Revista ELECTRICIDAD 182
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ISSN 0717-164 mayo 2015 | Año 24 www.revistaelectricidad.cl 182 Eficiencia energética en el sector minero Partidarios y detractores del fracking en Chile Nuevos proyectos y futuro terminal Los desafíos del GNL
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Los puntos que se contemplan para aumentar la participación del combustible en la matriz energética.
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ISSN 0717-164mayo 2015 | Año 24
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Eficiencia energéticaen el sector minero
Partidarios y detractoresdel fracking en Chile
Nuevos proyectos y futuro terminal
Los desafíos del GNL
Operador Global de Energía Solar
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Portafolio de proyectos en desarrollo en
Japón, suman 140MW (***119MW), asociados con Hitachi High-Tech
24,7MW (**21,5MW) y 9,3MW (**8,1) en
construcción en Japón, asociados con Hitachi
High-Tech
Portafolio de proyectos
aprobados en Chile, suman 99MW
70MW (*49MW)
Operando en Chile
Asociados con Total SA
Compañía basada en Ginebra, con oficinas
en Italia, Japón, Estados Unidos y
Chile60MW Operando en Italia
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Sumario
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EDICIÓN Nº 182 | Revista Electricidad | ISSN 0717-1641 | www.revistaelectricidad.cl
Encuéntranos en:
GNL Quintero.
Foto: Juan Carlos Recabal.
ISSN 0717-164mayo 2015 | Año 24
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Eficiencia energéticaen el sector minero
Partidarios y detractoresdel fracking en Chile
Nuevos proyectos y futuro terminal
Los desafíos del GNL
GRUPO EDITORIAL EDITEC • Presidente: Ricardo Cortés D. / Gerente General: Cristián Solís A. / Gerente Comercial: Julio Herrera M. / Gerente de Conferencias y Estudios: Nelson Torres A. / Gerente Adm. y Finanzas: Víctor Vicuña C./ Gerente Zona Sur: Rodrigo Infante V.
Consejo Editorial: Eric Ahumada, Pedro Cruz Vine, Francisco Danitz, Annie Dufey, Loreto Gómez, María Isabel González, Cristian Hermansen, Roger Mellado, Sergio Palacios, Alejandro Sáez, y José Antonio Valdés.
Director:Roly Solís
Editora: Daniela Maldonado
Periodista: Roberto Valencia
Redacción Comercial: Rodrigo Fuentes
Fotografías:Juan Carlos Recabal / Archivo ELECTRICIDAD
Reportaje CentralNuevos proyectos y futuro terminal: Los desafíos del GNL
Diseño y Producción: Ediarte S.A.
Director de Arte: Alfredo Eloy
Diseño y Producción Gráfica: Andrés Núñez
Impresión: Sistemas Gráficos Quilicura S.A.
Entrevista Central Loreto Silva, ex ministra de Obras Públicas, se refiere al proyecto Punilla de 94 MW.
5 Editorial
13 Columna Ordenamiento territorial en el sector energía
14 Cara a Cara Partidarios y detractores del fracking
16 Energía ABB inaugura centro de entrenamiento con últimas tecnologías
19 Energía Red de gas natural se extiende a Rancagua y Machalí
21 Sociales Nueva capacidad de suministro de GNL Quintero
22 Análisis Los cambios en los costos de la generación eléctrica
25 Columna de Opinión La conexión de centrales de generación a los sistemas interconectados
27 Informe Técnico Torres de iluminación: Luz eficiente para ahorrar energía en terreno
29 Energía
Water Week 2015: Nueva institucionalidad hídrica
y usos alternativos para energía
33 Escenario Energético
37 Informe Técnico
Nuevas oportunidades y desafíos para el sector mini hidro
41
Eficiencia energética en minería muestra avances
45
Net metering y franquicia tributaria de paneles solares
destacaron en IFT Energy 2015
49 Columna de Opinión
Pueblos indígenas y proyectos de energía
51 Mercado Eléctrico
55 Catálogo de Productos
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Editorial
La Agenda de Energía no olvidó este tema. En su eje 4
plantea una reforma a los Centros de Despacho Económico
de Carga a través de una revisión de la naturaleza jurídica
de los CDECs acorde con la nueva realidad de un sistema
interconectado nacional.
Sin embargo, las interrogantes que se escuchan en el sector
son varias: ¿Existe la necesidad de una mayor supervisión
o auditoría al funcionamiento de los CDECs? ¿Se mantiene
la dependencia en materia técni-
ca con la Comisión Nacional de
Energía? ¿Qué pasa con el acceso
abierto a la información comercial
que manejan los CDECs? ¿Cómo
pueden obtener información los
analistas o los nuevos inversionis-
tas nacionales o extranjeros, por
ejemplo? ¿Qué aporte debe hacer
el nuevo CDEC a la vigilancia de la
competencia en el mercado bajo
su coordinación? En materia pre-
supuestaria ¿se requerirá de mayores recursos para mejorar
las tecnologías? ¿Al unirse ambos CDEC existirá duplicidad
de roles y por lo tanto habrá una reducción de especialis-
tas? ¿Existirá un solo director ejecutivo? ¿Quién evaluará
sus funciones? Y por último, ¿quién evaluará al Directorio?
La manera como se dé respuesta a estas interrogantes será
clave en el funcionamiento del futuro CDEC unificado, el que
ciertamente obedece hoy a una nueva estructura eléctrica
donde su componente de ente coordinador de la operación
y del mercado spot no está supeditada a si se trata de un
organismo controlado por el Estado o estructurado por el
sector privado del negocio.
ras la firma del decreto que formaliza la
interconexión del Sistema Interconectado
Central (SIC) con el del Norte Grande
(SING) y con la confirmación por parte
del ministro de Energía, Máximo Pacheco, de la unificación
de los Centro de Despacho Económico de Carga (CDECs),
en el sector surgen varias interrogantes sobre los desafíos
que enfrentarán estos organismos en el futuro inmediato.
Los CDECs han realizado varios
cambios en los últimos años. Sin
embargo, si bien se reconocen
los avances experimentados a
partir de la última modificación a
la normativa realizada en 2013,
algunos especialistas plantean la
duda sobre si estas reformas fue-
ron solo una primera aproximación
al mejoramiento de la institución
y si son suficientes, especialmen-
te frente al nuevo escenario que
plantea un solo sistema interconectado.
Cabe recordar que la modificación a los CDEC avanzó en
materia de independencia de los Directorios a través de
un esquema de inhabilidades, así como en la reducción a
cinco del número de sus miembros que representan a los
distintos segmentos del sector (generación, transmisión,
subtransmisión y clientes libres) y se amplió la duración del
cargo a tres años. Para la selección de esta nueva directiva
se diseñó un mecanismo a través de ternas seleccionadas
por medio de una empresa especializada que se contrató
para dicho efecto. Este mismo mecanismo aplica para la
elección de los directores técnicos.
TAlgunos especialistas plantean la duda sobre si las reformas (a los CDECs) fueron solo una primera aproximación al mejoramiento
de la institución y si son suficientes, especialmente frente al nuevo escenario que plantea un solo sistema interconectado.
Frente a la interconexión SIC SING
Los desafíos de los CDECs
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Inversiones en terminales gasíferos, cambiar los tipo de contratos, la complementación con la generación ERNC y nuevos proyectos en el horizonte son algunos de los puntos que se contemplan para aumentar la participación del combustible en la matriz energética.
Nuevos proyectos y futuro terminal
Los desafíos del GNL
GNL Quintero.
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uevos proyectos, inversiones en
terminales y potenciales inte-
graciones con las ERNC. Este
es el futuro que espera al gas
natural licuado (GNL) en el mercado nacional, el
cual se mantiene como la segunda fuente ener-
gética más utilizada en el SING (37%), después
del carbón, y en el SIC (17%), después de la
hidroelectricidad.
Uno de los principales desafíos que debe enfren-
tar este combustible es la subutilización, pues
actualmente cuenta con el 25% de la capacidad
instalada en el país, unos 5.000 MW, incluyendo
a todas las tecnologías de generación, aunque
el año pasado anotó solo el 13% de toda la ge-
neración eléctrica del país.
Al respecto, en Generadoras de Chile A.G. seña-
lan que esta situación es especialmente signifi-
cativa en el SING, donde más del 44% de toda la
capacidad instalada es a base de GNL pero solo
un 11% de la producción eléctrica el año pasado
provino de esa fuente.
Toda la inversión que se realizó desde la década
de los noventa y hasta mediados de la anterior,
producto de la disponibilidad de gas desde Ar-
gentina, hoy se encuentra en una proporción
importante sin poder ser utilizada, precisan en
Generadoras.
Sin embargo, para el ministro de Energía, Máximo
Pacheco, el GNL es la alternativa más viable para
la generación de base, ya que “queremos que
su uso siga creciendo con el fin de diversificar
nuestra matriz de generación”, indicó la autoridad
durante la inauguración de la nueva capacidad de
suministro del terminal GNL Quintero.
ContratosPara lograr una mayor participación del GNL en la
matriz nacional, la Comisión Nacional de Energía
(CNE) encargó el estudio “Análisis Económico del
Despacho Eléctrico de Generadores con Contra-
tos de Suministro de Combustible GNL Take or
Pay”, realizado por la Universidad de Chile, donde
N se indica que un mecanismo de licitaciones
públicas de los contratos de GNL por parte
de la CNE disminuiría en 16% el costo del
sistema.
Otras propuestas del estudio son “la coor-
dinación del arribo de barcos con el GNL
importado, asociado a los contratos selec-
cionados en la licitación; la programación de
la operación del sistema eléctrico en el largo
y corto plazo, dado los contratos selecciona-
dos y el calendario de barcos, y finalmente el
cálculo de las compensaciones”.
Hugh Rudnick, director de Systep, plantea
a Revista ELECTRICIDAD la necesidad de
revisar este tipo de contratos: “El gran desafío
es cómo gestionar el gas ante la alternativa
del carbón y la dependencia de la hidrología
en el SIC. La definición de contratos take or
pay es relativamente complicada porque no
se puede anticipar cuál es la condición de
hidroelectricidad que tendremos y, en esa
medida, es difícil dimensionar los volúmenes
de gas que debieran adquirirse”.
A juicio de Generadoras de Chile A.G. el ma-
yor uso del GNL en la generación eléctrica
dependerá en gran medida de los términos y
condiciones a los cuales sea posible contratar
En qué quedó el shale gas
En 2014 una misión público-privada, encabezada por el ministro Máximo Pacheco, viajó a Estados Unidos para ver la posibilidad de cerrar contratos para la importación del combustible, teniendo Enap un rol importante.Para el sector privado, esta situa-ción aún debe estudiarse. En Gene-radoras de Chile A.G. plantean que existe un potencial de producción relevante de “shale gas” y “shale oil” en Estados Unidos y otros paí-ses incluyendo Argentina y, por qué no, tal vez en el nuestro. Sin embargo es una tecnología cuya competitividad y sustentabilidad está aún siendo desafiada.
Tatiana Molina, directora ejecutiva del Consejo Empresarial de Energía Chile-EE.UU. de AmCham Chile, indica a Revista ELECTRICIDAD que este tipo de gas tiene un alto potencial en Chile, debido a que se puede utilizar en la infraestructura existente, además del apoyo que se explicita en la Agenda de Energía y a licitaciones de suministro a clientes regulados que se hará este año.“Dependiendo de las condiciones de mercado en Estados Unidos, las condiciones de transporte y las inversiones en materia de regasifi-cación, el shale gas podría llegar a precios competitivos al mercado local”, sostiene Molina.
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este combustible en el futuro. En proceso existen
cambios que pueden ser muy relevantes en la
producción y los mercados internacionales del
GNL que incidirán fuertemente en nuestro país.
InfraestructuraLas mejores condiciones de disponibilidad y
costos para el GNL que pretende impulsar el
Gobierno, a juicio de los actores privados, también
debe ir acompañada de una mayor capacidad de
regasificación de los terminales.
“El principal desafío consiste en que las empresas
que decidan aumentar el uso de este combustible
para generación eléctrica obtengan términos y
condiciones competitivas para sus contratos de
abastecimiento de largo plazo. Junto a ello se de-
ben asegurar las vías de abastecimiento seguras
e infraestructura de regasificación y almacena-
miento suficientes que permitan depender en
un grado mayor de un combustible que el país no
produce”, plantean en Generadoras.
En esta línea, la más reciente inversión en infraes-
tructura ha sido la realizada por GNL Quintero,
que amplió la capacidad de inyectar gas natural a
la red de gasoductos en 50%, alcanzado los 15
millones de m3/día.
Durante la inauguración de las nuevas instalaciones,
Antonio Bacigalupo, gerente general de la empresa,
destacó la inversión de US$300 millones para
aumentar la oferta de combustible en el país, por
“ser un aporte relevante a la matriz energética y la
demanda futura de gas natural”.
“Nuestro compromiso es continuar aportando com-
bustible limpio, complementarlo con las energías
renovables a través de una operación segura, con-
fiable, eficiente y sustentable”, agregó Bacigalupo.
