobrecer nuestras políticas públicas.
Debemos todos los ciudadanos tener acceso a las mismas tarifas
eléctricas o debe haber diferencias por alguna razón.
Por Claudio Huepe, coordinador del Centro de Energía y Desarrollo Sustentable de la Universidad Diego Portales.
Columna de Opinión
Las interrogantes frente a la equidad tarifaria
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La Multinacional japonesa tiene una extensa experiencia en la industria energética, especialmente en centrales de ciclo combinado a gas natural, tecnologías con la que Enap busca desarrollar los proyectos Luz Minera (760 MW) y Nueva Era (510 MW).
a empresa japonesa Mitsui
& Co. Ltd. es uno de los más
recientes actores que ingresó
en el segmento de la gene-
ración eléctrica luego de firmar un acuerdo
con Enap para el desarrollo de los proyectos
de ciclo combinado en base a gas natural Luz
Minera, de 760 MW y Nueva Era, de 510 MW,
que se instalarán en Mejillones y en Concón,
respectivamente.
Una de las oportunidades que se abre para la
empresa extranjera es participar en las licita-
ciones de suministro para clientes regulados
entre 2016 y 2018, marcando otro hito en la
historia que Mitsui registra en Chile, donde tiene
presencia desde 1957, cuando inició sus activi-
dades comerciales para después consolidarlas
con el establecimiento de la subsidiaria Mitsui
Chile Ltda., en 1969.
Durante todo este periodo la compañía ha inver-
tido alrededor de US$4 billones en Chile hasta
la fecha, especialmente en el sector minero.
LEl ingreso al segmento de la generación eléc-
trica marcará un antes y después en la partici-
pación de actores en el mercado nacional, pues
Mitsui tiene una larga experiencia mundial en la
industria energética, toda vez que actualmente
cuenta con un total de 9,8 GW de activos de
generación repartidos por el mundo, particu-
larmente en proyectos de ciclos combinados
de gas natural.
En esta línea la empresa japonesa tiene nueve
proyectos de suministro de GNL en operación
y está desarrollando tres nuevos proyectos en
Estados Unidos, Mozambique y Australia para
mejorar la flexibilidad y fiabilidad del suministro
de GNL.
Mitsui tiene activos por 9,8 GW en el mundo
¿Quién es el nuevo socio de Enap para generación eléctrica?
Terminal de GNL Cameron en Estados Unidos, donde uno de los socios es Mitsui.
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La presencia en el sector minero
La minería es el sector donde Mitsui tiene una presencia consolidada en el mercado chileno, a través de su participación en tres operaciones mineras. En 2012 formó con Codelco la sociedad Acrux SpA (donde tiene una participación de 16,9%) para adquirir el 29,5% de Anglo American Sur (AA Sur) me-diante dos transacciones: una por el 24,5% de la propiedad por un total neto de US$1.700 millones, y otra por el 5% por un total neto de US$1.100 millones.
En la actualidad, a través de la sociedad Orien-te Copper Netherlands, Mitsui controla el 9,5% de la propiedad de Los Bronces.
Además, a través del consorcio japonés Japan Collahuasi Resources, la compañía es dueña del 7,42% de Compañía Minera Doña Inés de Collahuasi. También tiene el 22,63% de la propiedad de SCM Minera Lumina Copper Chile, propietaria de Caserones y en Minera Los Pelambres (AMSA) tiene una participación del 1,25% a través de su participación en el consorcio Nippon LP Resources.
También resalta la participación de la compañía
en el sector energético de Asia y Oceanía,
donde operan centrales con GNL, petróleo y
shale gas en Australia, Nueva Zelandia, Indo-
nesia, Tailandia, Omán y Qatar, mientras que
también participa en proyectos energéticos
en Rusia (GNL), Estados Unidos (shale gas),
Reino Unido e Italia (petróleo).
En América Latina, Mitsui también es un actor
relevante puesto que, a través de Mitsui Power
Americas, es el segundo mayor operador pri-
vado de generación eléctrica en México, con
una potencia instalada de 2.233 MW. En el
país azteca tiene cinco plantas de generación
eléctrica de ciclo combinado: Saltillo, Altamira,
Río Bravo II, III y IV.
En Brasil, en tanto, la empresa, a través de
Mitsui Gas e Energia do Brasil Ltda., en oc-
tubre pasado compró a Petrobras el 49% de
participación en la unidad de distribución de
gas natural (Gaspetro) por un total de US$490
millones.
De acuerdo a la información pública entregada
por la empresa, su foco está en desarrollar
negocios en generación eléctrica “mediante
alianzas con compañías constructoras, fabri-
cantes e industrias, garantizando a nuestros
inversionistas, prestamistas y socios los más
altos niveles de rentabilidad y la menor ex-
posición a los riesgos de desarrollo durante
la construcción y el periodo de operación y
mantenimiento”.
Los proyectos que emprende la multinacional
se realizan a través de la red global que tiene en
los 65 países en los que opera, desarrollando
esquemas de financiamiento para la construc-
ción, operación y mantenimiento de centrales
eléctricas, los cuales consideran las figuras
del BOT (Build, Operate and Transfer); BOO
(Build, Operate and Own); PPP (Public Private
Partnership), y FTK (Full Turn Key contact).
Otra actividad importante de Mitsui es el sha-
le gas, donde participa en la explotación del
recurso a través de la iniciativa Marcellus Sha-
le Project, que desarrolla junto a la empresa
Anadarko Petroleum en el noreste de Estados
Unidos. En este mercado la empresa japonesa
también participa en el mercado del gas natural
y del carbón. Foto
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Plataforma del proyecto Sakhalin, de petróleo y gas, ubicado en Rusia, donde Mitsui es uno de los socios del negocio.
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El especialista del Banco asegura que en el corto plazo están interesados en financiar proyectos de gas y carbón aunque, a largo plazo, considera que las ERNC seguirán desarrollándose.
atalogado como uno de los
bancos más grandes del mun-
do, el Sumitomo Mitsui Banking
Corporation (SMBC) ya lleva
10 años con presencia en nuestro país y tres
con oficina local liderada por Felipe Díaz, quien
a su vez actúa como Head de Latin America
Corporate Finance para SMBC. El banco japonés
cuenta con 1,5 trillones de dólares de activos y
en la región también tiene presencia en México,
Bogotá, Lima y Sao Paulo. Mark Harris, respon-
sable de Project Finance en Chile para el SMBC,
conversó con Revista ELECTRICIDAD sobre las
perspectivas y desafíos del financiamiento para
el sector energético.
¿Cuáles son los proyectos que actual-
mente están financiando?
Nos dedicamos a estructurar financiamiento
de largo plazo para activos en el sector minero,
energético y en infraestructura. Hemos estado
involucrados en proyectos como Kelar (Kospo,
Samsung), CTA (E-CL), Angamos (AES Gener),
Cochrane (AES Gener), Conejo Solar (Pattern),
San Juan (LAP) y El Arrayán (Pattern). Ahora
estamos involucrados con varios proyectos que
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Mark Harris, Assistant Vice President y responsable de Project Finance del Banco SMBC en Chile
“ Con las dificultades en transmisión será difícil financiar más proyectos ERNC en el norte”
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ganaron PPA (power purchase agreement) en
las últimas licitaciones de suministro para clien-
tes regulados y esperamos que podamos cerrar
en los próximos meses unos dos financiamientos
más. Además, actualmente asesoramos a un
desarollador grande para unos proyectos de
gas de ciclo combinado (CCGTs).
¿Qué opinión tienen del proceso licita-
torio que se llevó a cabo durante 2015
y que implicó algunos cambios para los
oferentes?
Tenemos una opinión muy positiva, aunque ob-
servamos algunos riesgos para los oferentes que
se podrían mejorar. Uno de los principales puntos
es que no es take-or-pay, y la incertidumbre sobre
los volúmenes de demanda futuros reales no nos
permite saber cuál va a ser el volumen efectivo
que se va a vender con el PPA. Otro aspecto
tiene que ver con el sistema de transmisión y
la diferencia entre los nodos. En este PPA la
estructura hace que se tenga que vender en
el nodo de inyección y comprar en el nodo de
retiro (que es Polpaico) por lo que se produce
una diferencia entre esos dos precios que tiene
que asumir el oferente. Esa diferencia varía en
función de cada nodo y tiene que ser pagada
de manera adicional, ya que hay que vender y
volver a comprar en el sistema.
¿Y para proyectos de gas también tienen
reparos?
Sí, en el caso del gas con los PPAs de las distri-
buidoras tienes un contrato de gas take-or-pay y
un PPA de take-and-pay entonces el dilema es
cómo hacer para juntar ambos y hacer factible
el proyecto a largo plazo. Hay que considerar
que el despacho de la energía funciona en base
a costo marginal por orden de mérito y por lo
tanto si tienes una central a gas que tiene PPA
pero no es despachada no podrá cumplir con
las obligaciones del contrato.
¿Con toda la preparación que han reali-
zado para la próxima licitación de abril,
cuáles son sus perspectivas?
Creemos que habrá mucha competencia y que
las energías convencionales van a tomar un
papel más importante. Aunque también habrá
espacio para las renovables.
Algunos especialistas han planteado que
actualmente los bancos están financiando
a proyectos solares más que a los eólicos,
¿es cierto en el caso de SMBC?
Es cierto. Hemos apoyado a parques eólicos y
seguimos mirando estos proyectos. El problema
que tienen es que los precios de los fotovoltaicos
han bajado mucho y son más competitivos, ade-
más, en los análisis, vemos más incertidumbres
con los pronósticos de viento que de sol.
¿Qué proyectos están interesados en fi-
nanciar a corto, mediano y largo plazo?
A corto plazo estamos mirando con mucho
interés los proyectos de gas, si se puede mi-
tigar el riesgo de despacho. También estamos
interesados en financiar proyectos de carbón.
En este sentido, es importante para nosotros
que el ambiente y las comunidades estén bien
manejados.