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Según el ministro Máximo Pacheco, el Gobierno
tiene la expectativa de que prosiga la extensión
de infraestructura en redes y plantas en el país,
“así como también esperamos tener un tercer
terminal en la zona centro-sur del país”.
En esta línea se ubica el proyecto “Terminal GNL
Penco- Lirquén”, de Biobíogenera, que considera
la construcción y operación de un terminal ma-
rítimo offshore del tipo isla, que se conectaría al
Gasoducto del Pacífico, actualmente existente.
“Este estará habilitado para recibir, almacenar y
regasificar GNL así como transportar gas natu-
ral a tierra, mediante un gasoducto submarino”,
señala la empresa, cuya puesta en marcha está
contemplada para 2017.
Para Carlos Silva, académico e investigador de la
Universidad Adolfo Ibáñez, el aumento de la capa-
cidad de importación y regasificación “levantará
una importante barrera a la entrada del gas na-
tural al mercado local, no solo para la generación
eléctrica, sino también para la expansión de las
redes de gas natural a los sectores residenciales,
comerciales, públicos e industriales”.
“Los mayores desafíos para el país están ligados
a su integración a este mercado del GNL a través
de la construcción de infraestructura, no solo para
la utilización del gas, sino que también para su
ingreso al país, lo que podría incluir gasoductos
para la integración regional, ampliación de la red
de gaseoductos nacionales (por ejemplo, desde
la zona central a Concepción), y la ampliación de
la capacidad de regasificación desde buques
metaneros con que cuenta el país”, añade Silva.
PerspectivasLa integración del GNL con fuentes ERNC tam-
bién es otra de las perspectivas para aumentar
la participación del combustible. Carlos Finat,
director ejecutivo de Acera, afirma a Revista
ELECTRICIDAD que “la penetración de energía
variable, como solar y eólica, en los próximos años,
mientras no lleguen sistemas de almacenamiento
económicamente competitivos, va a aprovechar
la infraestructura convencional de GNL, que tie-
ne un parque instalado subutilizado y, cualquier
esfuerzo que se haga en mejorarlo es bienvenido
tanto por los propietarios de ese parque, como
por el sector ERNC”.
A este escenario se suman los futuros proyec-
tos GNL que se construyen en el país, como la
central Kelar (590 MW) de BHP Billiton en el
norte, además de otras iniciativas que están en
calificación como central Caldera Orafti (12 MW);
El Campesino (640 MW); Los Rulos (540 MW) y
Ttanti (1.290 MW), la cual –si se materializa- sería
la de mayor capacidad instalada en la historia
del país.
Conclusiones
• El GNL cuenta con una infraestructura subutilizada y mantiene un alto potencial para aumentar su participación en la matriz energética, debido a la extensión de las redes y a las ampliaciones en terminales.
• Gobierno y privados coinciden en la nece-sidad de modificar los tipos de contratos en torno al GNL para facilitar su mayor incorporación al mercado.
• El GNL también cuenta con la perspectiva de complementarse con la generación ERNC, en su calidad de energía de base, para enfrentar la intermitencia de las fuen-tes renovables.
Tabla 1: Generación por fuente en GWh en el SIC (GNL)
Febrero 2014 Febrero 2015
ENDESA
468 456
COLBÚN
439 399
AES GENER
34 125
Fuente: Elaboración propia en base a información de Systep.
Tabla 2: Generación por fuente en GWh en el SING (GNL)
Febrero 2014 Febrero 2015
E-CL
131 102
AES GENER
25 7
Fuente: Elaboración propia en base a información de Systep.
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Abogada socia de Bofill Escobar destaca a Revista ELECTRICIDAD el modelo que desarrollaron durante su gestión en el MOP con las organizaciones de regantes para el proyecto Punilla, en la Región del Biobío, donde se construirá un embalse para el riego y la generación con una potencia de 94 MW, afirmando que este es un modelo que se puede replicar en el relacionamiento con comunidades.
a promoción de nuevas fuentes
de agua que hagan converger
a los distintos actores del sec-
tor es uno de los puntos que
plantea la ex ministra de Obras Públicas, Loreto
Silva, a la hora de analizar la actual situación de
la hidroelectricidad en el país, donde el rol de la
asociatividad con las organizaciones de usuarios
es clave para desarrollar proyectos.
Silva actualmente se desempeña como socia del
Estudio de Abogados Bofill Escobar, siendo una
de sus especializaciones la gestión del recurso
hídrico y el desarrollo de proyectos eléctricos,
por lo que destaca lo realizado en el proyecto
del embalse Punilla, de 137 metros de altura
en la Región del Bíobio, destinado al riego y a la
generación de 94 MW que se inyectarán al SIC.
La iniciativa es dirigida por el Gobierno, a través de
la Dirección de Obras Hidráulicas (DOH) y será
concesionada a privados, para lo cual ya fueron
precalificados cinco consorcios para acceder a
las bases de licitación que se encuentran en pleno
proceso. Silva resalta a Revista ELECTRICIDAD
el modelo de asociatividad de este proyecto, ade-
más de entregar su visión acerca del futuro de la
hidroelectricidad.
¿Qué destaca del proyecto Punilla?
Este es un proyecto muy importante porque re-
presenta una modalidad de solución al desarrollo
de las obras de embalse, que contempla el uso de
riego y de hidrogeneración. Lo diferente de este
proyecto es que se desarrolló en conjunto con las
asociaciones de regantes que tienen derechos
de agua en esa zona y, por lo tanto, se desarrolla
un proyecto de riego e hidrogeneración, en que
los dueños de los derechos participan desde el
inicio hasta el final.
L¿Cómo fueron las relaciones con los re-
gantes durante su gestión en el MOP?
Se comenzó a desarrollar el modelo económico
y el modelo de contratación con los regantes, ex-
plicándoles lo que se quería hacer y ellos también
pudieron hacer propuestas específicas, pero para
que ello resulte es necesario que se haga parte a
los dueños del agua y en la participación
del negocio a una organización seria,
responsable, que vaya siguiendo
los pasos, como es este caso.
¿Puede servir de ejemplo
esta experiencia para el
nuevo marco regulatorio
que el Gobierno quiere
hacer en asociatividad en
el sector hidroeléctrico?
Es fundamental fortale-
cer las organizacio-
nes de usuarios,
no solamente
Loreto Silva, ex ministra de Obras Públicas
“Hay un gran espacio en Chile para la asociatividad”
Foto: Roberto Valencia-Revista ELECTRICIDAD.
Loreto Silva, socia del Estudios Jurídico Bofill y Escobar, ex ministra de Obras Públicas.
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para el desarrollo de proyectos, sino que para
la fiscalización del correcto uso de derechos de
agua, porque los primeros fiscalizadores debie-
ran ser las organizaciones de usuarios, para lo
cual se deben organizar, constituir y someter a la
normativa vigente.
¿Qué factibilidad aprecia para el futuro
desarrollo de embalses de riego y gene-
ración eléctrica?
Hay un gran espacio en Chile para la asociatividad,
no solamente en grandes proyectos de embalse,
sino que también en proyectos multipropósito a
menor escala, como el sector mini hidro.
¿Cómo ve el futuro de la hidroelectricidad
en el territorio?
La manera de enfrentar la escasez hídrica no es
restringiendo su uso para determinados sectores
productivos, ni para que se desarrollen proyectos
de hidrogeneración per se. La solución nece-
sariamente pasa por generar nuevas fuentes,
como plantas desalinizadoras, embalses u otros
mecanismos. Tenemos que tener conciencia que
la hidrogeneración es una alternativa importante
para el abastecimiento de energía en nuestro país.
A su juicio, ¿qué es lo que queda por hacer
en materia de agua desde el punto de vista
jurídico?
Hay que dar más certidumbre al modelo jurídico
chileno. El Banco Mundial ha señalado que el mo-
delo jurídico de los derechos de agua en Chile ha
sido eficiente para promover el uso del agua y, des-
de esa perspectiva ellos señalaban que se debe
dar más fuerza a las organizaciones de usuarios,
a las facultades del control del uso sustentable y
promover la asociatividad, pero no recomendaban
que se conculcaran los derechos de agua. Si en
vez de promover la creación de nuevas fuentes
de agua, se cuestionan las certidumbres jurídicas
y los derechos de agua actualmente existentes,
no vamos en la línea correcta.
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on los cuantiosos conflictos ambientales
y sociales y las judicializaciones que están
enfrentando los proyectos energéticos, se
ha invocado muchas veces el tema del orde-
namiento territorial como una posible solución. Aunque indu-
dablemente está lejos de poder cumplir con esta expectativa,
lo cierto es que el ordenamiento territorial permitirá al sector
analizar, e idealmente encontrar vías, sobre cómo compatibilizar
mejor el desarrollo energético con otros usos y valores del
territorio, basándose en procesos de construcción participativa
e inclusiva. En nuestro sector esta línea de trabajo exige contar
con al menos dos pilares fundamentales para su desarrollo:
• Promover una propuesta integral, que retroalimente la in-
serción de los lineamientos energéticos sectoriales, en los
distintos instrumentos de planificación y ordenamiento
territorial existentes y futuros.
• Generar una planificación sectorial, cuyo proceso sea
impulsado de manera gradual, considerando un marco
participativo y descentralizado.
Actualmente nuestro país dispone de múltiples instrumentos
de planificación y ordenamiento territorial, a distintas escalas,
objetivos y orientaciones, que muchas veces no consideran los
ámbitos del sector energético en su diseño. En este sentido,
es sabido que instrumentos como los Planes Reguladores
Comunales e Intercomunales (MINVU-Municipios), cuyo foco
es la planificación de los espacios urbanos y urbano-rurales,
no siempre consideran lineamientos que orienten al sector
energético respecto de su emplazamiento; de igual manera,
cuando se revisan y contrastan las Zonificaciones de Usos del
Borde Costero (MINDEF-GORES), sus usos preferentes reco-
nocidos no entregan lineamientos claros sobre qué espacios
C pudieran ser “compatibles” con la infraestructura energética;
análogamente, los Planes Regionales de Ordenamiento Te-
rritorial (SUBDERE-GORE) −algunos aún en diseño− han
considerado escasamente al sector energético como variable
estratégica en su propuesta de planificación.
Es nuestra responsabilidad trabajar en esta línea, asegurando
que los instrumentos de planificación y ordenamiento territorial
integren las distintas perspectivas sectoriales y que tratan
de compatibilizar los distintos usos y elementos territoriales
valorados por las personas.
Para preparar los insumos, desde el sector energético a esta
planificación integral, es primordial que avancemos en una
planificación sectorial. En esta línea desde el Ministerio es-
tamos trabajando en la elaboración de Planes que orientarán
el desarrollo energético regional, los cuales se alinearán a lo
que señala la Agenda de Energía así como a los principios que
establezca la Política Nacional. Estos Planes serán concebidos
a partir de diagnósticos de las potencialidades energéticas,
análisis de variables sectoriales y aptitudes territoriales que
posea cada región, y los alcances y orientaciones serán un
insumo fundamental para la actualización de los instrumentos
regionales existentes. Además, considerarán un proceso par-
ticipativo e integral en su diseño, buscando así establecer un
modelo de desarrollo energético más armónico y consensuado.
Más detalles sobre este tema serán abordados en el XIV versión
del Encuentro Energético Elecgas 2015, organizado por el
Grupo Editorial Editec y que este año se llevará a cabo el 26
de mayo en el Hotel Hyatt.
Ordenamiento territorial en el sector energía
Por Nicola Borregaard,jefa de la División de Desarrollo Sustentable del Ministerio de Energía.
Columna de Opinión
Cara a CaraCara a Cara
1 Sí. Definitivamente nuestra región no puede quedar al
margen de una tecnología que se impulsa desde
hace medio siglo. Si no lo hacemos nosotros lo van a hacer otros países en el mundo
que tienen shale gas, por lo que no podemos quedar fuera de una industria que funciona con las debidas precauciones
ambientales.
2 Los que practican esta tecnología se han vuelto muy ingeniosos a la hora de utilizar el agua. Por ejemplo usan el agua para la fractura y la vuelven a reutilizar, lo que es muy amigable.
3 Sí. En ciertos lugares existe acceso para sacar agua que no sea potable. Lo que hay que hacer es no dañar los acuíferos que están destinados
al uso humano y de agricultura. Se requiere una buena legislación del uso de agua para que el fracking siga adelante, por lo que se necesita regulación y hay que aprender cómo lo han hecho en Estados Unidos con el uso del agua. Con esto no hay por qué detenernos ni privarle a Chile o a Latinoamérica de una actividad que va a ser uno de los sustentos energéticos del mundo.
4 Creo que sí. La curva de aprendizaje ya existe y lo principal es tener una buena regulación en manejo de aguas y de la técnica. Luego de eso lo que América Latina necesita es una economía de escala de perforación de pozos, para lo que se tiene que tener acceso a plataformas de perforación que se desplazan fácilmente de un lugar a otro. Esto es bastante sencillo desde el punto de vista del know how.
“Si no lo hacemos nosotros lo van a hacer otros
países en el mundo que tienen shale gas, por lo que no podemos quedar fuera de una industria que funciona con las debidas precauciones
ambientales”.
Álvaro Ríos, socio director Gas Energy Latin America
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La técnica de fractura hidráulica (o fracking en inglés) para extraer shale gas y petróleo consiste en la perforación de un pozo vertical en el cual, a grandes profundidades (más de 2.500 mbnm), se gira el taladro 90° en sentido horizontal y se continúa perforando entre 1.000 y 3.000 m de longitud; a continuación se inyecta un fluido (agua mezclada con químicos) a una presión tal que provoque la ruptura de la roca del yacimiento con el objetivo de ampliar las fracturas existentes en el sustrato rocoso que encierra los combustibles. Su uso está masificado en Estados Unidos y en nuestro país ya se aceptó la Declaración de Impacto Ambiental del proyecto “Fracturación hidráulica en 22 pozos de hidrocarburos, bloque arenal” presentado por Enap. En este contexto, ya surgen partidarios y detractores del fracking.
Técnica de fracturación hidráulica para extraer shale gas y petróleo
Partidarios y detractores del fracking
Cara a CaraCara a Cara
1 Claramente no estamos de acuerdo porque genera enormes impactos ambientales, es poco eficiente en términos económicos y en la cantidad de hidrocarburo que se obtiene, además del impacto que puede generar en el territorio que ha llevado a que en distintos lugares del mundo haya campañas contra la técnica del fracking para la extracción del shale gas. Nos preocupa la forma en que esto se ha hecho en Chile, pues el año pasado el ministro de Energía, Máximo Pacheco, fue de gira a Estados Unidos y dijo que iba a estudiar el shale gas, pero cuando volvió dijo públicamente que venía con contratos firmados, lo que deslegitima todo lo que ha estado diciendo de agenda participativa, por lo que como Fundación decidimos retirarnos de la iniciativa 2050.
2 La cantidad de agua que se utiliza es alta y se le adiciona una cantidad de químicos que no se sabe lo que hacen, lo que podría estar provocando contaminaciones importantes en napas subterráneas y esto pasaría a ser prioritario, de implementarse estos procesos.
3 No, desde ningún punto de vista es sustentable, porque se genera una cantidad de fracturas por área de perforaciones que eventualmente podrían generar inestabilidad en el terreno y porque se mete agua a presión con químicos que finalmente pueden contaminar napas subterráneas. La extracción también genera emanaciones de gas de combustión, mayor que la extracción de petróleo convencional, por lo que también contaminan el ambiente.
4 Hay varios contratos que no son públicos entre Enap y empresas que eventualmente podrían extraer shale gas en Magallanes, pero son empresas extranjeras y habría que ver qué empresas son y su capacidad técnica a nivel mundial. Es un tema complejo, porque hay poca información en Chile.
Flavia Liberona, directora ejecutiva de Fundación Terram
“Claramente no estamos de acuerdo porque
genera enormes impactos ambientales, es poco eficiente en términos económicos y en la
cantidad de hidrocarburo que se obtiene.
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¿Está de acuerdo con que la tecnología de fracking se aplique en Chile?
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¿Cree que estas operaciones impactarán la disponibilidad de agua en el territorio?
¿Piensa que el uso de esta tecnología sea sustentable ambientalmente?
A su juicio, ¿las empresas nacionales están prepara-das para operar esta nueva tecnología?
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n una ceremonia que contó con la
presencia de altos ejecutivos de las
principales mineras del país, compa-
ñías de ingeniería, y representan-
tes de la academia, ABB University
inauguró su nuevo edificio en Chile. En el lugar se
implementó un centro de entrenamiento que cuenta
con un showroom donde se exhiben las más recientes
tecnologías de la compañía.
Marcelo Schumacker, country manager de ABB
en Chile explicó que se trata de la mayor inversión
realizada en la historia de ABB en Chile (con US$7
millones) y que destaca por ser el primer centro en
Latinoamérica y a nivel mundial en tener todos sus
demos integrados bajo un sistema de control co-
mún. “ABB University demuestra el compromiso de
la compañía con el mercado chileno especialmente
en minería, pulpa y papel, y transmisión y generación
de energía.
Este centro significa compartir conocimiento con
nuestros clientes en conjunto con las universidades
E
Con inversión de US$7 millones
ABB inaugura centrode entrenamiento con últimas tecnologías
Se trata de la mayor inversión realizada en la historia de ABB en Chile y destaca por ser el primer centro en Latinoamérica y a nivel mundial en tener todos sus demos integrados bajo un sistema de control común.
locales”, detalló el ejecutivo a Revista ELECTRICIDAD.
Marici Santos, gerente regional de Servicios de ABB
recalcó que esta iniciativa partió por la solicitud de los
clientes y que el centro traerá beneficios tanto para Chile
como para la región. En tanto Enrique Santacana, gerente
regional de ABB destacó que este es un símbolo claro del
compromiso de ABB con Chile debido a la confianza y
estabilidad política y económica que se observa en el país.
En cuanto al showroom, Luis Cid, training manager
de ABB University en Chile, resaltó que la infraestructura
está implementada para que constantemente se puedan
conocer las tendencias y mejoras que existen en beneficio
de la optimización de los procesos.
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1 Corte de cinta en la ceremonia de inauguración.
2 En 550 m2 se distribuyen seis salas para realizar capacitaciones.
3 El showroom exhibe un ciclo convertidor, un Drive ACS1000/2000 y un Multidrive ACS880 junto con un sistema completo de protecciones eléctricas controladas desde el Scada Electric ABB.
4 ABB University en Chile
cuenta con las GIS de 33 kV ZX2 (aislada en gas) y ZS1 (aislada en aire), además del brazo rectificador MCR200 especialmente diseñado y traído desde las fábricas de ABB en Suiza para entrenamiento.
5 Destaca la estación de operación remota, 800xA Collaboration Table, plataforma touch que en esta ocasión estará adaptada para aplicaciones mineras.
Fotos: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.
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El proyecto implicó la construcción de una red de 12 kilómetros que suministrará a 8.000 clientes nuevos. La cobertura podría ampliarse, por el desarrollo inmobiliario de la zona relacionado principalmente al sector minero.
l ministro de Energía, Máximo Pacheco, la
Intendenta de la Región de O’Higgins, Mo-
rín Contreras, el subsecretario de Medio
Ambiente, Marcelo Mena, y los alcaldes de
Rancagua, Eduardo Soto, y Machalí, José Miguel Urrutia, inau-
guraron junto a ejecutivos de Metrogas, la llave del suministro
de gas natural para las comunas de Rancagua y Machalí, en
la Región de O´Higgins.
El proyecto, cuya inversión alcanzó los $10.803 millones,
y que comenzó a desarrollarse en enero de 2014, implicó la
construcción de una red de 12 kilómetros que suministrará a
8.000 clientes nuevos considerando tanto a hogares como
industrias. La cobertura, indicaron los ejecutivos, podría am-
pliarse, por el desarrollo inmobiliario de la zona relacionado
principalmente al sector minero (debido a la expansión de la
división El Teniente de Codelco y a la demanda de mano de
obra que requerirá).
“Este hito histórico para Metrogas es la mejor prueba de
que nuestra voluntad como grupo es invertir en el país”, sostuvo
Rafael Villaseca, Presidente de CGE −compañía matriz de Me-
trogas− y CEO de su controladora Gas Natural Fenosa (GNF).
El Ministro de Energía, Máximo Pacheco, señaló en la
oportunidad que “la extensión del servicio del gas de cañería es
un progreso importante para las ciudades, especialmente en la
zona centro-sur de Chile”, agregando que esto demuestra que
el interés por inversión en el sector energético ha mejorado.
Por su parte, el gerente general de Metrogas, Víctor Tur-
paud, afirmó que este es el primer paso para una futura ex-
pansión al resto del país.
ERed de gas natural se extiende a Rancagua y Machalí
Rafael Villaseca, Presidente de CGE junto al ministro Máximo Pacheco.
El gerente general de Metrogas, Víctor Turpaud, destacó el beneficio que significará esta iniciativa para la Región de O´Higgins al reducir los niveles de contaminación que afectan a la zona.
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Iniciativa de Metrogas
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SocialesSociales
En una ceremonia que contó con la presencia del Ministro de Energía, Máximo Pacheco, el Intendente de la Región de Valparaíso, Ricardo Bravo y los alcaldes de Quintero y Puchincaví, Mauricio Carrasco y Hugo Rojas, se realizó la inauguración de la nueva capacidad de suministro de GNL Quintero. La nueva infraestructura, cuya construcción tomó 17 meses, aumenta la capacidad del terminal de inyectar gas natural a la red de gasoductos en un 50%, alcanzado los 15 millones de m3/día. Además, duplica la capacidad de carga de GNL en camiones cisterna, llegando a 2.500 m3 diarios. Esta ampliación requirió una inversión de US$30 millones, que se suma a la inversión inicial de US$1.050 millones.
Fotos: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.
Antonio Bacigalupo, GNL Quintero; Máximo Pacheco, Ministerio de Energía, y Mauricio Carrasco, alcalde de Quintero.
Manuel Becerra, Sempra International; Francisco Maulín, Chilquinta, y Alejandro Palma, GNL Chile.
Hernán Cuadro, GNL Mejillones, y Roly Solís, Revista ELECTRICIDAD.
Julio Vega, GNL Quintero; Miguel Sáez, GNL Quintero; Máximo García, FCC España; Coronel de Aviación Humberto Capino, y Lucía Sánchez, GNL Quintero
Consultores Rosa Herrera y Juan Cembrano.
Andrés Alonso, Enap; Luis Ávila, SEC; Andrés Salgado, CDEC SIC.
José Venegas, consultor; Víctor Briano, Enap, y Claudio Iglesis, CDEC SIC.
Víctor Turpaud, Metrogas; Carlos Cortés, AGN; Jorge Matamala, GasValpo, y Diego Hollweck, Duke Energy Chile.
GNL Quintero inauguró nueva capacidad de suministro de su terminal
Análisis
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Este año será un buen momento para que los clientes libres piensen en renegociar las condiciones de mediano y largo plazo de sus contratos. Se presenta un momento interesante también para que la generación convencional reevalúe sus proyectos y se oriente a los de menor costo, ya que vienen tiempos de márgenes más estrechos para las tecnologías más caras.
o cabe duda que los tiem-
pos en el sector eléctrico
chileno están cambiando y
que, por primera vez en casi
cinco años, comenzamos a avizorar con más
optimismo un probable cambio en los costos
de la generación eléctrica.
Tuvimos un primer síntoma en diciembre pa-
sado, cuando en la licitación regulada vimos a
las Energías Renovables No Convencionales
(ERNC) ofertar suministro en la modalidad
de “vender como se genera“ a precios cer-
ca de US$80 por MWh. Y cuando también
surgieron dos grandes proyectos de energía
convencional (la interconexión SIC-SING y la
Central El Campesino), quienes adjudicaron
ofertas cerca de US$110 por MWh. Y todo
ello antes de que el mundo energético tomara
conciencia de que los precios del petróleo
caerían en tres meses a la mitad, o que los
precios internacionales de gas natural licuado
(GNL) spot para Chile bajarían desde unos
US$12 por MBtu a 10 o menos, o que la mis-
ma baja del Brent impactaría los precios de
alguna porción del GNL contratado no spot.
Es verdad que nadie se atreve a predecir
qué pasará con los precios del petróleo,
pero pocos apuestan a que vuelva pronto a
US$100 por barril y es un hecho real que hoy
la caída impacta favorablemente a los costos
marginales de este otoño de 2015, todavía
sospechoso de seco. Si pensamos que en
los meses de otoño (naturalmente pobres
N
en generación hidro) los costos marginales
y el valor del agua en los embalses quedan
definidos por el GNL y el diésel quemado
en ciclos combinados o abiertos, tenemos
entonces que la caída de precios de combus-
tibles impacta precisamente a la formación
de los costos marginales más altos. En 2014
Propuestas para enfrentar el nuevo escenario
Los cambios en los costos de la generación eléctrica
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Por José Venegas Consultor y asesor independiente en temas de energía y gas para Chile y Latinoamérica.
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un ciclo combinado con diésel marcaba un
costo variable de US$160 por MWh, hoy lo
hace a US$95 por MWh. Una turbina en
ciclo abierto, en tanto, costaba US$250 por
MWh y hoy cuesta US$140 MWh. Eso en
el corto y mediano plazo.
Por otro lado, a mayor plazo veremos fructi-
ficar los esfuerzos de la autoridad en impor-
tantes proyectos de energía convencional
como la interconexión SIC-SING y la central
El Campesino. Mejor aún, veremos la elimina-
ción de las congestiones del sistema troncal
tanto hacia el norte como hacia el sur, lo que
permitirá hacia 2019 que la gran afluencia
de energía solar (que dicho sea de paso está
llevando y llevará los marginales del norte a
casi cero en muchas horas) pueda propagar
su impacto hacia la zona central. Adicio-
nalmente, el tercer circuito Charrúa–Ancoa
permitirá traer desde el sur más recursos de
generación base hidro o carbón de bajo costo.