A mediano plazo estamos siguiendo al proyecto
El Campesino y a largo plazo creemos que las
ERNC van a seguir desarrollándose. Actual-
mente, por las dificultades que tiene el sistema
de transmisión −especialmente en el norte del
SIC− pensamos que sería difícil financiar más
proyectos ERNC en esa zona, incluso con PPA.
Mark Harris, junto a Nicolás Barros, Analyst del Banco SMBC explican que el principal riesgo asociado al PPA es que no es take-or-pay.
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Reportaje Gráfico
ste año comenzarán las obras
para levantar la nueva sede del
Colegio de Ingenieros de Chile
A.G., que contempla un edificio
de 11.500 metros cuadrados y de nueve pisos, que
incluye dos auditorios con capacidad para 100 y
300 personas, además de un patio subterráneo
iluminado, entre otras novedades.
El proyecto pertenece a Gubbins Arquitectos
y será construido por Bravo Izquierdo Ltda. Bajo
el financiamiento del banco BBVA, los trabajos
contemplan un plazo de 585 días para terminar
la obra, por lo que se estima que debería quedar
lista hacia el último trimestre de 2017.
Mientras se realiza la construcción de la fu-
tura sede, el Colegio de la orden se encuentra
operando en Avenida Nueva de Lyon145, piso 9.
Cristian Hermansen, presidente del gremio,
E A cargo de la constructora Bravo Izquierdo, la nueva sede del organismo estará lista a fines de 2017 y tendrá nueve pisos, además de dos auditorios de 100 y 300 personas. Se ubicará en el mismo lugar en que operó el tradicional edificio ubicado en avenida Santa María, el que fue demolido en enero pasado.
En Providencia
Luz verde a la construcción del edificio del Colegio de Ingenieros
explica que “la construcción de nuestra nueva sede
permitirá que, una vez terminado el edificio, se produz-
ca un excedente mensual entre el dividendo pagado
por la construcción y el arriendo cobrado, permitiendo
mejorar los ingresos del Colegio. Después de 20
años, el valor total del arriendo servirá para ampliar
sustantivamente las actividades en beneficio del país
y sus asociados”.
Modelación del edificio del Colegio de Ingenieros emplazado en la zona.
Render del futuro edificio del Colegio de Ingenieros que se emplazará en Avenida Santa María. Será una torre de 9 pisos de geometría simple, con planta rectangular, sustentable y ligeramente inclinada hacia el nororiente.
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Desde 1986 esta edificación funcionó como sede del Colegio de la orden. Anteriormente fue residencia de Don Mariano Puga para posteriormente ser propiedad de Caritas Chile.
La construcción de la nueva sede considera un contrato de leasing inmobiliario y arriendo con opción de compra con el banco BBVA; contrato de compra venta al banco BBVA del terreno de Av. Santa María, y un contrato de construcción entre el banco BBVA y la Empresa Constructora Bravo Izquierdo Ltda. con la concurrencia del Colegio de Ingenieros y la sociedad Inmobiliaria Colegio de Ingenieros SpA en un monto de UF 239.635.
El Colegio de Ingenieros tiene una promesa de arrendamiento con la Clínica Santa María por 20 años de los pisos 3 al 9, además de una parte del piso 1 y los estacionamientos de los niveles -3 y -4 del futuro edificio.
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El especialista señala a Revista ELECTRICIDAD que los cambios al sistema de transmisión también plantearán nuevas adaptaciones a la industria, especialmente con el mayor ingreso de las ERNC.
na serie de desafíos para el
sistema eléctrico local advierte
Herwig Ragossnig, Smart Ener-
gy Manager para Latinoamérica
de NEC, quien plantea que la interconexión SIC-
SING y los cambios al sistema de transmisión −en
que se plantea un nuevo marco regulatorio para
los servicios complementarios (SS.CC.)− supo-
nen una serie de adaptaciones para los actores
de la industria. Estos cambios abrirán múltiples
oportunidades para la instalación de sistemas de
baterías (BESS) para prestar servicios al sistema
interconectado.
¿Qué rol prevé que tendrán las baterías
de almacenamiento de energía en el futu-
ro para los sistemas eléctricos en el país?
Las baterías son un instrumento extremadamente
apto para prestar los servicios complementarios,
debido a sus características técnicas
de fácil y rápida instalación en
cualquier parte del sistema in-
terconectado, la reacción casi
instantánea y la capacidad de
inyectar o absorber grandes
cantidades de energía. Estas
características permiten a los
sistemas de baterías ofrecer
varios servicios complemen-
tarios al mismo tiempo como
reserva primaria, regulación
de frecuencia, regulación
de voltaje o soporte para
reactivar el sistema eléc-
trico después de un apa-
gón. Por eso los cambios
regulatorios que están en
Upreparación los vemos sumamente interesantes.
En el futuro la interconexión cambiará las con-
diciones, al igual que el sistema de transmisión,
por lo que tendremos que adaptarnos.
¿Cuáles son los desafíos que aprecia
para la integración de ERNC a las gran-
des redes?
Las energías renovables van a jugar un papel
bastante importante porque las condiciones
geográficas y climáticas del país hacen que el
sector sea competitivo sin ningún tipo de
subsidio. Más allá de una ley de
fomento a las ERNC, se pue-
de observar que hay más
inversión en ERNC que en
plantas de energía con-
vencional, independiente
de decisiones políticas.
En este escenario, se
sabe que una red inter-
conectada, con alrede-
dor de 20% de energía
renovable intermitente,
como energía solar o
eólica, se vuelve más
inestable y, por eso, las
baterías serán necesa-
rias para resolver este
aspecto.
Herwig Ragossnig, Smart Energy Manager para Latinoamérica de NEC
Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.
“La interconexión SIC-SING cambiará el funcionamiento de los SS.CC.”
Análisis
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A nivel nacional el plazo promedio de pago de facturas asciende a 54,8 días y en el caso de la industria energética dicho plazo es de 33,1 días. El estudio destaca el comportamiento de AES Gener, la empresa del sector que obtiene la mejor puntuación frente a sus proveedores.
as Pymes son el motor de la
economía y el empleo, y las po-
sibilidades de crecimiento del
país se basan en su potencial
de desarrollo”. Este tipo de afirmaciones las escu-
chamos periódicamente. Más aún en los últimos
meses, dada la desaceleración económica que
afecta a Chile y la sensación de un entorno de
negocios poco favorable.
La pregunta es cómo hacerse cargo de esta
afirmación y realmente contribuir de manera
sustentable y sistémica a que este segmento de
empresas pueda prosperar en todos los secto-
res del país, incluyendo por cierto a la industria
energética.
La Bolsa de Productos desarrolló junto a la Aso-
ciación de Emprendedores de Chile (Asech) el
primer “Ranking de Pagadores” del país. Ambas
instituciones presentan esta información con la
finalidad de sumar más empresas a un mercado
de financiamiento sustentable, proveer de infor-
mación de plazos de pago en la economía real y
su evolución en el tiempo, e incentivar una dismi-
nución en los plazos de pago a las Pymes. Con
este reporte periódico el mercado puede evaluar
y controlar los plazos de pago de los principales
pagadores nacionales, tanto del sector privado
como estatal.
Al revisar los números que arroja la última presen-
tación del indicador, con datos al cuarto trimestre
L
de 2015, se observa que aún hay bastante ca-
mino por recorrer en cuanto a que los grandes
pagadores tengan un procedimiento claro y más
expedito de formalización de las facturas de sus
proveedores, para que estos puedan salir a bus-
car financiamiento a través de la transacción de
dichas facturas en la Bolsa.
Si bien es la minería el sector al que pertenecen
cerca del 40% de las empresas pagadoras que
Según Ranking elaborado por Bolsa de Productos y Asech
Energía tiene la mejor puntuación en comportamiento de pago a proveedores
Por Christopher Bosler, gerente general Bolsa de Productos
Análisis
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operan a través de la Bolsa de Productos, el sec-
tor energía representa un no despreciable 5%.
Pero más destacado que ese porcentaje es la
evaluación que logran las empresas del sector
en su comportamiento como pagadores.
De acuerdo a nuestro ranking elaborado al cierre
de 2015 (Q4), Energía es el sector que muestra
la mejor puntuación en comportamiento de pago
y los menores plazos promedio en pago de fac-
turas entre los cuatro sectores evaluados por el
ranking, siendo Industria, Agroindustria y Minería
los tres restantes.
De hecho, mientras a nivel nacional el plazo
promedio de pago de facturas asciende a 54,8
días, en el caso de la industria energética dicho
plazo es de 33,1 días. Vale la pena destacar el
comportamiento de AES Gener, la empresa del
sector que obtiene la mejor puntuación frente a
sus proveedores.
Responsabilidad hacia la PymeHoy se puede decir que la mayoría de las pymes a
nivel nacional tiene como principal meta sobrevivir,
siendo el financiamiento de corto plazo un factor
crítico para un modelo de negocios sustentable en
el tiempo. Por ello, hoy las pymes no solo deben
innovar, en sus productos y servicios, sino también
en sus fuentes de financiamiento.
Lo anterior es una de las deudas que aún se tiene
en Chile, y se encuentra a la vuelta de la esquina,
reflejado en la reciente decisión de BHP Billiton
de extender a 60 días el plazo de pago a sus
proveedores.
Si bien hay algunos síntomas de que se va por
buen camino aún queda mucho por hacer. Se
reconoce el enorme potencial de la industria, con
grandes empresas nacionales y extranjeras que
trabajan con altos estándares de comportamiento,
incluida la relación de pagos con sus proveedores.
Así, se puede ver en el último ranking, en donde el
plazo promedio de pago de las grandes empresas
a los proveedores pyme tuvo una mejora en el
cuarto trimestre del año pasado en compara-
ción con el trimestre anterior y donde el sector
energético, como ya señalamos, mostró un buen
comportamiento relativo en su plazos de pago.
Los plazos de pago a empresas grandes durante
2015 cerró en promedió en 62,7 días, comparado
a los 50,6 días de las pymes, y que se explica
porque en general los grandes pagadores están
aplicando políticas especiales de pago a sus pro-
veedores pyme, como el Sello Propyme u otras
acciones de sostenibilidad, y por otro lado, están
aumentando las presiones de caja en proveedores
de mayor tamaño.
¿Quiénes son la Bolsa de Productos de Chile y Asech?
En la Bolsa de Productos de Chile (BPC) actualmente operan 11 corredores de bolsa, con montos negociados que superan a la fecha los US$5.000 millones. Su objetivo es proveer una plataforma de subasta pública para la transacción de productos, contratos, facturas y sus derivados, junto con ser una alternativa de inversión de renta fija de corto plazo para los inversionistas. En la actualidad, existen cerca de 300 empresas pagadores registradas. La Asociación de Emprendedores de Chile (Asech), en tanto, agrupa a más de 20 mil socios de diversos rubros, edades y realidades a lo largo del país. Su foco está en hacer más fácil el camino para cualquier persona que tiene una idea y busca materializarla en un proyecto o negocio.
Promedio de pago a Pymes y mejores pagadores del trimestre por sector
SectorPromedio sector
(días)Promedio sector
(puntos)Mejor pagador
Nota (puntos)
Tasa descuentomejor pagador
Facilidad de confirmación de pago (100% Muy fácil y 0% Muy difícil
Alimentos y Agroindustria
60,8 56 Nestlé 69 0,50% 60%
Industrial 48,2 58,3 Huachipato 84 0,70% 60%
Minería 34,8 66,9 Codelco 79,7 0,36% 67%
Energía 33,1 68,7 AES Gener 82,8 0,39% 95%
*Nota: Solo se consideran los sectores más relevantes en términos de volúmenes de operaciones. Tasa nominal última transacción no considera costos de transacción.
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Especialistas señalan a Revista ELECTRICIDAD que estos equipos actualmente están enfocados a las exigencias de eficiencia energética, pues demandan hasta el 70% de electricidad en los procesos industriales.
os compresores son conside-
rados dentro de los primeros
servicios básicos en toda in-
dustria a nivel mundial. Y el
sector energético no es la excepción pues
estos equipos son esenciales para realizar
múltiples tareas, desde la fabricación de trans-
formadores y accionamiento de interruptores
hasta el transporte de materiales en plantas
termoeléctricas, como indican los especialis-
tas consultados por Revista ELECTRICIDAD.
En opinión de académicos y ejecutivos, los
compresores también cumplen un importante
papel en la eficiencia energética de los pro-
L
cesos industriales, incluido el sector eléctrico,
siendo la principal tendencia que existe en el
mercado internacional y local.
Qué sonAndrés González, docente
de las carreras de Elec-
tricidad y Automatización
Industrial del Duoc UC de
Valparaíso, define al com-
presor como una máquina
“que está construida
para aumentar la pre-
sión y desplazar cier-
tos tipos de fluidos llamados
compresibles, tales como gases y vapores.
Esto se realiza a través de un intercambio de
energía (entre la máquina y el fluido) en el
cual el trabajo ejercido por el compresor es
transferido a la sustancia que pasa por él con-
virtiéndose en energía de flujo, aumentando su
presión y energía cinética impulsándola a fluir”.
Daniel Osorio, Product manager de Maestran-
za Diesel, explica que el compresor “transfor-
ma la presión atmosférica en una presión ma-
nométrica mayor a la que está en el ambiente.
El compresor toma el aire de la atmósfera, lo
procesa y lo comprime a presiones mayores
para lograr la operación de las plantas”.
En la industria eléctrica
La tendencia tecnológicaen compresores
El compresor transforma la presión atmosférica en una presión manométrica mayor a la que está en el ambiente.
Foto: Gentileza Maestranza Diesel.
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Según Andrés González, “al igual que las bom-
bas, los compresores también desplazan flui-
dos, pero a diferencia de las primeras que son
máquinas hidráulicas, estas son máquinas tér-
micas, ya que su fluido de trabajo es compre-
sible, sufre un cambio apreciable de densidad
y, generalmente, también de temperatura; a
diferencia de los ventiladores y los sopladores,
los cuales impulsan fluidos compresibles, pero
no aumentan su presión, densidad o tempe-
ratura de manera considerable”.
Sergio Dawson, gerente general de Servicomp,
señala que otra característica de estos equi-
pos es que “transforman energía eléctrica en
energía neumática (presión), entregando aire a
una presión mayor a la atmosférica y así puede
ser utilizado como energía en la industria en
general, incluyendo al sector eléctrico”.
UsosDaniel Osorio indica que los compresores se
utilizan en varios tipos de procesos “como
partidas de motores y la automatización de las
plantas, accionamiento de válvulas, aireación
de piscinas o estanques y mantenimiento”.
“Por ejemplo en la planta termoeléctrica Ven-
tanas de AES Gener existen compresores que
se utilizan para extraer el condensado de algas
proveniente de las aguas de mar. También,
al usar aire comprimido sirven para airear la
piscina con el fin de que nunca decante la so-
lución que está en ella”, precisa el especialista.
“Si los llevamos a la industria termoeléctrica,
los compresores se utilizan en subprocesos
que conforman un desarrollo general para
poder hacer funcionar una parte del sistema,
lo mismo que en una central hidroeléctrica,
donde el aire comprimido siempre se trans-
forma en un subproducto de algo, como para
abrir una válvula automatizada con procesos
neumáticos. El aire se usa para los procesos de
máquinas automatizadas y en subestaciones
eléctricas se utilizan compresores para ac-
cionamiento de interruptores”, agrega Osorio.
Rafael Padilla, ejecutivo de negocios de com-
presores de Lureye Generación S.A., sostiene
que estos equipos también se usan para la
fabricación de piezas y parte en la elaboración
de transformadores, destacando la caracte-
rística de flexibilidad que presentan.
“La velocidad variable permite que el com-
presor trabaje de acuerdo a la demanda de
aire que tenga la empresa y así adapte los
consumos de energía, lo que es ideal para
utilizarlos en centrales hidroeléctricas”, afirma.
Otro uso de estos aparatos –asegura Sergio
Dawson− está en los laboratorios de análisis
que existen en la industria eléctrica, junto a lo
que es la “instrumentación para mecanismos
de válvula y para el transporte de materiales,
como el caso de las cenizas en las termoe-
léctricas a carbón”.
Eficiencia energéticaDe acuerdo a los especialistas la eficiencia
energética es la principal tendencia tecnoló-
gica que tienen los compresores en la actua-
En opinión de académicos y ejecutivos, los compresores también cumplen un importante
papel en la eficiencia energética de los procesos industriales.
Foto
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Turbina de vapor impulsado por el compresor de propileno con tuberías.
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lidad, con una demanda que requiere mayores
eficiencias en el consumo de energía. Sergio
Dawson señala que la idea es que los equipos
“entreguen un mayor caudal de aire con el
menor consumo de energía”.
“La demanda de compresores está direc-
tamente relacionada con el crecimiento del
sector eléctrico donde las inversiones están
aumentando, especialmente en el SING, por
lo que en todas esas instalaciones debería
haber un compresor de aire funcionando, el
cual puede ser de distintas tecnologías, de
pistones o de tornillo”, afirma el ejecutivo.
Dawson explica que en Chile se está dando
la presencia de tecnología coreana en com-
presores, puesto que “la ingeniería completa
de las plantas generadoras en Chile las están
haciendo desde Corea por lo que se especi-
fican productos provenientes de ese país”.
Daniel Osorio, coincide explicando que “la
apuesta de todos los proveedores de compre-
sores es hacia la eficiencia energética”, por lo
que en este sentido menciona cuatro modos de
funcionamiento de estos aparatos: “un control
de descarga que funciona de 0% a 100%; un
compresor que modula la compresión de salida
(y eso ahorra hasta un 17% de energía), un
compresor de velocidad variable (que pueden
jugar con el caudal que entregan a la planta) y
un control de capacidad variable que entrega
menos consumo”.
Claudio Huepe, coordinador del Centro de
Energía y Desarrollo Sustentable de la Uni-
versidad Diego Portales, dice que los compre-
sores son claves para el impulso de la eficien-
cia energética en los procesos industriales,
pues demandan hasta 70% del consumo
de energía”.
“Los estudios muestran que en general el
rango de eficiencia de un compresor puede
mejorar en torno al 15%, si es bien adminis-
trado porque es un aparato integrado, que
incluye otras partes que también influyen en
la eficiencia global del equipamiento. Lo más
importante dentro de una correcta gestión
de compresores es tener un buen sistema de
monitoreo y control”, sostiene el académico.
Para Andrés González, “un buen compresor
puede permitir la reducción del 25% al 50%
del consumo de electricidad de los mismos,
lo cual puede significar varios miles de pesos
de ahorros anuales y esta eficiencia depen-
de directamente del tipo de motor eléctrico
asociado”.
La velocidad variable permite que el compresor trabaje de acuerdo a la demanda de aire que tenga la empresa y así adapte los consumos de energía, lo que es ideal para utilizarlos en centrales hidroeléctricas”, afirma Rafael Padilla, ejecutivo de negocios de compresores de Lureye Generación S.A.
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Central de Pasada Carilafquén-Malalcahuello se conectó al SIC
Tras dos años de construcción, Eléctrica Carén, una empresa de Latin America Power (LAP), puso en marcha la central de pasada Carilafquén-Malalcahuello (CMA) y conectó la unidad generadora, de 29 MW, al Sistema Interconectado Central (SIC) en la subestación Pitrufquén, ubicada en la comuna del mismo nombre.Este proyecto utiliza las aguas de los ríos Carilafquén y Malal-cahuello para lograr una capacidad instalada de generación de 29 MW, lo que equivale a la potencia necesaria para satisfacer la demanda de una ciudad de 290.000 habitantes, similar a toda la comuna de Temuco. “El diseño de este proyecto se hace cargo de las características del lugar en el que se emplaza. Cada decisión de ingeniería tuvo como finalidad lograr la mayor eficiencia con la menor alteración del entorno posible”, aseguró Giovanni Vinciprova, superintendente de Sustentabilidad de Latin America Power (LAP).