Todas ello sugiere un cambio en las pers-
pectivas del sector, y exige un cambio en las
estrategias de los agentes. Algunas suge-
rencias frente a este nuevo panorama:
1) Este año será un buen momento para que
los clientes libres piensen en renegociar las
condiciones de mediano y largo plazo de
sus contratos. Probablemente sea mejor
hacerlo hacia julio o agosto, cuando pasen
los efectos presentes de un otoño seco. Los
riesgos no han desaparecido, pero al mirar
hacia adelante debiéramos esperar mejores
precios que los de hace un par de años y con
menos traspasos de riesgo spot.
2) Se presenta un momento interesante para
que la generación convencional reevalúe sus
proyectos y se oriente a los de menor costo,
ya que vienen tiempos de márgenes más
estrechos para las tecnologías más caras. La
situación se ajusta, por ejemplo, para proyec-
tos con GNL, toda vez que sus precios han
caído en términos relativos mucho menos
que el diésel, que es su sustituto más caro y
quien le pone la vara del margen al GNL en
la operación diaria. Sigue sin ser claro que
Estados Unidos vaya a exportar mucho o a
bajar los precios. Hay que esforzarse más en
la eficiencia de los proyectos y en la nego-
ciación con los proveedores internacionales
de GNL.
3) Es un buen momento para que las ERNC
extremen la reducción de costos de sus tec-
nologías para retener márgenes. Pero, más
importante aún, deberán buscar la manera
de trabajar con los riesgos de localización y
de curva de carga y agregar valor a su oferta.
Ofrecer energía en el lugar y en la forma
que se genera aporta poco valor y traspasa
riesgos difíciles de evaluar por el cliente. Es
momento de hacer un armado inteligente de
paquetes de suministro ERNC que gestionen
los riesgos de inyecciones y retiros y, por lo
mismo, aspiren a traducirse en ofertas más
completas y más valiosas para los clientes.
Ojo que al bajar los combustibles, baja el
costo de las térmicas (y el valor del agua)
que sí son capaces de ofrecer energía todas
las horas del día.
Para complicar un poco la cosa la sequía
no amaina del todo y en el corto plazo las
congestiones se mantienen.
Fuente: Elaboración propia en base a información pública por CNE y CDEC-SIC.
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Diferencia media entre las dos curvas = 7,5 US$/MWh
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esulta muy grato constatar la gran diná-
mica que ha tomado el mercado eléctrico
nacional en los últimos años. En particular
el desarrollo de diversos proyectos de las
denominadas energías renovables. Teniendo en mente
principalmente a los nuevos entrantes, se ha comentado
en diversos ámbitos la complejidad del mercado eléctrico
chileno a nivel de su reglamentación, tanto tarifaria como
técnica, pudiendo verse incluso como una barrera de
entrada. En esta línea se puede constatar un aspecto
técnico que se está transformando en un gran desafío
para el desarrollo de nuevos proyectos, como es la propia
conexión de una nueva instalación a los sistemas eléc-
tricos chilenos, desafío incluso para aquellos actores ya
presentes en el mercado.
Es así como, a la complejidad propia de una interconexión
eléctrica, se suman una serie de requerimientos normativos
establecidos a través de un marco legal extenso, el que
incluso posee una dinámica de perfeccionamiento continuo
que introduce incerteza a los diseños.
Estos requerimientos de conexión consideran, entre otros,
la regulación de actividades de declaración de información
técnica, entrega de información de respaldo al cumpli-
miento de exigencias de diseño, estudios de seguridad
para verificar el desempeño apropiado del sistema in-
terconectado ante la conexión de la nueva instalación,
integración de la instalación al sistema de supervisión
global del respectivo sistema interconectado, pruebas in
situ para verificar parámetros relevantes a la operación
R coordinada o a la futura participación de la instalación en
la prestación de servicios complementarios.
Si bien este catastro resumido de actividades puede dar
la impresión de una tarea simple, la sola consideración
de más de medio centenar de documentos asociados a
un solo proyecto permite graficar la complejidad de las
tareas asociadas. Así, quien esté interesado en conectar
una nueva instalación no solo deberá tomar en considera-
ción los artículos o requerimientos establecidos en cada
documento, sino que además deberá ser capaz de orga-
nizarlos e integrarlos en una estructura compatible con las
actividades propias del proyecto y su desarrollo temporal.
De no tomarse las precauciones pertinentes, las empre-
sas no solo podrían evidenciar cambios imprevistos en
su proyecto, retrasos en la puesta en servicio, o incluso
restricciones operacionales en la operación; todo lo cual
indudablemente redundará en costos adicionales a los
inicialmente previstos o mermas en la operación comercial.
Resulta evidente que en este tema son las propias em-
presas interesadas en interconectar instalaciones, quie-
nes deberán velar por una temprana organización de los
procesos asociados con la etapas de diseño, ingeniería,
provisión de equipos, construcción y puesta en servicio;
procurando incorporar rigurosamente los requerimientos
establecidos y prever la flexibilidad suficiente a dichos
procesos tal que les permita adaptar el desarrollo del
proyecto ante eventuales cambios.
La conexión de centrales de generación a los sistemas interconectados
Por Gerardo Barrenechea, ingeniero civil electricista y Magister en Ingeniería Industrial de la Universidad de Chile. MBA de Esade, Barcelona, España.
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Informe Técnico
odrigo Miranda, profesor de la Escuela de
Ingeniería Eléctrica de DUOC UC plantea
que esta línea de productos está “en un
proceso de cambios en función de las inno-
vaciones tecnológicas con iluminación LED y con paneles
fotovoltaicos” que le dan mayor eficiencia energética.
De acuerdo al académico, la principal función de las
torres es ayudar a la actividad minera en terreno, “cum-
pliendo requerimientos ambientales de luz, según el tipo
de faena que se haga pues hay algunas que necesitan
mayor nivel de precisión y luminosidad”.
Miranda señala que uno de los desafíos es la incorpo-
ración de mayor cantidad de equipamientos desde China
para “poder traerlos a buen precio y tomar la innovación lo
más pronto posible”. A continuación se muestran algunos
modelos que se ofrecen actualmente en el mercado.
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Torres de iluminación
Luz eficiente para ahorrar energía en terreno
• Atlas Copco Torres de iluminación solar
transportables
Dentro de la línea de torres de ilu-minación con paneles fotovoltaicos, Rodrigo Aguilera, Product Manager
de la división APE de Atlas Copco, desta-ca los modelos QLTS de 4, 6 y 8 focos con tec-nología LED, con potencias de 52 W cada uno y pa-neles fotovoltai-cos de 500 y 750 W, dependiendo del modelo, con una vida útil ma-
yor a las 35.000 horas de uso.“Estos equipos son una alternativa
eficiente en el uso del recurso solar diferenciándose de las torres conven-cionales con motor diésel, pues captan energía durante el día para almacenar-los en baterías Heavy Duty (AGM), ubi-cadas en una caja hermética a prueba de agua y polvo”, plantea Aguilera.
En especialista explica que el ahorro de energía de este equipamiento “es permanente por el hecho de no existir consumo de combustible alguno ni de mantenimiento preventivo por el hecho de no existir piezas móviles en la ope-ración”, agregando que estas torres son utilizadas principalmente para el proceso de producción en proyectos de rajo abierto, siendo la industria minera el mayor demandante de este producto.
Más información: www.atlascopco.cl
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co.
• MTK Torre VB 9
Marco Tealdo Kenkel, gerente general de MTK, destaca el modelo VB 9, cuyos principales rasgos son su autonomía de 230 horas de trabajo continuo y la seguridad, “tanto para el trabajador como para su transporte, dado su mástil vertical”
“Esta torres posee una autonomía de más de 230 horas consecutivas de trabajo, con 4 focos de 400 Watts cada uno, que iluminan hasta 3.000 m2 a 20 Lux, ahorrando 75% de combustible, comparado con otras torres de iluminación tradicionales”, precisa el ejecutivo.
Cabe destacar que el equipo también “tiene la capacidad de interconexión para alimentar a otras torres gracias a su generador de 5 kVA con motor diésel, mientras que presenta estabilidad para trabajar con vientos de hasta 80 km/h, con interruptores on/off en forma independiente para cada foco”.
Añade que el equipo puede ser utilizado “tanto en las faenas mineras, donde se necesita gran autonomía y seguridad, como en el rubro de la construcción donde se realizan trabajos de diferentes tamaños y requerimientos, entre otros”.
Más información: www.mtk.cl
• Simma Magnum MLT 3060 K
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Sim
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MTK
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Más información: www.simma.cl
Hernán Castillo, Jefe Línea Gene-ración de Simma, menciona la torre Magnum modelo MLT 3060 K, cuyas características son sus cuatro focos de 1.000 Watts cada uno de haluro metáli-co, un estanque de combustible de 60 horas de autonomía (uso continuo); su motor Kubota Tier 4; un mástil de 9,14 metros de altura, y una potencia de 6 kW.
El ejecutivo señala que el motor Ku-bota puede trabajar hasta en terrenos de 4.300 metros de alturas, al igual que el alternador de 6 kW.
Dentro de sus aplicaciones prácticas, Castillo indica que esta torre se usa en faenas mineras, sirviendo de apoyo “para el desarrollo de actividades que deman-dan iluminación en los turnos de noche,
particularmente en movimiento de tie-rra, cuando están lejos de las fuentes de energía de las faenas, como, por ejemplo, canchas de acopio de mine-ral (carguío y trans-porte), y zonas de botaderos de mineral estéril”.
También tienen aplicación en cons-trucción, principalmente en las primeras etapas de los proyectos que se relacio-nan con la construcción de caminos de acceso, preparación de plataformas para campamentos y plantas de proceso.
ada cierto tiempo Siemens evalúa su plan estratégico en torno a las principales tendencia del mercado. Así, durante 2014 la compañía vivió una profunda revisión de sus objeti-vos que culminó con la presentación
de la Visión 2020, un enfoque que concentra actividades de crecimiento en los campos de electrificación, automatización y digitalización, potenciando así los mercados en los que hoy ya es líder.
La medida más concreta de la nueva estructura de Siemens se materializó con la eliminación de los cuatro tradicionales sectores de la compañía y la reducción del número de divisiones de 16 a 9, que hoy son Power and Gas, Power Generation Services, Wind Power and Renewables, Energy Management, Building Technologies, Mobility, Digital Factory, Process Industries and Drives y Healthcare.
Energy Management: integrando la matriz energéticaCon Andreas Eisfelder a la cabeza, la división Energy Management de Siemens Chile busca desarrollar soluciones que puedan hacer frente a los nuevos desafíos de los sistemas energéticos del país, entre ellos, el incremento del nivel de energías renovables, la generación distribuida y la estabilidad de las redes. Hoy, explica en la empresa, se requiere redes más inteligentes, modernizar las actuales y una gestión energética de principio a fin.
“Siemens Energy Management en Chile hoy parti-cipa en proyectos para mejorar la forma como se administra la energía, para lograr más eficiencia, más seguridad y reducir el impacto en el medio ambiente. La integración de las fuentes de ener-
permiten a la llamada “Fábrica Digital” realizar desarrollos de producto mucho más rápidos y eficientes. Servicios informáticos, software y so-luciones TI adquieren una importancia capital, ya que tienen una influencia considerable en todas las áreas de crecimiento futuras de Siemens.
Al mismo tiempo, la compañía continúa invirtiendo en innovación y desarrollo e iniciativas de mejora-miento continuo. De hecho, su inversión actual en I+D supera los € 4.000 millones, lo que le permite desarrollar 53.000 patentes y 9.000 inventos al año. Dos mil millones de personas utilizan a dia-rio, de forma directa o indirecta, alguno de sus productos o soluciones.
HOY LA COMPAÑÍA SE CENTRA EN TRES EJES PRINCIPALES: ELECTRIFICACIÓN, AUTOMATIZACIÓN Y DIGITALIZACIÓN, POTENCIANDO TODOS SUS MERCADOS CLAVES, EN ESPECIAL EL DE LA ENERGÍA.
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gía renovables no convencionales, tanto eólicas como fotovoltaicas y otras, es una de nuestras áreas de trabajo. Los grandes proyectos de trans-misión que permitirán llegar desde los centros de generación de energía, hasta los centros de con-sumo, hoy pueden ejecutarse con menor impacto y gran seguridad gracias a nuestras tecnologías. En la distribución en ciudades estamos apoyando la implementación de redes inteligentes, más flexibles y adaptables, mejorando la calidad de servicio para los usuarios de la energía”, comenta el gerente de Energy Management de Siemens, Andreas Eisfelder.
Para lo anterior, en el área de digitalización Sie-mens ofrece soluciones de software/IT para control y análisis de redes; en automatización, sistemas de protección, comunicación y dispo-sitivos de campo. En materia de electrificación, en tanto, destacan soluciones de transmisión continua de alta tensión (HVDC), de acceso a red, subestaciones aisladas de gas y aire, entre otras.
En electrificación y automatización, en muchos de cuyos mercados Siemens ocupa ya una clara posición de liderazgo, los mercados para peque-ñas turbinas de gas y parques eólicos marinos son áreas de crecimiento que se benefician de la creciente demanda de un suministro de energía eléctrica seguro y sostenible. En la industria de procesos, las soluciones de automatización y de accionamiento de Siemens, por ejemplo, ofrecen grandes posibilidades de explotar aún más este mercado. También el mercado de la extracción no convencional de petróleo y gas abre a la compa-ñía potenciales de crecimiento atractivos.
Siemens desea asimismo explotar al máximo el potencial de la creciente digitalización, no solo en la producción. El software y las simulaciones
Siemens apuesta por el futuro de la energía y la digitalización
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Andreas Eisfelder, Energy Management Siemens Chile.
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Energía
Evento internacional realizado en Viña del Mar abordó la necesidad de avanzar hacia una política nacional integrada del recurso hídrico. Además, se presentó la iniciativa del Banco Mundial para planificar inversiones para generar electricidad con aguas residuales.
as modificaciones que el Go-
bierno alista para contar con una
nueva institucionalidad hídrica y
el uso alternativo del agua en el
sector energético fueron los principales temas
abordados en la segunda jornada del encuentro
internacional Water Week Latinoamérica 2015,
organizado por Fundación Chile y realizado en
Viña del Mar.
El evento tiene el objetivo de explorar los desafíos
en temáticas hídricas y soluciones concretas que
puedan ser aplicadas en la región. Así, uno de los
ejes que abordó fue la gobernanza del agua y el
nexo de este recurso con la energía.
Carlos Estévez, director general de Aguas del
Ministerio de Obras Públicas, detalló los cambios
legislativos que impulsa el Gobierno para cambiar
la institucionalidad de los recursos hídricos en el
territorio y así crear una política nacional integrada
en el manejo del agua.
“Desde la perspectiva legal hemos estado tra-
bajando en el Congreso en la intensificación del
carácter de bien nacional público de las aguas,
además del tema de información, fiscalización y
Lsanciones. Del mismo modo, la gestión integral del
recurso hídrico es un proyecto de ley que requiere
ir de la mano de una institucionalidad hídrica. Y, en
el caso de glaciares, ingresó un proyecto sobre la
materia”, explicó Estévez.
En los cambios al uso del agua, el director in-
dicó que algunos de los cambios en el sector
son: “separar recursos para agua potable y para
preservación de ecosistemas, prohibir el cambio
de concesiones de agua reservada, establecer
mecanismos de extinción de derechos de cadu-
cidad, y la obligación de entregar información a
la administración por los usuarios de agua, entre
otros puntos.
También se contempla un sistema de medición
de caudales online, que deberá ser entregado por
Temas expuestos en Water Week 2015
Nueva institucionalidad hídrica y usos alternativos para energía
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Water Week Latinoamérica se realizó en el Hotel Sheraton Miramar de Viña del Mar.
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los usuarios del recurso hídrico, dependiendo de
la cantidad de litros, mientras que se propone una
fiscalización que cuente con el auxilio de la fuerza
pública, además de un aumento de las multas.
En cuanto al proyecto de ley de glaciares, Estévez
dijo que se plantea una clasificación administrativa
de glaciares de tres tipos: los de parques naciona-
les y en áreas de reserva virgen, los que pueden
ser declarado reserva estratégica glaciar por la
autoridad y los que no estén en estas dos primeras
categorías, deberán pasar por la resolución de
impacto ambiental.
Otros puntos dentro de la nueva institucionali-
dad que prepara el Gobierno es la elaboración
de los anteproyectos sobre organizaciones de
usuarios de agua y sobre gestión integrada del
recurso hídrico.
Usos alternativosPosteriormente, Anna Delgado-Martin, Technical
Specialist Water del Banco Mundial, mostró a los
asistentes los detalles de la iniciativa del organis-
mo internacional, Thirsty Energy, cuya finalidad
es la de asegurar la provisión de energía con la
menor disponibilidad de agua, identificando las
sinergias de la administración de los recursos
hídricos y energéticos.
La ejecutiva destacó a Revista ELECTRICIDAD
el uso alternativo de agua para generar electri-
cidad: “En las centrales térmicas se puede usar
la alternativa de aguas residuales después de
ser tratadas, lo que se utiliza en México, donde
la planta de tratamiento recibe ingresos extra
de la central térmica y esta paga mucho menos
de lo que le costaba el agua subterránea. Este
mecanismo es más sostenible para el futuro y el
ecosistema”.
La especialista sostuvo que la iniciativa Thirsty
Energy está dando sus primeros pasos en Sudáfri-
ca, China y Marruecos, donde la idea es planificar
las inversiones y proyectos para generar energía
con aguas residuales tratadas, para después re-
comendarlos en otros países.
La aplicación de aguas servidas también tiene el
potencial de funcionar en el sector del biogás y
termoeléctrico. “Todas las plantas térmicas tienen
sistemas de enfriamiento para cerrar el ciclo de
vapor para mover las turbinas, por lo que se puede
utilizar el agua residual de plantas de tratamiento
para este proceso, sin usar agua dulce de ríos”,
indicó Anna Delgado-Martin.
“El sector energético no solo necesita agua, sino
que también si no se maneja correctamente pue-
de causar graves problemas de contaminación
de recursos hídricos, por lo que necesitamos
de regulaciones que sean fuertes para evitar
cosas como estas en el futuro. El desafío es
cómo planificamos las inversiones para tener
una infraestructura más sostenible”, concluyó la
representante del Banco Mundial.
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Carlos Estévez, director general de Aguas del MOP.
Anna Delgado-Martin, Technical Specialist Water del Banco Mundial.
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Estudio de cuencasidentifica potencial hidroeléctrico de 11.000 MW
El Ministerio de Energía presentó los resultados de la primera etapa del estudio de cuencas del país, realizado con la Univer-sidad Católica de Chile y el consorcio Teco Group. Este trabajo fue encargado por la División de Desarrollo Sustentable del Ministerio de Energía, liderada por Nicola Borregaard.En esta primera etapa se identificó un potencial hidroeléctrico de 11.000 MW entre los ríos Maipo y Yelcho, es decir, sin contar a la Región de Aysén. Además, se estableció que en el 10% del territorio de las cuencas analizadas se encuentra aproximada-mente el 60% de este potencial. De las 12 cuencas analizadas, 7 de ellas (Bueno, Valdivia, Puelo, Toltén, Maule, Yelcho y Bío Bío) suman un potencial de 8.200 MW. La Región de Aysén también fue incluida en este análisis de forma independiente, registrando un potencial hidroeléctrico de 5.000 MW.
Exploration Forum 2015 analizó desafíos en exploración de Enap y en geotermia
Los desafíos en la exploración que tiene Enap y el sector geotér-mico en el país fueron parte de los temas que se revisaron en la octava versión del Exploration Forum, organizado por el Grupo Editorial Editec y Cesco, donde se analizaron las inversiones que debe realizar la empresa pública en hidrocarburos y el sector privado en la generación eléctrica desde fuentes geológicas.Marcelo Tokman, gerente general de Enap, señaló que este año invertirán más de US$300 millones en perforación de pozos y producción de hidrocarburos, especialmente no convencionales en Tierra del Fuego, mientras que el director de la empresa Geopark, Pedro Aylwin, se refirió a los desafíos de exploración que se realizan en Tierra del Fuego como socios de Enap.Por su lado, José Manuel Soffia, presidente del Consejo Geotér-mico de Chile, aseguró que esperan que en 2017 “haya sobre 13.000 MW instalados a nivel mundial”. Soffia estableció una serie de propuestas para destrabar el negocio, como permitir el acceso al mercado mediante licitación de bloques de energía (PPA), mitigar el riesgo exploratorio mediante seguros a pozos fallidos y desarrollar programas de mitigación de riesgos.
Presidenta Bachelet y ministro Pacheco firman decreto de interconexión SIC-SING
La Presidenta Michelle Bachelet, junto al ministro de Energía, Máximo Pacheco, firmó el decreto que fija el plan de expansión 2014-2015, estableciendo, entre otras obras, la interconexión SIC – SING, señalando que “gracias a la interconexión se podrá dar un uso más eficiente a la infraestructura, mejorar el desa-rrollo conjunto de las obras de generación y transmisión, quedar menos expuestos a riesgos hidrológicos o de falta de suministro de gas, y fomentar la penetración de las energías renovables al facilitar la conexión de proyectos eólicos y solares”. Por su lado, Pacheco destacó que “a menos de un año de la presentación de la Agenda de Energía, se está sellando el decreto que da el “vamos” y el comienzo de la construcción a esta obra.
Camchal realiza quinta versión del diplomadoEuropean Energy Manager 2015
El 5 de mayo comenzó la quinta generación del diplomado
European Energy Manager (Eurem) en Chile, organizado por la
Cámara Chileno-Alemana de Comercio (Camchal), cuyo obje-
tivo es identificar los puntos clave para el mejoramiento de la
eficiencia energética en procesos, instalaciones y edificaciones
de empresas e implementar una gestión energética sustentable
bajando el consumo. El curso finaliza el 1 de octubre y está
dirigido a ejecutivos del área gerencial y operacional en empre-
sas e instituciones públicas y privadas, gerentes de planta y/o
de operaciones, jefes de producción, encargados de procesos,
ejecutivos de mantenimiento, jefes de administración, encargados
de medio ambiente y consultores.
Cigré realizará seminario sobre impacto y desafíos de la generación distribuida
El 14 de mayo el Comité Chileno del Cigré realizará el seminario “Impactos y desafíos de la operación de la generación distri-buida” en el edificio de la Sofofa, donde se abordarán aspectos relacionados con pequeños y medianos generadores, redes de distribución y subtransmisión, además de la predicción de generación eléctrica. Se espera la asistencia de 280 personas y entre las empresas que expondrán se encuentra Chilectra, First Solar, Grupo Saesa y SunEdison y entre los organismos, estará CDEC SING, CNE, Ministerio de Energía, Caiso (EE.UU.), Apemec y el Centro de Energía de la Universidad de Chile.
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Almacenamiento de energía: Tema obligado por irrupción de las ERNC
La irrupción de las ERNC está planteando desafíos al sistema eléctrico nacional, entre ellos el almacenamiento de energía cuyo fin es precisamente permitir una mayor penetración de este tipo de fuentes logrando estabilidad y seguridad para el sistema. Ese fue precisamente la premisa para que Valhalla Energía organizara un seminario en torno al respaldo energético, tema que convocó a cerca de 100 personas en el Hotel Intercontinental.En la oportunidad el secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía, Andrés Romero, aclaró que la próxima licitación (cuyo llamado se realizará en mayo) debería aspirar a cerrar acuerdos por bloques de 24 horas y no por bloques por hora.
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Bajo el nombre de “Almacenamiento de Energía: El nuevo impulso para la expansión de las ERNC”, la empresa chilena Valhalla desarrolló un seminario con los principales expertos en la industria energética.
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AGENDA JUNIO / JULIO
Rijn Capital interconectó planta solar San Pedro III
Tras la conexión al SING, la planta de 33,67 MWp generará más de 100 GWh al año.Rijn Capital Chile puso en mar-cha la construcción de la planta solar San Pedro III (Solar Jama Fase I) en septiembre de 2014 y aseguró US$104 millones en financiamiento a largo plazo de CorpBanca. El acuerdo incluía San Pedro III Fase II (de 22,59
MWp), la que iniciaría la cons-trucción tras la obtención del permiso ambiental.Rijn Capital Chile está en el curso de la negociación de acuerdos de compra de energía para las plantas fotovoltaicas, de lo contrario la electricidad se venderá en el mercado spot, aseguró el gerente general, Jor-ge Amiano.
CDEC- SIC espera fusionarse con CDEC-SING a fines de 2017
El presidente del directorio del CDEC-SIC, Sergi Jordana, sos-
tuvo que a fines de 2017 esperan materializar la unión con el
CDEC-SING, en el marco de la interconexión de ambos sistemas
eléctrico. “Enfrentaremos los desafíos que nos impondrá la
interconexión con el CDEC-SING, que implicará un importante
esfuerzo en la homologación de procedimientos, modelos, bases
de datos, planes de recuperación de servicios, planes de defensa
contra contingencias extremas entre ambos CDEC, de tal forma
de converger hacia fines de 2017 en el futuro CDEC nacional,
como lo han afirmado las autoridades del sector, afirmó Jordana.
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Informe Técnico
s el sector ERNC que
más crece después de
la energía eólica y so-
lar. Se trata de las mini
hidro o pequeñas centrales hidráulicas
(aquellas conectadas a la red eléctrica
con potencia menor a 20 MW) y que entre
marzo de 2014 y 2015 han aumentado
en 92 MW su capacidad instalada en el
país, pasando de 246 a 338 MW en dicho
período, de acuerdo a los datos del Centro
Nacional para la Innovación y Fomento de
las Energías Sustentables (Cifes).