Buscan construir mini central hidroeléctrica en el Canal San Carlos
La Dirección Regional del Servicio de Evaluación Ambiental de la Región Me-tropolitana declaró admisible la Decla-ración de Impacto Ambiental (DIA) del proyecto “Minicentral Hidroeléctrica Los Presidentes”, presentada por la Asocia-ción de Canalistas Sociedad del Canal de Maipo.La iniciativa, con una inversión de US$5 millones, comprende la construcción y operación de una mini central hidroeléc-trica que se ubicará en el eje del canal San Carlos, aguas arriba del puente Los
Presidentes, en la comuna de Peñalolén y tendrá una capacidad instalada de 1,04 MW para generar aproximadamente 6 GWh al año.En la iniciativa se detalla que el proyecto contempla la captación de las aguas del canal San Carlos mediante la instalación de una casa de máquinas en pleno cauce del canal, en cuyo interior operará una turbina que permitirá transformar la energía hídrica en eléctrica, manteniendo el mismo caudal y la calidad del agua.
Muestran propuesta de programa nuclear para Chile en cumbre internacional
Fernando Sierpe, fundador del comité nuclear del Colegio de Ingenieros de Chile, participó en la cumbre latinoamericana “Nuclear Industry Summit Latin America 2016”, realizado en Buenos Aires, donde presentó el “Programa Nuclear para Chile, 2009 – 2030”, actualizado en 2014 y propuesto al gobierno, el cual fue realizado junto a los ingenieros Álvaro Covarrubias y Luis Jobet y con el apoyo del ingeniero Sergio Alvarado.La propuesta planteada en la instancia captó el interés de los asistentes, entre los cuales estuvieron más de 20 destacados especialistas de Latinoamérica, EE.UU., Francia, Italia, Gran Bretaña, Rusia, Japón y China. La Cumbre de la Industria Nuclear se realizó en el Hotel NH City&Tower, en Buenos Aires y tuvo una asistencia de más de 200 profesionales especialistas del área nuclear de los países indicados. “Muchos de los participantes ofrecieron su dis-posición para colaborar con el Programa Nuclear propuesto para Chile. Asimismo, varias de las empresas nucleares internacionales manifestaron su interés en estudiar inversiones en proyectos eléctricos y nucleares en Chile”, sostuvo Fernando Sierpe.
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: Gen
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CDEC SIC entregará licencia de software gratuita en el marco de futura integración con el SING
El CDEC SIC anunció que pondrá a disposición gratuitamente las licencias del software “Mo-delo de Operación Económica de Largo Plazo de un Sistema Eléctrico”, también conocido como modelo PLP, en el marco de la futura operación conjunta con el SING, una vez que se materialice la operación de ambos sistemas.El programa computacional es utilizado por el CDEC SIC desde 2004 para determinar la planificación segura y económica del sistema del centro sur del país, el cual incluye el cál-culo de los costos marginales de energía y los costos de oportunidad de los embalses, entre otras variables.En noviembre de 2015 el CDEC SIC firmó un convenio por los derechos de este software, por lo que se decidió ponerlo a disposición de cualquier interesado sin costo alguno. La actual versión del Modelo PLP está disponible para el sistema operativo GNU/Linux, y cuenta con procesamiento paralelo, asignación dinámica de memoria y puede ser compilado para diferentes motores de optimización (Cple, Gurobi y CLP).
Modelo PLP del CDEC SIC en funciones.
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Casa de máquina de la central de pasada Carilafquén-Malalcahuello.
La energía generada en la Central de Pasada Carilafquén-Malalcahuello será conectada al Sistema Interconectado Central (SIC) a través de una línea de transmisión de 110 kV, que tiene una extensión cercana a los 100 km y se caracteriza por su similitud a las líneas de distribución doméstica o residencial ya existentes en la zona, al estar soportada en postes de hormigón.
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A inicio de este año se lanzó el documento “Compromiso de Diálogo. Guía de Estándares de Participación para el Desarrollo de Proyectos de Energía”, en que se busca esta-blecer la forma en que los proyectos energéticos deberían diseñarse, desarrollarse y ejecutarse en su relación con las comunidades, de manera que se respeten los derechos que estas tienen de participar en las decisiones que les incumben.El director ejecutivo de Apemec, Rafael Loyola, destacó la iniciativa, especialmente por la metodología de partici-pación que incorpora, pues “contiene principios y criterios orientadores en esta materia”.Según Loyola, este será uno de los temas que se abordarán en la VII versión de Expo Apemec que se realizará el 29 y 30 de junio en Espacio Riesco, donde se reunirán auto-ridades del sector energía, desarrolladores de proyectos, inversionistas y académicos, tanto chilenos como extranjeros, quienes debatirán acerca de las principales temáticas de interés para el sector mini hidro del país.
Guía de estándares de participación será materia en Expo Apemec 2016
Economías de rápido crecimiento deberán duplicar sus inversiones para satisfacer demanda de energía
Según un informe elaborado por Bain&Company y el Foro Económico Mundial, hasta 2040 los países que no perte-necen a la OCDE tendrán que pasar de aproximadamente US$240 mil millones anuales en inversiones a cerca de US$495 mil millones para así satisfacer la creciente de-manda y atender los objetivos de la política energética, invirtiendo más de que lo que tienen presupuestado los países de la OCDE.Según Bain, las economías de rápido crecimiento impul-sarán la mayor parte de la demanda de nueva generación de electricidad en las próximas décadas, lo que resulta un cambio del modelo tradicional donde las economías más ricas del mundo dominaban la nueva inversión y el desarrollo en la generación de electricidad, distribución y transmisión.“Históricamente, el sector público ha suministrado alrededor del 70% de la inversión de electricidad en países no per-tenecientes a la OCDE, pero el juego ha cambiado. Estos gobiernos podrían caer muy por debajo de suministrar los fondos necesarios para satisfacer la creciente demanda de energía” agregó.En respuesta, estos países están recurriendo a inversionistas nacionales e internacionales para financiar su creciente ape-tito por la electricidad y cerrar las brechas con los mercados desarrollados. Este es un desafío ya que la mayor parte de los mercados no OCDE tienen un surtido historial en atraer a los inversores privados, que suelen ser cautelosos de los rendimientos volátiles y las políticas y regulaciones opacas, explicaron los desarrolladores del informe.
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Tribunal Ambiental admitió reclamación por aprobación de línea eléctrica Charrúa - Ancoa
El Tribunal Ambiental de Santiago admitió a trámite la reclamación presentada en contra del Comité de Ministros por un grupo de vecinos de la comuna de Colbún, luego que se confirmara la apro-bación ambiental del proyecto “Nueva Línea 2x500 kV Charrúa Ancoa: tendido del primer conductor”, que atraviesa las regiones de El Maule y Biobío.Los reclamantes solicitan al Tribunal Ambiental de Santiago que anule la decisión del Comité de Ministros y consecuencialmente deje sin efecto la RCA que aprobó el proyecto, rectificándola al tenor de las observaciones planteadas o calificando ambientalmente desfavorable el proyecto.La línea, que pasa por las comunas de Colbún, Linares, Longaví, Parral, Cabrero, Chillán Viejo, Coihueco, El Carmen, Pemuco, Pinto, San Carlos y Ñiquén, considera la construcción y operación de una línea de transmisión eléctrica de aproximadamente 196,5 km de longitud y la habilitación de paños de conexión en las respectivas subestaciones Charrúa y Ancoa.
Industria de la energía abordará en ElecGas 2016 los desafíos inmediatos para el sector
Los últimos análisis realizados indican que la industria de la energía es la que concita hoy el interés de los inversionistas en el país provocando que sea este el que lidere las inyecciones de capital en los últimos meses. Espaldarazo para un sector que años atrás vivió también los vaivenes de la economía, pero que hoy muestra una robustez gracias al ingreso de nuevas tecnologías, a la confianza de las empresas por invertir y a la cada vez más diversificada matriz energética nacional
que incluye un importante aporte de las energías alternativas.Es en ese marco que el Grupo Editorial Editec vuelve a organizar el Encuentro Energético ElecGas 2016, principal reunión del sector en el país donde se plantea un debate de alto nivel en torno a las principales mate-rias que hoy son clave para el futuro de la industria. En su XV Versión ininterrumpida, altos ejecutivos y expertos tanto nacionales como extranjeros abordarán temas como el
desarrollo de las licitaciones de suministro eléctrico y el desenlace en torno a la Ley de Transmisión; el nuevo diseño de la red de transmisión y la conformación del nuevo operador del sistema; los avances en torno a la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio; el rol del financiamiento en los proyectos de inversión en energía, y la influencia de las ERNC en el actual y el futuro sistema.Más información en www.elecgas.cl
Enel Green Power Chile inició construcción de planta solar en región de Coquimbo
Enel Green Power ha iniciado la construcción de la planta fotovoltaica “La Silla”, de 1,7 MW en la región de Coquimbo, en la comuna de La Higuera, desde donde entregará energía al observatorio astronómico del mismo nombre.El CEO de la empresa en Chile, Francesco Venturini, informó que se invertirán US$3,4 millones para la construcción de la planta, la cual se espera esté terminada en la prima mitad de este año.De acuerdo a lo informado por la compañía, La Silla “utilizará paneles de última generación, incluyendo innovadores módulos bifaciales e inteligentes. El módulo inteligente cuenta con un microchip que optimiza la producción de cada panel, permitiendo entregar electri-cidad a la red, independientemente de cualquier mal funcionamiento eventual que afecte a otros paneles, a diferencia de los módulos convencionales donde un panel que tenga un fallo puede afectar a la producción de los otros paneles en funcionamiento”. “El módulo bifacial capta la energía solar desde ambos lados del panel PV, a diferencia de los módulos tradicionales que capturan la energía por un solo lado”, se indicó en la empresa.
Central Termoeléctrica Bocamina.