Según registros de Apemec, actualmente
existen 80 mini hidro operando; 57 MW
están en construcción; 337 MW cuentan
con la resolución ambiental aprobada y
215 MW están en calificación.
Esta fuente ERNC utiliza la energía del
agua para la generación de energía eléc-
trica, a partir del movimiento de turbinas
y generadores que permiten aprovechar
la energía cinética.
El principal requerimiento para imple-
mentar esta tecnología es el acceso a
caídas de agua o cauces con posibilidad
de embalsamiento. Se pueden obtener
factores de planta entre 34% y 56%, con
un máximo de disponibilidad de 98% y
una eficiencia en la conversión de energía
de hasta 92%, indica Cifes. La tecnología
de las mini centrales hidráulicas funcio-
na a partir de un generador, que es una
turbina que se adapta a las condiciones
particulares, porque las potencias son
relativamente bajas en el sector.
Según Cifes, los costos de inversión de las
mini hidro “son bastante variables, encon-
trándose entre US$2.000 y US$7.500
por kW para proyectos entre 1 y 10 MW,
y entre US$1.750 y US$ 6.250 por kW
para proyectos mayores a 10 MW. Por
su parte, los costos de operación y man-
tenimiento anuales varían de US$35 a
US$85 por kW”.
Rafael Loyola, director ejecutivo de Ape-
mec, destaca a Revista ELECTRICIDAD
que el sector “está partiendo el año con
absoluto optimismo por las grandes opor-
tunidades de crecimiento. De entre todas
las ERNC, la tecnología mini hidro es una
de las que más interés despierta entre
los inversionistas, tanto por su impacto
acotado como por su mayor factor de
planta en comparación con plantas eó-
licas y solares”.
Como perspectiva, el ejecutivo señala
la idea de que el sector participe en la
reforma al Código de Aguas, ley de Aso-
ciatividad y en el nuevo marco para la
transmisión.
Loyola destaca el interés despertado por
Expo Apemec 2015, a desarrollarse el 17
y 18 de junio en Espacio Riesco, donde
ya confirmó su presencia el Ministro de
Energía, Máximo Pacheco. En esta ver-
sión el lema es “100 nuevas mini hidro
para Chile”.
Capacidad instalada de esta ERNC aumentó 92 MW desde marzo del año pasado y este año superará los 400 MW, en un escenario de mayores inversiones y de cambios legales.
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Crecimiento y perspectivas 2015
Nuevas oportunidades y desafíos para el sector mini hidro
Central Mallarauco es una de las 80 mini hidro que actualmente operan en el país, con una capacidad instalada que llega a un total de 338 MW.
Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.
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Actores
• Etymol
En Chile uno de los proveedores de este sector es Etymol, quienes entregan servicios de ingeniería para la generación mini hidráulica, especializándose en turbinas Kaplán vertical, axiales y bulbo.
Lorenzo Sáenz, gerente general de Etymol, indica a Revista ELECTRICI-DAD que actualmente “estamos tratando de desarrollar una turbina para tratar de cubrir la falta de oferta en este rubro, que puedan funcionar en canales y ríos. Hay muchas mini hidro con turbinas de hace 20 años atrás, siendo que hay empresas en el país que han desarrollado sistemas tipo balsa, que flotan y que pueden ser usadas”. En este momento trabajan con Endesa y la experiencia ha sido buena, explica el ejecutivo.
Más información: www.etymol.com
• Zeco
Felipe Donoso, Business Deve-lopment Manager de Errázuriz Aso-ciados, representantes de Zeco en Chile, señala que el mercado mini hidro “empezó a sentir el respaldo del Gobierno al desarrollo de estas iniciativas. Dado los buenos factores de planta y el conocimiento que hay en el mercado local, vemos que mu-chos desarrolladores y empresas se están interesando por este tipo de proyectos”.
Zeco diseña y construye mini cen-trales y actualmente cuentan con un total de 20 MW instalados en el norte, sur y zona centro, “con proyeccio-nes de poner un par de máquinas
más este año”, explica Donoso, quien agrega que ha existido un avance en el mercado de soluciones integradas, ”desde las válvulas de corte hasta los generadores, con turbinas y sistemas eléctricos”.
“Suministramos el proyecto que Codelco licitó en la mina El Salvador, con una central de 3 MW y estamos instalando dos máquinas en el proyec-to Mulchén y en la central La Montaña, en Curicó”, precisa Donoso.
Más información: www.zeco.it
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Zec
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Equipamiento de la empresa italiana Zeco.
Mini central de pasada de generación hidroeléctrica.
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.Tuberías
• Krah
Arturo Meneses, gerente técnico de Krah, empresa constructora de tuberías, señala a Revista ELECTRICIDAD que la mini hidro es una “industria en plena expansión”, donde la actual tendencia es hacer la tubería, en vez de los tradicionales canales para transportar el agua.
“Aunque pudiese ser más caro inicialmente, colocar tubería es un elemento rentable, porque un sistema cerrado le da más garantía a la seguridad de operaciones adicionales a las que tiene un canal normal, así que es un elemento que puede compensar a las inversiones iniciales”, argumenta.
En cuanto a la ingeniería de estos equipos, Meneses plantea que los mayores desafíos van por el lado de las obras “para que estas sean del más bajo impacto medioambiental posible en la etapa de construcción”, además de la consideraciones de sismicidad para las ubicaciones topográficas.
Una de las soluciones de Krah es la tubería soldada por electrofusión, que está incorporada a los proyectos de mini hidro.
Más información: www.krah.cl
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Kra
h.
Tuberías de Krah listas para ser instaladas en terreno.
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Construcción
Consultoría
• STE-Energy
• BMG Consultores
STE-Energy se dedica a la cons-trucción de mini hidro en el país. Ya han levantado 11 centrales de este tipo para diferentes desarrollado-res, sostiene el gerente general de la empresa, Eduardo Fredes.
La compañía es proveedora de equipamiento de Media y Alta Ten-sión, turbinas hidráulicas, tableros de control, telecomunicaciones, puentes grúas, generadores, y sistemas de corriente alterna y continua.
“Hemos evolucionado en los software de control de las centrales con sistemas propios como el Ste-
Guardian y el Ste-Manager, pero lo más interesante es la turbina VLH, que genera hasta 500 kW con un caudal de 10 m3 y una caída de 1,4 metros”, asegura el ejecutivo.
En cuanto a compuertas, Fredes destaca las de tipo vagón, radiales, y limpia rejas, que cuentan con “ac-cionamiento hidráulico operado de manera local, remota y/o automática y accionamientos programados o en función de parámetros medibles”.
Más información: www.sorgent-e.com
Carlos Bonifetti, ingeniero de pro-yectos de BMG Consultores, explica que la ingeniería del sector considera el trabajo de consultoría que abarca desde el estudio de terreno hasta la ingeniería de detalle, que consideran estudios hi-drológicos de cuencas, “para ver qué potencia hay en el recurso en cuanto al salto y caudal, además de antecedentes
estadísticos y aforos de la cuenta y, a partir de ese dato, se diseña una central”.
El especialista dice que también se desarrollan estudios de terreno, análisis del punto exacto de la bocatoma, ingenie-ría de la toma de presión y de la casa de máquinas. “Desarrollamos estudios de prospección, de sitios, hasta pasar por la hidrología, estudios de pre factibilidad
y de ingeniería para desarrollar proyec-tos. Estamos realizando tres proyectos paralelos en distintas etapas. Hemos actuado en alrededor de seis centrales funcionando”, precisa Bonifetti.
Más información: www.bmgconsultores.cl
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STE-Energy ha participado entregando el equipamiento para once centrales mini hidro en el país.
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Las auditorías energéticas que se entregarán este año permitirán radiografiar con mayor precisión los consumos del sector. Esta es la piedra angular para lograr metas a 2025.
egún el informe “Proyección del
consumo de electricidad en la
minería del cobre 2014-2025”
de Cochilco, este crecerá de
21,9 TWh a 39,5 TWh en el período 2014–2025,
a una tasa de 5,5% anual. Sin embargo, estas
cifras están sujetas a la concreción de los pro-
yectos mineros en curso y en carpeta. Por eso,
el mismo estudio también estima el consumo
máximo de electricidad que se podría dar para
el mismo período, siempre y cuando la mayoría
de los proyectos de inversión se materialicen: el
consumo alcanzaría 46,3 TWh en 2025, con un
crecimiento de 6% anual. Por último, la proyección
a la baja, en el caso que algunos proyectos no se
concreten, cifra el crecimiento del consumo en
4,3%, alcanzando los 22,9 TWh en 2025.
En cualquiera de estos escenarios, la situación es
clara: la energía es un insumo clave y la eficiencia
energética es un factor determinante para mitigar
los impactos. Con este panorama en mente, los
Sactores involucrados ya delinearon las tareas: infor-
mes de consumos, auditorías energéticas, y Ley de
Eficiencia Energética.
Consumo mineroJoaquín Villarino, presidente del Consejo Minero, ex-
plica a Revista ELECTRICIDAD que el informe 2014
“Construcción de Eficiencia Energética en Minería”
período 2007-2013 de Cochilco es un paso relevante
para el sector ya que evaluó la intensidad del con-
sumo de energía, corregido según las condiciones
del entorno.
“Por ejemplo, habitualmente el consumo de combus-
tible de camiones mineros se medía solo en relación
con las toneladas transportadas de mineral extraído,
Codelco y Collahuasi tienen experiencias concretas
Eficiencia energética en minería muestra avances
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Con la implementación de la ISO 50001, la última auditoría energética efectuada por Collahuasi arrojó que en Correas de Embarque de Puerto Patache se aumentó un 59% la eficiencia.
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dando como resultado un aumento de 17,3%
entre 2007 y 2013. En cambio, el mencionado
estudio de Cochilco incluyó las toneladas trans-
portadas de lastre y corrigió de acuerdo con los
kilómetros recorridos, que dependen del tama-
ño del rajo, dando como resultado un aumento
del consumo de combustible de solo 3,7% en
el mismo período. Sofisticaciones adicionales
permitirían, por ejemplo, ajustar los valores según
la pendiente del rajo”, detalla Villarino.
Otro avance lo constituye un segundo estudio de
Cochilco sobre eficiencia energética en minería,
el que se espera sea publicado este año con la
información recopilada hasta 2014.
Cifras de ahorroUn paso más allá se pretende dar con una me-
dición de la eficiencia energética en el sector
minero. Para esto se estableció un acuerdo entre
el Ministerio de Energía y el Consejo Minero, con
la participación de las compañías mineras y la
Agencia Chilena de Eficiencia Energética para
realizar auditorías.
Ignacio Santelices, jefe de la División de Eficiencia
Energética de la cartera ministerial asegura a este
medio que “la mayoría de las empresas mineras
han cumplido con lo acordado en el convenio
y se espera que estas terminen sus auditorías
este semestre. Con ello obtendremos una buena
retroalimentación para la formulación de nuestro
proyecto de ley sobre Eficiencia Energética”.
Bernardita Fernández, gerente de Asuntos Cor-
porativos de la Compañía Minera Doña Inés de
Collahuasi ahonda en el estudio al que fueron
sometidas sus operaciones: “Se aprobó la primera
auditoría de mantención de la ISO 50001 en
Puerto Patache. Cabe destacar que Collahuasi
es la única empresa minera a nivel nacional con
dicha certificación”.
En Collahuasi aseguran que lograron los siguien-
tes ahorros en eficiencia energética, comparán-
dolos con su línea base:
• Planta de Molibdeno Puerto Patache au-
mentó un 36% su eficiencia, equivalente
a 5.118 MWh/año de ahorro energético.
• Planta de Filtrado Puerto Patache au-
mentó un 47% su eficiencia, equivalente
a 1.756 MWh/año de ahorro.
Agenda de Energía y metas pendientes
El ministro de Energía, Máximo Pa-checo, ha señalado en varias ocasio-nes que el gran desafío pendiente, de lo comprometido en la Agenda de Energía, es la eficiencia energética. Cabe recordar que el documento planteó una meta de ahorro de 20% a 2025 considerando el crecimiento esperado en el consumo de energía del país para esa fecha. Así se com-
prometió una Agenda de Eficiencia Energética que permitiría ahorrar un total de 20.000 GWh/año. Además, se señaló el desarrollo de un “Cluster de Eficiencia Energética” con em-presas que desarrollen soluciones focalizadas en aquellos segmentos de la cadena de valor donde exista el mayor impacto, como es el sector minero.
Joaquín Villarino, presidente del Consejo Minero.
Diego Lizana, director ejecutivo de la Agencia Chilena de Eficiencia Energética (AChEE).
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• Correas de Filtrado Puerto Patache au-
mentó un 11% su eficiencia, equivalente
a 128 MWh/año de ahorro.
• Espesado y Acumulación Puerto Patache
aumentó un 39% su eficiencia, equivalente
a 2.059 MWh/año de ahorro.