En una resolución unánime, el Tercer Tribunal Ambiental resolvió acoger una reclamación interpuesta por Endesa en contra de una multa que la Superintendencia del Medio Ambiente (SMA) aplicó a la empresa dueña de la planta termoeléctrica Bocamina en la comuna de Coronel, Región del Biobío.Se trata de la Resolución Exenta N° 404, del 20 de mayo de 2015, dictada por la SMA, la que fue emitida en cumplimiento de una sentencia del Tribunal Ambiental, de marzo de 2015. En dicha sentencia, el Tribunal ordenó a la SMA considerar adecuadamente el factor de intencionalidad de la empresa al operar su planta sin Resolución de Calificación Ambiental (RCA), debiendo haberlo hecho.Luego de la resolución del Tercer Tribunal Ambiental, la Superin-tendencia emitió la Resolución de mayo de 2015, la que también fue reclamada por la empresa. Ante esta última presentación, el Tribunal con asiento en Valdivia, sostuvo que la Resolución no se ajustó a derecho, puesto que la Superintendencia no justificó ade-cuadamente el incremento en la sanción en base a su metodología de determinación de sanciones.En su presentación, Endesa plantea que “la resolución reclamada carece de fundamentación y proporcionalidad para determinar el monto de la multa impuesta, ya que la Superintendencia solo señaló que, debido a la consideración del factor intencionalidad, la multa por la infracción D.1 (operar sin RCA) aumentaba desde 977 UTA a 1477 UTA. Al respecto, la empresa se pregunta los motivos por los que se llega a esa diferencia de 500 UTA, y por qué no a otras cifras, concluyendo que la resolución reclamada, al no expresar las consideraciones tenidas en cuenta para la determinación de la sanción ni el cómo se arribó al cálculo de la misma, incumpliría con un estándar mínimo de fundamentación para que las decisiones de la Superintendencia sean inteligibles y autosuficientes”.
Ordenan a SMA justificar aumento de multa a Endesa por infracción en Bocamina
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AGENDA ABRIL / MAYO
Abril
May
o
IX Exploration ForumOrganiza: Grupo Editorial Editec
Lugar: Hotel Sheraton
Contacto: [email protected],
Más información:
www.explorationforum.com
4
al
Expomin 2016Organiza: Fisa
Lugar: Espacio Riesco, Santiago
Contacto: [email protected]
Más información:
www.expomin.cl
25 29
al
III versión de Expo Frío Calor ChileOrganiza: Cámara Chilena de Climatización y Refrigeración, Asociación Gremial de Pro-fesionales en Climatización y Refrigeración, y Arma Productora
Lugar: Centro Cultural Estación Mapocho, Santiago
Contacto: [email protected]
Más información: www.expofriocalorchile.cl
11 13
al
XV versión de ElecGas 2016Organiza: Grupo Editorial Editec
Lugar: Hotel Grand Hyatt Santiago
Contacto: [email protected], [email protected]
Más información: www.elecgas.cl
16 17
Electricidad al Día es el newsletter que de lunes a viernes, a partir de las 08:30 am, mantiene informado al sector energético con una selección de noticias nacionales.
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13.700Fuente: Mailchimp, agosto 2015.
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ista
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n esta verdadera “explosión”, muy expansiva
por lo demás, de las inversiones y la materiali-
zación de proyectos de Energías Renovables
No Convencionales (ERNC), irrefutablemente
ya presentes en el segmento de generación eléctrica del país,
¿cuál es el rol de la empresa local de oferta de servicios, trans-
ferencia tecnológica y desarrollo e integración de soluciones?
Más allá de la discusión de proyectos más o proyectos menos
que se materializarán, es una evidencia de la causa que la matriz
de generación eléctrica sufrirá una interesante modificación en
su distribución, inyectándose al sistema interconectado, miles de
MW de ERNC, especial-
mente fotovoltaicas (FV)
y de concentración solar
(CSP), sumadas estas, a
plantas eólicas y minihi-
dros de pasada.
Además, el SIC y el SING se verán, en un futuro muy próximo,
interconectados entre sí, abriendo un nuevo campo de oportu-
nidades, para que las transferencias de potencia se produzcan y
para que las transacciones de energía ocurran en un escenario
nuevo, dinámico, para el cual todos los actores del sector se
están preparando.
Es sabido que fondos de inversión y empresas extranjeras
han liderado esta ruta hacia el cambio cuantitativo y cualitativo,
aportando capital, tecnología y conocimiento para la concreción
de estos proyectos ERNC. Pero, ¿qué rol le cabe a las entida-
des locales: sociales, gubernamentales, universidades, a los
centros de investigación y a la empresa nacional, esta última
con su oferta de servicios, de transferencia tecnológica y de
E desarrollo e integración de soluciones propias? ¿O vamos a
ver pasar este boom, constatando después de 10 años, que
ni el conocimiento, ni la supervisión sobre aquellas plantas
construidas, ni las soluciones propias para nuestras particula-
ridades, se han desarrollado localmente y menos que estemos
en condiciones de exportar dichas soluciones?
Desde todos los ámbitos mencionados en la primera pregunta
se debe incentivar, fomentar y generar instancias que permitan
crear capacidades locales para esta industria: las regulaciones;
la certificación de equipos; las normas y estándares deben
actualizarse y estar claros; la modernización del SIC-SING (su
regulación y exigencias de
calidad); la formación de
profesionales y técnicos
especializados; la certifi-
cación de instaladores; la
priorización de regiones y
sectores ciudadanos pro-
clives a recibir el beneficio de estas tecnologías; la investigación
y el desarrollo en universidades, en centros de I+D, en empresas
nacionales; la capacidad de servicio local, en empresas que
estén preparadas para brindar operación, mantenimiento, asis-
tencia técnica y mejora continua de estas plantas y sistemas.
Entiéndase como empresa nacional, toda empresa con RUT
chileno, de capitales chilenos o extranjeros, pero que marque
preferencias por el desarrollo local de capacidades.
Finalmente, se trata de crear un ecosistema en el entorno de
esta tecnología, con una masa crítica de empresas y personas
idóneas, y por qué no, esta industria entregando soluciones
propias, incluso exportables al mundo.
Las ERNC y su importancia en la diversificación productiva
Se debe incentivar, fomentar y generar instancias que permitan crear capacidades
locales para esta industria.
Por Juan Andrés Menchaca, presidente de la Asociación de la Industria Eléctrica y Electrónica (AIE A.G.).
Columna de Opinión
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NOMBRE: Parque Solar Finis Terrae (ex Crucero Oeste)
160 MW
Capacidad instalada Inversión
US$270 millones
Generación anual
400 GWh
DESARROLLADOR:Enel Green Power
PROVEEDORES: Grupo Cobra (equipamiento eléctrico).
CARACTERÍSTICAS: Cuenta con 668.160 módulos solares de 240 Wp cada uno, dentro de una superficie de 557 hectáreas
PRIMER semestre de
2016
Informe Técnico
s el parque solar que tiene la ma-
yor capacidad instalada del país,
con un total de 160 MW, cuando
esté en plena operación. Se trata
del proyecto fotovoltaico Finis Terrae cuya cons-
trucción partió en julio del año pasado en la comu-
na de María Elena (en la Región de Antofagasta).
El anteriormente llamado proyecto “Crucero Oes-
te” se estima que inyectará al SING más de 400
GWh al año.
Esta central ERNC, comenzó a despachar las
primeras cargas de energía al Sistema Interconec-
E tado del Norte Grande (SING), como indican los datos
del CDEC SING, donde se detalla que en la primera
semana de febrero se inyectó un promedio de 0,2
GWh. Se prevé que el parque esté en plena operación
comercial durante este semestre, proyectando una
generación de más de 400 GWh al año, equivalente
al consumo eléctrico de 189 mil hogares.
DetallesEl parque es de propiedad de cinco sociedades ve-
hículo controladas por Enel Green Power Chile y su
construcción demandó un total de US$270 millones,
además de tener un contrato de compraventa de
energía suscrito a largo plazo con Endesa Chile.
Opera en Región de Antofagasta
Parque solar Finis Terrae tiene la mayor capacidad instalada en el país
Parque solar Lalackama de Enel Green Power en la región de Antofagasta.
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Informe Técnico
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El proyecto obtuvo la Resolución de Calificación Am-
biental (RCA) en octubre de 2012, donde se indica
que la potencia efectiva de la generación eléctrica
del parque es de 145 MW, “debido a las pérdidas que
se producen durante el proceso de conversión de la
radiación solar en energía eléctrica”.
De acuerdo al detalle entregado al Sistema de Eva-
luación de Impacto Ambiental (Seia), el parque cuenta
con 668.160 módulos solares de 240 Wp cada uno,
los cuales están instalados “sobre seguidores a un
eje inclinados agrupados en 180 paneles por cada
seguidor, con un total de 3.712 seguidores”, dentro
de una superficie de 557 hectáreas.
Los paneles están compuestos por vidrio (82%),
aluminio (12%), silicio (2%), y otros materiales (4%).
“El seguidor es del tipo a un eje, el ángulo de inclina-
ción es entre 0 y 20 grados para un aprovechamiento
máximo de la radiación a lo largo de la trayectoria del
solar”, señala el proyecto.
El total de módulos fotovoltaicos suman 12.695 tone-
ladas, mientras que las estructuras de montaje llegan
a 18.560 toneladas, y el centro de transformación de
la planta totaliza 7.424 toneladas.
TransmisiónLas obras de transmisión incluyen una línea de Alta
Tensión y una subestación GIS elevadora de 23
kV/220 kV, de circuito simple, que conectará el parque
con el SING en la subestación Encuentro, a través de
un tendido de 7,3 kilómetros (con un ancho de franja
de servidumbre de 50 metros). La subestación
está compuesta por cuatro transformadores de
poder y tiene una superficie de 4.900 metros
cuadrados.
La infraestructura de la línea será compartida con
el parque solar Blue Sky (ex Crucero Este), de 128
MW y supone una inversión de US$12,1 millones.
Desde el punto de vista del impacto ambiental,
la planta solar contempla un consumo de agua
de 48 metros cúbicos al mes, además de tener
un depósito subterráneo con una capacidad de
12.000 litros.
Del mismo modo, la presentación al Seia del pro-
yecto sostiene que en la etapa de operaciones
“no se contempla la generación de aceites usados
de transformadores, ya que dichos equipos serán
encapsulados en seco”.
Además, en el área del proyecto “se emplazará
una bodega para el almacenamiento de residuos
y desechos peligrosos provenientes de la etapa
de operación”.
ComunidadesEn el relacionamiento con las comunidades el
proyecto informó al Seia que se “implementarán
y desarrollarán capacitaciones ambientales en
colegios de la comuna de María Elena, dando a
conocer a la comunidad escolar los beneficios
del uso de las energías renovables, en especial
de la solar”.
También se realizarán “proyectos orientados al
ámbito tecnológico y turístico”, junto con la pro-
puesta de construir un “mirador panorámico en
la planta, junto a una sala que muestre de mane-
ra ilustrativa y didáctica el funcionamiento de la
planta fotovoltaica y sus componentes”.
La vida útil del parque se estima en 25 años, aun-
que en la Resolución de Calificación Ambiental
(RCA) se sostiene que “al término de este período
se evaluará mantener la operación de la planta,
pudiendo ser su vida útil de unos 20 años más”.
Parque Lalackama de EGP. Proyecto Finis Terrae tendrá 668.160 módulos solares de 240 Wp cada uno.
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De visita en nuestro país, el especialista aseguró que tenemos una de las poblaciones más educadas y con mayor experiencia en energías renovables en la región, por lo que las posibilidades de manufacturar tecnologías verdes y venderlas a nuestros vecinos son muy altas.
n el contexto de una invita-
ción realizada por el Consejo
Empresarial de Energía Chile-
Estados Unidos de la Cámara
Chileno Norteamericana de Comercio (Am-
Cham Chile), el profesor de energía y recursos
naturales de la Goldman School of Public Policy
y director del Renewable and Appropriate Energy
Lab (RAEL) de la Universidad de Berkeley, Da-
niel Kammen, conversó con Revista ELECTRICI-
DAD sobre su experiencia y visión sobre nuestro
país en el ámbito de las Energías Renovables
No Convencionales (ERNC).
¿Según sus investigaciones, cuál es la
tecnología ERNC más desarrollada a nivel
mundial y cuál es el principal desafío para
implementarla masivamente?
No hay ninguna que sea mejor que la otra,
cada una tiene sus ventajas. Lo ideal es
desarrollarlas todas para que se
complementen. El gran desafío
actual no es la tecnología en
sí sino que haya más conoci-
miento sobre ellas. El hecho
de que algunos países tengan
precios más bajos de gas, car-
bón o diésel lo hace más difícil.
Otro desafío es la estructura
de financiamiento de nuevas
tecnologías.
¿Qué opina acerca de que
Chile no tenga subsidios
para las ERNC?
No es necesario tener subsi-
dios. Chile tiene la mejor mez-
Ecla de energías renovables, con su radiación
solar (tal vez la mejor de la región), viento, y
geotermia. En este contexto, más que aportes
financieros, es más relevante que se haga una
evaluación integral de cuál es el impacto de la
energía no limpia.
¿Cree factible de que un país como el
nuestro pueda convertirse en la capital
mundial de la energía solar?
Hoy, los líderes en ERNC son Alemania, Portu-
gal, Dinamarca, Korea, Kenia y Estados
Unidos y creo que Chile tiene una
de las poblaciones más educa-
das y con más experiencia de la
región en ERNC por lo que las
posibilidades de manufacturar
tecnologías verdes y vender-
las a sus vecinos son muy
altas.
Daniel Kammen, experto en energía y académico de la Universidad de Berkeley
“Chile no necesita subsidios para las ERNC y puede exportarlas”
El académico Daniel Kammen es autor de más de 90 publicaciones en revistas especializadas, además de un libro sobre riesgos medioambientales, tecnológicos y sanitarios.
Foto: Gentileza Amcham.
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Especialistas enumeran a Revista ELECTRICIDAD las principales aplicaciones que se usan poco a poco en el país, con el objetivo de reducir la demanda energética del sector que actualmente registra un consumo superior a 30%.
a última edición del Balance
Nacional de Energía muestra
que el transporte representa un
33,2% del consumo energético
del país, por lo que las autoridades públicas, junto
a las empresas, se han planteado la meta de
avanzar en el uso de tecnologías eficientes para
reducir la demanda del sector.
Es en este escenario donde especialistas consul-
tados por Revista ELECTRICIDAD mencionan la
lista de tecnologías eficientes más usadas a nivel
internacional y que poco a poco se implementan
a nivel nacional, especialmente para el transporte
público de pasajeros.
En opinión de los expertos, la electricidad es la
tecnología dominante para obtener mayor efi-
ciencia en el transporte, de la cual se desprenden
Llas aplicaciones híbridas, que mezclan energía
eléctrica con combustibles fósiles, y las de alma-
cenamiento energético con baterías.
ElectricidadFranco Basso, académico de la escuela de Inge-
niería Industrial de la Universidad Diego Portales,
señala que las tecnologías eléctricas son las más
eficientes que se aplican en el país, mencionando
lo realizado por Chilectra, que “elaboró un estudio
Aplicaciones eléctricas, híbridas y con almacenamiento energético
Tecnologías eficientes en transporte público
En 2018 se proyecta tener 1.500 buses de transporte de pasajeros que usen tecnología eléctrica.
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que muestra las ventajas económicas, de costos y
medioambientales de contar con un mayor parque
de autobuses eléctricos. Su apuesta es tener
1.500 buses eléctricos en Santiago para 2018
aprovechando la renovación de buses que se
debe realizar con motivo de la renegociación de
contratos del Transantiago en 2018”.
Otros vehículos eléctricos son los que operan en
las comunas de Santiago y Providencia, donde el
transporte público utiliza esta tecnología.
Jean Paul Zalaquett, gerente de Innovación de
Chilectra, indica que los dispositivos eléctricos
se basan en “la diversificación energética en la
base, obteniendo una eficiencia que triplica la de
combustibles fósiles en toda la cadena energética
−desde la generación a las ruedas del vehículo− y
en tener cero emisiones locales, de ruido y gases
contaminantes”.
De acuerdo al ejecutivo, “la movilidad eléctrica
ya es una realidad en el país y seguirá creciendo
su aplicación. Para autos particulares y motos ya
existe la infraestructura de carga y disponibilidad
de modelos en el mercado chileno. En el corto
plazo, el mayor potencial de crecimiento será en
el transporte público”.
AlmacenamientoMarcelo Salinas, gerente de Movilidad de Siemens
Chile, afirma que el desarrollo de tecnologías de
almacenamiento permitirá que el transporte públi-
co eléctrico se masifique. “La tecnología del bus
eléctrico requiere de un sistema de acumulación
(baterías) más potente para el almacenamiento
de energía eléctrica y así asegurar su autonomía
operativa”.
Según Víctor Ballivián, presidente de la Asocia-
ción Gremial de Empresas Internacionales de
Productos Eléctricos (Epei), las baterías de litios
son el material más usado en la tecnología de
almacenamiento, las que se materializan con los
sistemas de cargas conocidos en Chile como
electrolineras.
“Estos sistemas de almacenamiento de ener-
gía se cargan en la noche y tienen la virtud de
que también entregan energía a la red, pues el
Consumo sector transporte (Tera Calorías)
Energético 2010 2011 2012 2013
Derivados del petróleo 83.386 86.590 86.974 93.158
Petróleo Combustible 8.292 8.386 5.027 5.871
Diésel 36.733 41.412 42.213 45.464
Gasolina de motor 30.833 28.766 29.139 31.927
Kerosene 5 8 8 49
Gas Licuado 75 159 366 412
Gasolina Aviación 84 38 208 195
Kerosene Aviación 7.364 7.820 9.713 9.240
Nafta 0 2 0 0
Gas Refinería 0 0 0 0
Coke de Petróleo 0 0 0 0
Derivados de uso industrial 0 0 0 0
Electricidad 375 411 408 439
Carbón 0 0 0
Coke Mineral 0 0 0 0
Alquitran 0 0 0
Gas Coke 0 0 0
Gas Alto Horno 0 0 0
Gas Corriente 0 0 0
Gas Natural 197 188 325 312
Metanol 0 0 0
Leña y Biomasa 0 0 0
Eólica 0 0 0
Solar 0 0 0
Biogás 0 0 0
Fuente: Balance Nacional de Energía
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Punto de recarga eléctrica de Chilectra en Santiago.
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cargador no es otra cosa que un inversor que
se alimenta de corriente alterna a la corriente
continua que alimenta a las baterías, las cuales
hacen el proceso inverso para entregar energía
a la red”, precisa.
Tecnologías híbridasEn esta área Marcelo Salinas sostiene que las
tecnologías híbridas ocuparán un mayor espacio
en el país. “Si se entiende por híbrido, la mezcla de
combustión diésel con accionamiento eléctrico,
es un paso en el sentido de llevar el transporte
hacia un futuro full eléctrico, sin cajas de cambio
ni combustión fósil. Pero debe tenerse presente
que una transición híbrida siempre conlleva un
mayor costo inicial”.
Jean Paul Zalaquett agrega que el cambio tec-
nológico “aumentará considerablemente las
aplicaciones eléctricas puras e híbridas, en las
cuales se certificará que la energía aportada
sea 100% proveniente de fuentes renovables”.
Claudio Gavilán, jefe del Área Transporte de
la Agencia Chilena de Eficiencia Energética
(AChEE), destaca que la tecnología híbrida se
caracteriza por tener más de una aplicación. “Al-
gunos vehículos tienen un motor de combustión
interna convencional y además un motor eléctrico.
Hay vehículos que utilizan el primer tipo de motor
que va cargando la batería del sistema eléctrico,
la que entra en funcionamiento, por ejemplo en
carreteras, ahorrando el consumo de combustible.
Hay otra tecnología que usa el motor eléctrico
cuando el vehículo está metido en un taco, pero
cuando va en carretera, en estado de revoluciones
pareja, usa el motor a gasolina”.
Otras tecnologíasAdemás de las tecnologías que se derivan de la
electricidad, Claudio Gavilán señala que existen
otros dispositivos que ayudan a los vehículos a
mejorar su eficiencia en el consumo de combus-
tibles, como lubricantes, neumáticos y el diseño
aerodinámico.