• Correas de Embarque Puerto Patache
aumentó un 59% su eficiencia, equivalente
a 1.527 MWh/año de ahorro.
En tanto en Codelco, explica Francisco Danitz,
gerente de Energía y Recursos Hídricos, han
incorporado la eficiencia energética en su sistema
de inversiones de capital mediante una normativa
interna que exige desarrollar informes de eficien-
cia energética en cada etapa de un proyecto,
norma que fue actualizada en 2013.
Adicionalmente, detalla Danitz, existen diversas
iniciativas asociadas a recambios de equipos
más eficientes, especialmente motores, correas
transportadoras e incorporación de variadores
de frecuencia. A estas se suman otras medidas
relacionadas a mejoras operacionales, como por
ejemplo optimización del funcionamiento de la
flota de camiones o la priorización en uso de
molinos convencionales según nivel de eficiencia
energética.
Y en cuanto a recuperación de energía, explica el
especialista de Codelco, actualmente desarrollan
un proceso de licitación para una mini central de
relaves, la que generará energía eléctrica usando
la energía mecánica contenida en el transporte
de esos relaves. “Con este proyecto Codelco será
pionero mundial en recuperación de energía del
transporte de relaves”, relata Francisco Danitz.
Ley de Eficiencia EnergéticaEn este momento y tal como lo comprometió la
Presidenta Michelle Bachelet en la Agenda de
Energía, el Gobierno prepara la ley de Eficien-
cia Energética que tiene planificado su envío al
Congreso Nacional para el cuarto trimestre de
este año.
Diego Lizana, director ejecutivo de la Agencia
Chilena de Eficiencia Energética (AChEE), ex-
plica que los datos que arrojen las auditorías de
las compañías mineras serán claves para la for-
mulación de esta ley. “La gran minería tiene un
compromiso firmado que será vinculante cuando
aparezca la Ley de Eficiencia Energética. Res-
pecto a la mediana minería, los problemas son
otros, principalmente capacidad de inversión y
capacidades técnicas”, concluye Lizana sobre
los principales desafíos.
Consumo de electricidad en la minería del cobre crecerá de 21,9 TWh a 39,5 TWh en el período 2014–2025, a una tasa de 5,5%
anual, según proyección de Cochilco.
Francisco Danitz, gerente de Energía y Recursos Hídricos de Codelco.
Ignacio Santelices, jefe de la División de Eficiencia Energética del Ministerio de Energía.
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Cuarta versión de la Feria Internacional de Tecnologías energéticas mostró las novedades en soluciones para el sector ERNC, con la presencia de expositores estadounidenses, chinos y latinoamericanos, además de abordar algunos de los temas de interés para la industria local.
a experiencia de Estados Uni-
dos en el desarrollo del net me-
tering y los costos que significa
el retraso en la extensión de la
franquicia tributaria para la instalación de paneles
solares en el sector residencial fueron algunos
de los puntos destacados en el programa del
seminario efectuado en la cuarta versión de la
Feria Internacional de Tecnologías Energéticas,
IFT Energy 2015.
El evento, organizado por Kallman Wolrdwide
Chile −que contó como medios oficiales a las
Revistas ELECTRICIDAD y MINERÍA CHILENA,
pertenecientes al Grupo Editorial Editec− se de-
sarrolló durante cinco días en Espacio Riesco con
la presencia de 56 expositores.
Durante la segunda jornada se abordó el tema
“Los nuevos desafíos de la energía solar con miras
a 2030”, donde el presidente de Acesol, Andrés
Bogolasky, planteó la necesidad de acelerar la
extensión de la franquicia tributaria para incenti-
var la instalación de paneles solares en el sector
residencial.
LSegún el ejecutivo, no contar con la franquicia genera
un impacto “de no utilización de recursos fiscales,
que estaban disponibles para este fin, en torno a los
$4.500 millones”.
“La iniciativa contempla, entre 2015 y 2019, en torno
a $28.000 millones, de los cuales $5.800 millones
están considerados para ser gastados en 2015 y
$12.000 millones en 2016, pero debido a este atraso
hay muy pocas empresas constructoras que están
tomando la determinación de incorporar estos siste-
mas solares”, precisó Bogolasky.
A su juicio, la inexistencia de la franquicia afecta a unas
6.000 viviendas que no pueden contar con sistemas
solares térmicos, por lo que “es fundamental utilizar
Foto: Roberto Valencia-Revista ELECTRICIDAD.
La ceremonia inaugural de IFT Energy 2015 fue encabezada por Tom Kallman, presidente y CEO de Kallman Wolrdwide Inc.
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Net metering y franquicia tributaria de paneles solares destacaron en IFT Energy 2015
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los recursos disponibles y no perder una oportunidad
dorada como la que estamos enfrentando”.
Generación distribuidaOtro tema importante para Acesol es la generación
distribuida, conocida en Chile como Net Billing. Bogo-
lasky sostuvo que esta ley “no se trata de net metering,
sino que se trata de net billing, porque el precio que
está recibiendo quien inyecta energía a la red está en
torno a 50% del precio de lo que la persona le está
pagando a la distribuidora, dado que la tarifa BT1
(residencial), incluye la tarifa de la potencia y energía,
por lo que están separados”.
La experiencia estadounidense de net metering en
Estados Unidos fue mostrada por Daniel González,
director de programas hispanos de Solar Energy In-
ternational, una organización destinada a la formación
de capital humano para el manejo de ERNC.
Según el especialista, el net metering en el país nor-
teamericano avanza hacia el modelo de leasing: “Hay
una mayoría creciente de propietarios residenciales
en los cuales se instalan estos sistemas, que son
propiedad de terceras partes. Una de las grandes
compañías en este modelo de leasing es Solar City,
que estoy seguro de que va a terminar instalada en
Latinoamérica, en la medida en que los mercados
sigan creciendo”.
“Hay distintas opciones en las cuales se interactúa
con los propietarios, como PPA, bajo los cuales el
propietario de la residencia adquiere el 100% de la
potencia generada por estos sistemas, mediante un
compromiso de 20 años”, explicó González.
“El net metering en Estados Unidos continúa evolucio-
nando, pero el funcionamiento administrativo permite
que se decida a nivel estatal cuál política adoptan en
este tema. En Chile, la discusión es distinta en tamaño
de sistema y cómo se relacionan con los beneficios
asociados”, precisó.
González aseveró que es necesario que la Ley de
generación distribuida en Chile “tome nota de cómo
se van a instalar los procesos de permisos. A medida
que se avance en Chile en esta industria se van a
rebajar los costos relacionados con la instalación final
de estos sistemas”.
En esta línea, concluyó con la relevancia de contar con
una ventanilla única de autorizaciones para instalar los
sistemas en residencias para optimizar el proceso de
instalaciones y costos que en Estados Unidos llega
a un promedio de US$3,60 por Watt instalado.
Ricardo Ortega, presidente LATAM de Kallman Wolrwide Inc.; Jimena Jara, subsecretaria de Energía, y Jorge Goth, director de Conferencias del Grupo Editorial Editec.
Andrés Bogolasky, presidente de Acesol.
Daniel González, director de programas hispanos de Solar Energy International.
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IFT ENERGY 2015 CONGREGÓ A LAS EMPRESAS MÁS DESTACADAS DE LA INDUSTRIA ENERGÉTICAEntre el 8 y 10 de abril se realizó una nueva versión de la Feria Internacional de Tecno-logías Energéticas, IFT Energy 2015, una de las exposiciones más importantes de la industria energética en Latinoamérica.
Organizada por Kallman Worldwide Chi-le, la versión 2015 de IFT – Energy resultó la plataforma ideal para que las empresas más importantes del sector presentaran su oferta de productos y servicios.
1. BBOSCH Jaime Niño, Nicolás Cárdenas y José Canelo de B. Bosch
2. FIRST SOLAR Juan Esteban Acevedo y Trisha Anderson de First Solar
3. JINKO SOLAR José Ewing, Carlos Arguedas y Víctor Sobarzo de Jinko Solar
4. RELIABLE Turbine Services Ricardo Ibáñez e Ivannia Petricio de Reliable Turbine Services
5. SCHNEIDER Electric Bruno Eitel, Freddy Cañizales, Agostina Mari y Alejandro Iza de
Schneider Electric
6. SMA Marco Wittich, Daniel Rosende y Jorge García de SMA South
America SPA y Artur Madej, Sybac Solar.
7. SUN EDISON Raquel Jano, Alfonso Muñoz, Marisa González y Kristina Chara-
penco de Sun Edison
8. TRITEC INTERVENTO Marcelo Medel y Rodrigo de la Fuente, de Tritec Intervento; Valeria
Escobar, Grupo Editorial Editec y Ariel Veloso, Tritec Intervento.
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s indudable que nuestro país requiere contar
con una mayor capacidad de generación de
energía y a su vez, más y mejores redes de
transmisión, que en suma permitan reducir o
mantener los niveles del costo de la energía. En este contexto, la
relación entre los pueblos indígenas y los proyectos de energía,
ha sido y será una constante en Chile, dado que gran parte
de estos proyectos se emplazan en zonas con alta presencia
indígena.
El mayor proyecto de gene-
ración construido hasta la fe-
cha, la Central Ralco, situada
en plena zona indígena (Alto
Biobío) y cuya implementa-
ción es considerada por parte
importante del pueblo mapu-
che, como una decisión que
no los contempló de forma adecuada. Este proyecto significó
la inundación de sitios ancestrales, la relocalización forzada de
familias y comunidades indígenas, y un sentimiento de injusticia
al percibir que las condiciones de vida no mejoraron como se
les prometió, y que el proyecto significó en muchos casos
desarraigo y divisiones entre las comunidades.
A esto se suma la falta de reconocimiento y valoración que
perciben los pueblos indígenas, respecto de sus culturas,
instituciones y territorios, lo que complejiza aún más el desafío
de lograr puntos de encuentro que permitan hacer frente a la
necesidad de contar con energía suficiente para proyectarnos
hacia el futuro.
E El desafío es tan evidente que de los 15 proyectos actual-
mente en consulta indígena, 12 corresponden a energía, y se
espera que otros 8 puedan iniciar consultas en los próximos
meses. En total estos 20 proyectos suman más de 1.000
MW en proyectos eólicos, 630 MW en hidroelectricidad y
1.100 kilómetros de líneas de transmisión.
En este contexto, el Convenio N° 169 de la OIT no debe
ser visto como una amenaza
por los desarrolladores de
proyectos, sino más bien se
transforma en una oportuni-
dad, pues obliga a generar
instancias de diálogo sinceras
entre las partes para buscar
acuerdos. Si bien estos pri-
meros años de implementa-
ción no han sido fáciles, ya
que aún persiste un sentimiento de desconfianza, el diálogo
ha derivado en acuerdos entre los pueblos indígenas, el
Estado y las empresas.
Al incorporar a las comunidades indígenas en el diseño de
los proyectos, se logran proyectos sustentables, construidos
sobre bases sólidas, que serán fortalecidas en el tiempo a
través de la implementación de los acuerdos alcanzados.
Los pueblos indígenas verán, en este tipo de proyectos, a
vecinos respetuosos que valoran y reconocen la importan-
cia de sus tradiciones, abordando necesidades de corto,
mediano y largo plazo, que a la vez les permiten alcanzar
sus objetivos.
El desafío de las relaciones interculturales
Pueblos indígenas y proyectos de energía
Por Matías Abogabir, director ejecutivo de Consultora Local S.A.
Columna de Opinión
El Convenio N° 169 de la OIT no debe ser visto como una amenaza
por los desarrolladores de proyectos, sino más bien se transforma en una oportunidad, pues obliga a generar instancias de diálogo sinceras entre
las partes para buscar acuerdos.
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ABBNovenas Jornadas Técnicas mostraron últimas soluciones de la industria eléctrica
Por primera vez en su historia las cinco divisiones de ABB en Chile −Low Vol-tage Products (LP), Discrete Automa-tion and Motion (DM), Power Systems (PS), Power Products (PP) y Process Automation (PA)− participaron en la novena versión de las Jornadas Técnicas de la multinacional, donde se exhibie-ron varias soluciones para la industria, tanto en Smart Grid, automatizaciones, protecciones eléctricas, software y me-didores de eficiencia energética.El evento, que se realizó en CasaPiedra, se enfocó en temáticas como Energías Renovables No Convencionales (ERNC), eficiencia energética, infraestructura y soluciones concretas en minería y energía.Las Jornadas reunieron a 63 expositores procedentes de países como Alemania, Suecia, Brasil, Suiza, Argentina, Co-lombia, India, Bélgica, Italia, España,
Estados Unidos y Chile, los que dictaron 64 charlas en dos días y en cuatro salones simultáneos.Marcelo Schumacker, Country Manager de ABB en Chile señaló que los pilares de la estrategia de la compañía en Chile, que en 2015 cumple 60 años de presencia nacional, están orientados a “la penetración, la innovación y la expansión, considerando los desafíos que presentan sectores como la minería y el desarrollo energético”.En este marco, la compañía lanzó la nueva línea Standard de LV Drives ACS580, capaz de medir la eficiencia energética que está generando y el WiAutolink, el nuevo autoseccionali-zador electrónico de Media Tensión orientado a aplicaciones Smart Grid. Las próximas Jornadas Técnicas de ABB se realizarán entre el 11 y 12 de abril de 2017.