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Publicaciones
Además de las aplicaciones tecnológicas que se implementan en el país,
existen otras iniciativas para difundir su uso, como el Sistema de Etiquetado
de Eficiencia Energética que publicará Chilectra, con ayuda de Corfo,
“con lo cual se sabrá con plena claridad la eficiencia de cada tipo de bus
y su tecnología”, asegura Jean Paul Zalaquett, gerente de Innovación de
Chilectra, lo que se suma al Catálogo de Tecnologías Eficientes que este
año publicará la AChEE.
“Todas estas tecnologías se han probado bajo
la norma chilena NCH 3331. La AChEE ha cer-
tificado 13 pruebas de eficiencia energética en
transportes. A mediados de año se publicará un
catálogo de tecnologías eficientes”, sostiene el
especialista de la AChEE, quien describe cada
una de las aplicaciones:
Neumáticos de baja resistencia a la roda-
dura: “De acuerdo a su composición contribu-
yen a que no se deformen como los neumáticos
tradicionales con el uso, por lo que evitan que
haya una menor resistencia a la rodadura. Cada
vez que un neumático rueda por la carretera se
deforma y eso genera un mayor esfuerzo para el
motor del vehículo. El diseño de estos neumáticos
hace que se deformen de manera más eficiente,
ayudando a que el motor tenga un esfuerzo menor.
Los resultados de estos productos generan un
3% de ahorro energético”.
Lubricantes de baja viscosidad: “Al ser más
delgados en su composición hacen que las piezas
de un motor se muevan más fácilmente, requi-
riendo menos esfuerzo para moverse, por lo que
alcanzan ahorros de 9,5%”.
Dispositivos aerodinámicos: “Ayudan a re-
ducir la resistencia al viento cuando el vehículo se
mueve a velocidad importante, porque la aerodiná-
mica afecta de manera importante al consumo de
combustible, logrando ahorros de hasta 15%. Los
vehículos de carga y de pasajeros han empezado
a ser importados con aerodinámica de fábrica, los
cuales ya tienen forma de bala”.
Celdas de hidrógeno: “Es una tecnología que
aún está en etapa de desarrollo. Hay diferentes
sistemas de hidrógeno a los cuales se les pone
agua y el proceso de electrolisis entra a la cámara
de combustión, haciendo que el motor funcione”.
Vehículo de la flota eléctrica de la Municipalidad de Providencia.
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Análisis
La línea de investigación en recursos renovables del Centro de Biotecnología de Sistemas de Fraunhofer Chile Research (FCR-CSB) está desarrollando en Chile la Carbonización Hidrotermal, una tecnología única en América Latina y muy incipiente en Europa, que permite transformar residuos orgánicos en biocarbón de alta calidad.
ada año en Chile se generan
unos 4,8 millones de toneladas
de residuos sólidos orgánicos y
solo el 10% de ellos se valoriza.
El resto se deposita en vertederos y rellenos sa-
nitarios, donde producto de su descomposición,
se generan alrededor de 3 millones de megato-
neladas de CO2.
La mayor parte de ellos tiene un alto grado de
humedad, por lo que hasta ahora no existían
procesos capaces de procesarlas de una forma
eficiente.
La tecnología de carbonización hidrotermal ofre-
ce una solución sustentable a la contaminación
Ccausada por los residuos, ya que transforma la
materia orgánica, independiente de su humedad
y origen, en un biocombustible sólido de elevado
poder calorífico y baja humedad, alto rendimiento
en la combustión y sin emisiones de CO2.
Este proceso ocurre en un medio acuoso, por lo
que la humedad de la biomasa de origen no resulta
Tecnología utiliza residuos orgánicos
Fraunhofer desarrolla en Chile biocarbón para uso industrial y domiciliario
Por Lothar Driller, investigador en recursos renovables de Fraunhofer Chile Research.
La tecnología de carbonización hidrotermal se usa principalmente en la producción de biocarbón para la combustión.
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Análisis
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un inconveniente. El proceso permite concentrar
el poder energético de la biomasa de origen en
un biocombustible sólido rico en carbón (hasta un
85%) y generar agua fertilizada que puede ser re-
aprovechada en riego. Además, el proceso genera
calor, que puede ser reutilizado en nuevos ciclos.
Este producto tiene un poder calorífico similar
o superior al carbón tradicional, de hasta 30 MJ
por kilogramo. Puede utilizarse en calderas indus-
triales de mediano tamaño, de entre 100 kW y 1
MW, para sistemas de cogeneración de calor y
electricidad y en estufas para calefacción domi-
ciliaria. También puede utilizarse como energía en
procesos industriales de la metalurgia, entre otros.
Cabe destacar que el mercado de los pellets para
termo-estufas aumentó de 29 mil toneladas en
2013 a 45 mil toneladas en 2014 y se calcula
que hay al menos unas 6 mil toneladas faltantes.
Un kilo de pellets cuesta entre $180 y $200 y
un litro de parafina cuesta en torno a los $720.
Sin embargo, un kilo de un biocarbón de alta
calidad elaborado a partir de residuos, tiene un
poder calorífico muy superior al pellet y cuesta
entre $75 y $150.
Además, en conjunto con el Centro de Tecnolo-
gías para Energía Solar se evalúa el uso de energía
solar para aumentar la rentabilidad del proceso y
su independencia de recursos fósiles.
Entre los residuos que se pueden utilizar para
generarlo están los desechos de las industrias
hortofrutícola, vitivinícola y forestal. Además, se
pueden emplear los lodos de las plantas de tra-
tamiento de agua, efluentes de celulosa o sedi-
mentaciones de la piscicultura.
Además de producir biocarbón, esta tecnología
permite generar otros productos de valor agre-
gado.
La tecnología de carbonización hidrotermal se
usa principalmente en la producción de biocarbón
para la combustión (con un precio aproximado de
US$100 por ton) a partir de lodos, poda, cortezas,
residuos domésticos, etc. Pero tiene una alta
versatilidad de aplicaciones. Entre ellas, el hidro-
lizado de proteína como alimento para animales
(US$1.600 por ton). Además, es posible generar
materiales de carbón activo (US$1.000 – 2.000
por ton), que se utiliza en filtros para la depuración
de agua, absorción de CO2 o como absorbente de
bajo costo para aguas contaminadas con uranio,
cobre o cadmio.
También es posible producir carbón negro
(US$1.000 por ton), que tiene la capacidad de
incrementar la eficiencia de células de combus-
tible, y cuyo uso está siendo estudiado para el
almacenamiento de energía, células energéticas
o tecnologías de cromatografía, con un mercado
potencial de US$90 mil millones.
El objetivo es desarrollar procesos basados en
la carbonización hidrotermal para la valorización
de residuos en Chile y en otros mercados en
Latinoamérica. De hecho, se avanza en la investi-
gación y optimización del uso de la carbonización
hidrotermal para la valorización de residuos de la
industria agrícola y alimenticia de Brasil.
Por otra parte, Fraunhofer Alemania sigue inves-
tigando para optimizar este proceso, incorporan-
do una atmósfera de vapor en vez de un medio
acuoso, que constituya una solución más eficiente
para el uso de residuos secos.
Entre los residuos que se pueden utilizar para generar el biocarbón están los desechos de las industrias hortofrutícola, vitivinícola y forestal.
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Eaton lanza Power Xpert CX®
Con más de un siglo de experiencia en sistemas de Baja Tensión, Eaton lanzó el Power Xpert CX®, la reciente solución para centros de distribución y control de motores hasta 5500A diseñados bajo nor-ma IEC 61439-2 y testeado de acuerdo a criterios 1-7 de acuerdo a IEC/TR 61641 para condiciones bajo arco interno. Gracias a su diseño modular, explicó la compañía, CX ofrece máxima flexibilidad con múltiples opciones de estructuras fijas, enchufables, removibles o extraíbles diseñados con forma 2a a 4b, permitiendo que estructuras de distribución y control de motores puedan ir unidas dentro de un mismo panel. Enfocado en la reducción de espacio, es posible albergar hasta 24 alimentadores de 160A o 25 partidas de motor de 15 kW, así como también tener 4 interruptores corte al aire hasta 1250A en una sola columna de 800mm. Cuenta con opciones en el compartimiento de cable desde 175mm a 600mm de ancho, además, siendo más flexible, es
posible tener columnas esquineras que posibilitan tener estructuras en forma de “L”, “U” o back-to-back y distintas posi-ciones de barras principales y distribución.
ABB suministró 42 transformadores para Parque Solar Luz del Norte
Un total de 42 transformadores preparados para operar en el ambiente del desierto chileno suministró ABB Chile a la empresa First Solar, los cuales fueron instalados en el parque solar Luz del Norte, que tiene una capacidad instalada de 141 MW, ubicado 58 kilómetros al noreste de Copiapó.Los equipos fueron entregados durante el año pasado desde Brasil, como señala Lucas Poersch, Marketing & Sales Manager de ABB en Brasil: “Teníamos muchas exi-gencias técnicas para el producto debido a la aplicación solar. Fue necesario desa-
rrollar un diseño suficientemente robusto y con un buen punto de aislamiento para soportar variaciones de tensión, armónicos en el ciclo de operación y su instalación en el ambiente agresivo del desierto”.Por este motivo se hicieron pruebas en fábrica de calentamientos con sensores de fibra óptica para medir variaciones de temperatura del equipo, además de una prueba de impulso destructivo para comprobar el aislamiento. “En la prueba de impulso destructivo, se aplicó una tensión muy superior a la exigida para la clase del
transformador, cerca de 30% más, sin falla. Para todos los equipos se hicieron ensayos de impulso que es una prueba crítica y todos respondieron bien”, afirmó Sergio Schlickmam, Quality & Technology Manager de ABB en Brasil.Se espera que el parque solar Luz del Norte entre en funcionamiento en 2016 produciendo energía equivalente a 174.000 viviendas y al mismo tiempo evitando emisiones de C02 equivalentes a más de 185.000 toneladas métricas por año.
Endress+Hauser introduce nueva solución para medir la densidad del gas
Endress+Hauser informó la introducción al mercado de una innovación para medir la densidad del gas. Se trata del Nano-mass Gas Density, que según la empresa responde a la demanda de los clientes de una mirada más cercana a la producción, distribución y consumo del gas.La nueva herramienta, destaca la firma, representa una contribución a la Tecnolo-gía Analítica de Procesos (PAT o Process Analytical Technology, por sus siglas en inglés). “Al medir la densidad en terreno, el cliente recibe información instantánea sobre las propiedades del gas, y por ende, de la calidad del mismo”.De acuerdo con Endress+Hauser, el Nanomass Gas Density le añade valor a las siguientes aplicaciones: Monitoreo y demostración de calidad; determinación aproximada de valores caloríficos; actuali-zación de puntos de medición volumétricos, y control del mezclado.
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Sistema de control Yokogawaes usado en planta híbrida-flywheels de almacenamiento de energía en Europa
Yokogawa Irlanda suministró un sistema de control para la planta con tecnología híbrida-flywheels de almacenamiento de energía renovable en Rhode, en el Condado de Offaly (en Irlanda). Esta planta fue inaugurada por la compañía Schwungrad Energie, dueño y operador de la misma. Se destaca porque cuenta con un potencial ilimitado para alma-cenar energía 100% limpia, sin uso directo de combustible o consumo de agua, explican sus promotores.Schwungrad Energie ha desarrollado este sistema híbrido de almacenamiento de energía en colaboración con el De-partamento de Física y Energía de la Universidad de Limerick, y trabajará con el operador del sistema de transmisión
irlandés para conectar la planta a la red eléctrica. Se trata de un proyecto piloto, en el marco del Programa de Red Inteligente (Smart Grid Programme).El proyecto contempla dos unidades híbrido-Flywheel del fabricante Beacon Power de 160 kW y baterías Hitachi Chemical con capacidad hasta 240 kW. La planta tendrá una capacidad máxima de 400 kVA en la entrada y una capacidad máxima de 422 kVA en la salida, una vez que esté conclui-da. Las baterías almacenan la energía cinética de una masa en rotación y permiten su conversión a electricidad, pudiendo suministrar energía durante periodos largos de tiempo o bien en ciclos menores.
Siemens obtuvo eficiencia de 61,6% en central eléctrica alemana
La empresa Siemens estableció tres ré-cords en la industria energética mundial en la central eléctrica de Düsseldorf, donde se genera electricidad con una planta de ciclo combinado que usa una turbina de gas de clase H para la em-presa de servicios públicos Stadtwerke Düsseldorf AG.El primero se produjo durante la prue-ba previa a la aceptación, cuando la unidad “Fortuna” llegó a alcanzar una generación eléctrica máxima de 603,8 megavatios (MW), lo que supone un nuevo récord para una planta de ci-clo combinado de este tipo con una configuración monoeje. También se logró un nuevo récord mundial con una eficiencia de generación del 61,5%, lo que batió la anterior marca récord del 60,75% establecida en mayo de 2011 en la central eléctrica de Ulrich Hartmann, ubicada en Irsching, en el sur de Alemania.
La unidad “Fortuna” también es ca-paz de generar hasta 300 MW para el sistema de calefacción del distrito de Düsseldorf, lo que constituye otro récord internacional para una planta equipada únicamente con una turbina de gas y vapor, permitiendo un nivel de utilización de combustible del 8%, a la vez que reduce las emisiones de CO2 a 230 gramos por kV.
Inauguración de planta híbrida en Irlanda.
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La empresa Lureye Electromecánica recibió recientemente la visita de su proveedor Delta, en sus oficinas de Santiago, donde se revisó la planificación y las proyecciones para este año en el mercado local, además de abordar temas como la presencia en ferias, workshops, seminarios y en medios de comunicación físicos y virtuales.En la reunión estuvieron presentes el gerente general de Lureye Electromecánica, Francisco Javier Díaz, junto a Santiago Dotta, Sales Manager Southern Cone Region de Delta, y a Víctor Romo, Product manager de Lureye.Otro punto analizado por los ejecutivos fueron los canales más oportunos de comunicación para llegar a los clientes y la continua capacitación del personal para la entrega de servicios, manteniendo el apoyo en locales por garantías, asesorías o modificaciones de productos, gracias a las certificaciones otorgadas por los fabricantes.
Finning apoya primera planta de biogás en la V Región
La concreción del proyecto de biogás “El Molle” contó con el apoyo técnico especialista de Finning a través de la venta de tres equipos Caterpillar modelo CG170-16 de 1,5 MW cada uno, proveniente de la fábrica Manheim en Alemania cuyos principales atributos son la alta confiabilidad y por contar tanto con la cobertura como con el soporte que proporciona Finning. Los equipos permitirán inicialmente la generación de 4,5 MW a la nueva planta que se encuentra ubicada en un predio municipal de 80 hectáreas, en el sector Camino la Pólvora, y que posee un potencial final de 8 MW que serán inyectados a la red de distribución de la empresa Chilquinta. Fabio Peláez, Director de Energía y Motores de Finning Sudamérica, explicó que “este tipo de tecnología posee gran potencial, debido a que puede ser implementada en cualquier industria que produzca desechos orgánicos y Finning puede apoyar estos proyectos desde la evaluación, diseño y la ingeniería de la planta de tratamiento de gas y de la planta de generación eléctrica, además de ver la cogeneración con energía térmica”.
ENAPEl directorio de la Sociedad de Fomento Fabril (Sofofa) designó a Paul Schiodtz Obilinovich como Director de ENAP, en reemplazo de Janet Awad Pérez, quien declinó dicha nominación. El ejecutivo es ingeniero civil mecánico. Fue presidente de la Asociación Gremial de Industriales Químicos (Asiquim) entre junio de 2012 y mayo de 2013, organización en la que
actualmente integra su directorio. También es miembro del directorio de Dadneo, organización dedicada a temas de emprendimiento y venture capital.
HENKELA partir del 1 de mayo de 2016, Hans Van Bylen será el nuevo CEO de la empresa alemana Henkel, en reemplazo de Kasper Rorsted, quien ha decidido no renovar su contrato más allá de 2017, por lo cual dejará la compañía a petición propia el 30 de abril de 2016. Van Bylen trabaja en Henkel desde 1984, convirtiéndose en miembro de la Junta Directiva desde 2005 como
responsable para el negocio de Beauty Care.
FINNING SUDAMÉRICAEl ingeniero civil industrial de la universidad Diego Portales, Juan Enrique Toso, asumió nuevas funciones como director comercial Product Support Minería para Finning Sudamérica. El profesional lleva más de 15 años en la compañía y posee una vasta experiencia en la industria minera, incluyendo la dirección de Industria Minería y la dirección Zona Centro Sur
Minería para Finning Sudamérica.
VULCOLa compañía informó que Óscar Bauer ha sido designado como gerente general de Vulco S.A. El ejecutivo forma parte de Vulco desde 1979, ocupando distintas posiciones en el Área de Costos, el Departamento de Ventas, abriendo la Sucursal de Atacama en Copiapó y luego como gerente general en Vulco Perú por once años, regresando a Chile a
hacerse cargo de la gerencia de Ventas. Durante 2015 se desempeñó como Vicepresidente de Operaciones. El profesional estudió Ingeniería de Minas en la Universidad de Chile y posee un Diplomado de Moderna Gerencia de Ventas de la misma universidad. Asimismo, obtuvo un diplomado en Administración en la Universidad Católica del Norte, Kellog School of Management, Northwestern University y egresado de Pade Universidad de Los Andes.
FORO ECONÓMICO MUNDIALEl consejero delegado y director general de Enel, Francesco Starace, ha sido nombrado co-presidente del Grupo de Servicios y Tecnologías energéticas del Foro Económico Mundial (FEM), durante la 46 Reunión Anual FEM celebrada en Davos-Klosters, Suiza. El Grupo Enel es miembro del Foro Económico Mundial y también tiene el título de “Industry Partner”
(socio industrial).
WEIR GROUP PLC La empresa designó a Ricardo Garib como nuevo Director Ejecutivo de la División de Minería del Grupo a nivel mundial, y con oficina tanto en Melbourne, Australia, como en Santiago de Chile.Según informó la compañía “Ricardo ha liderado las operaciones de Weir Minerals en Latinoamérica desde 2001, siendo previamente el Director Ejecutivo
de Vulco S.A. en Chile. Es ingeniero Mecánico de la Universidad Católica y con posgrado en la Escuela de Negocios, consejero de la Junta Directiva de la Sociedad de Fomento Fabril (Sofofa) y uno de los fundadores de la Asociación de Proveedores de la Minería (Aprimin), donde ha ocupado cargos directivos y de vicepresidente”.
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Francisco Javier Díaz, gerente general de Lureye Electromecánica; Santiago Dotta, Sales Manager Southern Cone Region de Delta, y Víctor Romo, Product Manager de Lureye.
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Lureye Electromecánica proyectó las acciones para este año
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Catálogo Expomin 2016 30
Catastro de Centrales y Proyectos Energéticos 22
Eaton Industries Chile SpA Tapa 3
Elecgas 2016 Tapa 4
Energya S.A. 40
Expo APEMEC 2016 14 - 44
Felval S.A. 36
Ferretería Amunátegui 36
FIMM Equipment 22
FyM 28
Lureye Electromecánica S.A. 46
Newsletter Electricidad al día 32
Portal www.revistaelectricidad.cl 36
Revista Electricidad 2
Schneider Electric Chile S.A. Tapa 2
Transformadores Tusan S.A. 22
Gerente ComercialJulio HerreraE-mail: [email protected].: +56 2 2757 4212, +56 9 97487275
Jefe de Ventas NacionalesNicolás IbarraE-mail: [email protected].: +56 2 2757 4258, +56 9 64683561
Jefa de Ventas InternacionalesAlejandra CortésE-mail: [email protected].: +56 2 2757 4287, +56 9 83610279
CHILE
• Pía Martínez, Ejecutiva ComercialE-mail: [email protected].: +56 2 2757 4203, +56 9 58649421
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