Pel Lets Presenta estufas y quemadores pellets para segmento industrial y comercial
Pel Lets Ltda, representante en Chile del fabricante italiano de estufas OEM y quemadores pellets, presentó recientemente su nueva oferta de equipos para el segmento industrial y comercial. Con las estufas y quemadores de pellets, explicó Leandro D́ Angelo, “se pueden sustituir unidades a leña por equipos de mayor eficiencia tanto desde el punto de vista de las emisiones como de la efi-ciencia energética. Resultan, además, una solución especialmente atractiva para aquellos en busca de alternativas para programas de compensación de emisiones”.Las estufas y quemadores comercializados por Pel Lets Ltda, entre las que destacan el modelo Nº8, logran ahorros de entre 30 a 40% contra equipos similares a leña ya que tienen eficiencia de 92%, explican en la compañía. Los rangos de las estufas parten en 4 a 15 kW y los quemadores de 50 a 400 kW.
Abastible Certifica su operación de gas licuado a granel para la RM
Abastible recibió la triple certificación ISO 9001, ISO 14001 y OHSAS 18001 para sus operaciones de abasteci-miento y distribución de gas licuado de petróleo (GLP) granel en la Región Metro-politana.“En nuestra misión tenemos un concepto fundamental: desarrollo sustentable. Y esto que hemos logrado, con el trabajo y el talento de nuestro equipo, consolida un cami-
no que continuará esa línea, optimizando la eficacia de los procesos bajo los linea-mientos de estas tres normas certificadas”, afirmó el geren-te general de Abastible, José Odone, durante la ceremonia en la que recibió de forma oficial la documentación de la trinorma de manos de ejecu-tivos de Bureau Veritas Chile, empresa a cargo del proceso de certificación.
Cada dos años ABB organiza este evento que tiene como objetivo principal estrechar lazos con sus clientes.
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DesignacionesNational Instruments Anuncia el primer controlador PXI embe-bido del mercado basado en Intel Xeon
National Instruments anunció el nuevo controlador PXI Express basado en Intel® Xeon® (PXIe -8880) y el chasis (PXIe-1085).La combinación del procesador de tipo servidor con ocho núcleos y un ancho de banda del sistema com-pleto de 24 GB/s ofrece unas prestaciones extraor-dinarias para las aplicaciones de cálculo intensivo y funcionamiento en paralelo a gran nivel, como las pruebas de RF, semiconductores y creación de pro-totipos 5G. Gracias a la flexibilidad de la plataforma PXI, los clientes pueden reemplazar los controladores de la generación anterior por el controlador embebido PXI-8880 y obtener hasta el doble de rendimiento en sus aplicaciones de prueba y medida."Durante las últimas dos décadas hemos sido testigos de un cambio en la instrumentación tradicional a favor de la plataforma PXI para las pruebas automatizadas," señaló Jessy Cavazos, director del mercado de medida e instrumentación de Frost & Sullivan.
ASOCIACIÓN DE GENERADORASEl Presidente Ejecutivo de Pacific Hydro Chile, José Antonio Valdés, fue reelecto como Presidente de la Asociación Gremial de Generadores de Chile (AGG). Así lo determinó por unanimidad el directorio de la organización, que integran además Statkraft, Duke Energy, GDF Suez, AES Gener, Endesa y Colbún. El reelecto
Presidente agradeció su ratificación al mando por cuarto período consecutivo y valoró el trabajo de unidad que se ha desarrollado.
CDEC SICEl Ingeniero Civil Electricista, Sergi Jordana, fue designado como nuevo presidente del Directorio del Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado Central (CDEC-SIC). Su nombramiento fue acordado por la unanimidad de los miembros del Directorio del organismo. Jordana es
Ingeniero Civil Electricista de la Universidad de Chile y ha ocupado distintos cargos de responsabilidad en el sector, destacando la vicepresidencia de Ingeniería y Construcción en Transelec.
ENAPEl Directorio del Instituto de Ingenieros de Minas de Chile designó a Carlos Carmona Acosta como director de Enap en reemplazo de Fernando Ramírez Pendibene.Carlos Carmona es ingeniero civil de minas de la Universidad de Chile y tiene una vasta trayectoria en el sector minero, tanto
en Exxon Mobil Disputada de Las Condes, actual Anglo American Chile, como Cochilco, Codelco y empresas nacionales y transnacionales de servicios para la minería. Con anterioridad se desempeñó como gerente general de Modular Mining Systems-Komatsu para Latinoamérica, gerente general de Trimble Mining Cono Sur y gerente general de MIRS S.A.
METROGASAntonio Gallart Gabás fue nombrado presidente del Directorio de Metrogás, cargo que desempeñará en reemplazo de Antonio Basolas, quien estuvo al frente de la compañía desde noviembre de 2014. Con el nombramiento también asumirá la Gerencia General de CGE, empresa matriz de Metrogas.
Gabás se desempeñó por ocho años como director general de Recursos de Gas Natural Fenosa. Su trayectoria profesional se inició en el sector químico, donde fue vicepresidente de Air Products and Chemicals y director de División de la compañía Carburos Metálicos y Director General de algunas de sus filiales. El ejecutivo es ingeniero industrial, especializado en Organización Industrial, por la Universidad Politécnica de Cataluña (UPC) y MBA por la Escuela de Negocios IESE.
SIEMENSLa empresa de ingeniería alemana Siemens nombró a Julio Poblete como nuevo gerente de Seguridad de la compañía. El ejecutivo es ingeniero comercial de la Universidad Adolfo Ibáñez y posee una amplia experiencia de gestión tanto en empresas privadas como en la administración pública.
Anteriormente Poblete se desempeñó como director nacional del Servicio Nacional de Geología y Minería de Chile, Sernageomin, donde su principal misión consistió en reposicionar el servicio, fortalecer el programa de Seguridad Minera (SM) y dirigir la implementación del nuevo reglamento de la Ley de Cierre de Faenas Mineras, el Plan de Cartografía Nacional de Geología (PNG) y la Red Nacional de Vigilancia Volcánica (RNVV).
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Lipigas Inicia operaciones de importación marítima de GLP
Luego de dos años de iniciadas las obras y con una inversión de US$63 millones, se iniciaron las opera-ciones en el nuevo terminal de GLP de la Bahía de Quintero, Región de Valparaíso, que cuenta con un nuevo tanque e instalaciones anexas construidas por Lipigas. Gracias a esto, la compañía podrá importar cerca de 250.000 toneladas anuales de gas licuado de petróleo (GLP) y adquirir materia prima en el mercado internacional.Las instalaciones se encuentran dentro del terminal marítimo construido por Oxiquim S.A para dar servicio exclusivo a Lipigas, bajo un contrato de arrendamiento de 25 años de plazo, extensible.
ELÉCTRICAS A.G.Rosa Serrano fue designada como directora de Estudios y Regulación de la Asociación Gremial de Empresas Eléctricas A.G.La ejecutiva es ingeniero civil eléctrico de la Pontificia Universidad Católica de Chile, Magíster en Ciencias de la Ingeniería de la misma casa de estudios y Diploma en Mercados
Eléctricos de la Universidad Técnica Federico Santa María. Trabajó como especialista en regulación de tarifas en la Gerencia de Regulación de Chilectra S.A. Fue asesora del Área Eléctrica de la Comisión Nacional de Energía y posteriormente coordinadora de la División de Seguridad y Mercado Energético del Ministerio de Energía. En el último tiempo se desempeñó como ingeniero Jefe de Proyectos de Synex Consultores.
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Firma acuerdo con Egipto para instalar 6,4 GW de potencia
Siemens firmó un acuerdo con el gobierno egipcio para construir una planta de ci-clo combinado de 4,4 GW e instalar 2,2 GW de potencia de energía eólica. Además, la empresa construirá una fábrica en Egipto para fabricar rotores para las turbinas eólicas.En virtud de los acuerdos Siemens propondrá construir centrales de ciclo combinado adicionales con una capacidad de hasta 6,6 GW y diez sub-estaciones para el suministro de energía.Los acuerdos fueron firmados
en la Conferencia de Desarro-llo Económico Egipcio, en la ciudad de Sharm el-Sheikh, en presencia del ministro de Electricidad egipcio, Shaker al Markabi, el vicecanciller alemán Sigmar Gabriel, y Joe Kaeser, presidente y consejero delegado de Siemens AG.“Egipto necesita un sistema de energía potente y fiable para apoyar a largo plazo el desa-rrollo económico sostenible y contar con socios que entien-dan los desafíos concretos a los que se enfrenta el país”, afirmó Joe Kaeser.
Fujitsu Desarrolla sistema de enfriamiento para dispositivos móviles
Fujitsu anunció el desarrollo del primer dispositivo del mundo que genera enfriamiento para tablets, smartphones y otros aparatos móviles.Con menos de un milímetro de grosor y forma de una delgada placa, esta tecnología facilitará que las CPU (Unidades Centrales de Procesamiento) y otros componentes generadores de calor de
distintos dispositivos logren estar más frescos, evitando la concen-tración de puntos calientes.Bruno Barnett, gerente de Fujitsu Chile, afirmó que “los dispositivos móviles como smartphones, tablets y computadores portátiles tiene cada vez mayores velocidades de procesamiento de datos y un nú-
mero creciente de multifunciones. Si consideramos que además los aparatos son
cada vez más pequeños y delgados, la conse-cuencia es un aumento de calor tanto en el interior
como en la superficie del equipo”.El sistema de Fujitsu consiste en un evaporador que absorbe el calor y un condensador que lo disipa a cierta distancia de las fuentes de alta temperatura, mediante pequeñas tuberías acondicionadas para transportar líquidos. Las pruebas demostraron que esta solución es cinco veces más efectiva para la transferencia de calor que sistemas antecesores.Fujitsu desarrollará el diseño y las tecnologías de ahorro para dispo-sitivos móviles que incorporen este nuevo sistema, con el objetivo de iniciar una implementación práctica en 2017.
www.fujitsu.com/cl
YokogawaPresenta analizador de concentración de gases con tecnología de diodo láser sintonizable
La empresa japonesa de sistemas de control y automatiza-ción de procesos industriales, Yokogawa Chile, sumó a su portafolio de productos el TruePeak TDLS, un analizador de concentración de gases que utiliza la tecnología de diodo láser sintonizable (TDLS).El dispositivo se utiliza en muchas industrias para fines como la medición de oxígeno y las concentraciones de monóxido de carbono, para el control de la combustión, la detección de los niveles de humedad de amoníaco y ácido clorhídrico en los gases de escape y control de gasoductos de gas natural. Estos gases absorben la luz infrarroja en longitudes de onda específicas y únicas para cada gas y su concentración puede medirse por iluminación con un láser y analizando la longitud de onda absorbida en el espectro de la luz transmitida.El TDLS permite la medición directa de gases de alta velocidad de muchos procesos importantes, como los subproductos de la combustión, impurezas y oxígenos en procesos químicos y operaciones de refinación. Esta tecnología utiliza el método de integración de las áreas de los peaks detectados por el láser que sólo es usado por Yokogawa.
www.yokogawa.cl
Wärtsilä Se adjudica contrato de conversión con Shanghai Electric Power
Wärtsilä se adjudicó un contra-to con Shanghai Electric Power para la conversión a gas natural de la central termoeléctrica Maltese Delimara. El proyecto es el primero en su tipo entre ambas entidades y se prevé que comience en enero de 2016 y finalice en octubre del mismo año.“Estamos muy contentos de estar trabajando con Wärtsilä en este proyecto de conversión. El proyecto de Malta es el pri-mer paso de Shanghai Electric Power en Europa y esperamos con interés una cooperación
fructífera con Wärtsilä también
en un futuro”, señaló Tan Qing,
project manager de SEP Malta.
La central eléctrica de Malta
tiene una capacidad de 140
MW y se espera que una vez
que cuenten con los motores
Wärtsilä modificados, su efi-
ciencia y producción aumente.
Actualmente la central emplea
petróleo pesado y opera con 46
motores Wärtsilä. En tanto, el
proyecto implica la conversión
de cuatro de estos motores a la
versión 50SG y cuatro a 50DF.
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Gerente ComercialJulio HerreraE-mail: [email protected].: +56 2 2757 4212, +56 9 97487275
Jefe de Ventas NacionalesNicolás IbarraE-mail: [email protected].: +56 2 2757 4258, +56 9 64683561
Jefa de Ventas InternacionalesAlejandra CortésE-mail: [email protected].: +56 2 2757 4287, +56 9 83610279
CHILE: Centro - Sur
• María Isabel Fuenzalida, Ejecutiva ComercialE-mail: [email protected].: +56 2 2757 4291, +56 9 64685522
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