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192ISSN 0717-164

marzo 2016 | Año 25www.revistaelectricidad.cl

El pulso del carbón en Chile

La tendencia tecnológica en compresores

Tecnologías eficientes en transporte público

Quién es Mitsui, el nuevo socio de Enap

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Sumario

EDICIÓN Nº 192 | Revista Electricidad | ISSN 0717-1641 | www.revistaelectricidad.cl

Encuéntranos en:

Central termoeléctrica Ventanas de AES GenerFoto: Juan Carlos Recabal.

192ISSN 0717-164

marzo 2016 | Año 24www.revistaelectricidad.cl

El pulso del carbón en Chile

La tendencia tecnológica en compresores

Tecnologías eficientes en transporte público

Quién es Mitsui, el nuevo socio de Enap

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

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

Director:Roly Solís

Editora: Daniela Maldonado

Periodista: Roberto Valencia

Fotografías:Juan Carlos Recabal / Archivo ELECTRICIDAD

Diseño y Producción: Ediarte S.A.

Director de Arte: Alfredo Eloy

Diseño y Producción Gráfica: Andrés Núñez

Impresión: Sistemas Gráficos Quilicura S.A.

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3 Editorial

10 Entrevista Central Sara Larraín, directora ejecutiva de Chile Sustentable y su opinión sobre

hidroelectricidad

12 Cara a Cara ¿Se debe reformular la ley de generación distribuida?

15 Columna de opinión Claudio Huepe: Las interrogantes frente a la equidad tarifaria

16 Energía Mitsui, el nuevo socio de Enap en generación eléctrica

21 Reportaje Gráfico Luz verde a la construcción del edificio del Colegio de Ingenieros

23 Empresas Herwig Ragossnig, Smart Energy Manager para Latinoamérica de NEC

24 Análisis Sector energía tiene la mejor puntuación en comportamiento de pago

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EnergíaEntrevista a Mark Harris, responsable de Project Finance del Banco SMBC en Chile

26 Informe Técnico La tendencia tecnológica en compresores

29 Escenario Energético

33 Columna de opinión Juan Menchaca: Las ERNC y su importancia en la diversificación productiva

34 Informe Técnico Parque solar Finis Terrae tiene la mayor capacidad instalada en el país

37 Daniel Kammen, experto en energía y académico de la Universidad de Berkeley

38 Tecnologías eficientes en transporte público

42 Análisis Fraunhofer desarrolla en Chile biocarbón para uso industrial y domiciliario

45 Mercado Eléctrico

Reportaje CentralEl pulso del carbón en Chile

Esperamos que nos continúe acompañando para seguir siendo la revista energética de Chile.

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Han sido más de dos décadas mostrando las distintas visiones y la evolución que ha tenido la

generación, transmisión y distribución de energía.

Hoy nos alienta la idea de seguir dando a conocer análisis

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Editorial

y más tarde, la Corte Suprema revocó la RCA del proyecto

Castilla (de 2.100 MW). En 2015 Endesa informó que no

continuaba con Punta Alcalde (de 740 MW).

Caso aparte es el complejo termoeléctrico Bocamina (de

Endesa), el que ha enfrentado varias paralizaciones producto

de la judicialización y la oposición de pescadores y algueros

de la zona de Coronel. La situación produjo un impacto por

reducción de margen operacional por US$370 millones,

según informó la compañía a la Superintendencia de Valores

y Seguros (SVS).

Pese a las dificultades, los especialistas resaltan que no hay

que olvidar que en la matriz ener-

gética nacional, el carbón es cla-

ve. Actualmente es el más usado,

después de la hidroelectricidad,

totalizando 4.617 MW de capaci-

dad instalada en el SING (2.121

MW) y el SIC (2.496 MW), según

indica el reporte de Generadoras de Chile A.G. Durante los

últimos cuatro años representó, aproximadamente, un 42%

de la matriz eléctrica.

A corto plazo, los pronósticos auguran un aumento de la

participación en la matriz de generación, especialmente en el

SING con la entrada en operación de las centrales Cochrane

I (primer semestre de 2016) y Cochrane II (segundo semestre

de 2016), ambas de 236 MW de capacidad de generación.

A largo plazo, el principal reto que enfrenta el carbón es la

adaptación tecnológica debido a las presiones internacionales

para reducir las emisiones, como se estableció en los acuerdos

de la Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Cambio

Climático (COP 21), donde se planteó la necesidad de bajar

la emisión de gases invernadero en el sector energético.

i bien la caída en los precios de los commo-

dities ha impactado principalmente al cobre,

el carbón también ha sentido fuertes efectos.

El último informe de mediano plazo del mer-

cado del carbón publicado por la Agencia Internacional de

Energía (AIE) consigna que los precios cayeron por debajo

de US$50 por tonelada métrica, es decir, a niveles no vistos

en una década.

Una realidad que se explicaría por un conjunto de razones. Por

una parte, en los últimos años ha aumentado la producción

por el ingreso de nuevas operaciones mineras alrededor del

mundo. A esto se suma el fenómeno del shale gas en Esta-

dos Unidos (que ha incrementado

la oferta de gas en ese país, redu-

ciendo la demanda por carbón). Un

aspecto que también ha influido en

este panorama es la actual situa-

ción de China. El gigante asiático

ha disminuido sus importaciones

y cerrado centenares de minas como parte de una reforma

estructural que enfrenta el país.

Podría pensarse que Chile, por ser principalmente importador

del combustible fósil, se vería beneficiado por este panorama.

Sin embargo, los especialistas aseguran que los desafíos en

nuestro país no son menores.

Si hacemos un repaso por la situación de los proyectos ter-

moeléctricos a carbón de los últimos años podemos ver que

el panorama no los ha beneficiado, pese a ser el combustible

más económico: En 2011 el “telefonazo” del ex presidente

Sebastián Piñera a los ejecutivos del grupo Suez (actual

Engie) pidiendo el cambio de ubicación de la central Barran-

cones (540 MW), terminó con el proyecto. El mismo año CAP

desistió de construir la central Cruz Grande (de 300 MW)

S

A largo plazo, el principal reto que enfrenta el carbón es la

adaptación tecnológica debido a las presiones internacionales

para reducir las emisiones.

Los grandes desafíos del carbón

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Complejo en lo inmediato aparece el panorama de este combustible que sigue siendo el más usado en la generación eléctrica, debido al exceso de oferta producto de la menor demanda de China, aunque en el largo plazo también está el desafío de adaptar nuevas tecnologías para reducir emisiones y enfrentar la competencia del GNL y las ERNC.

En escenario de bajos precios

El pulso del carbón en Chile

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E l carbón seguirá siendo un

combustible clave en la matriz

energética nacional en el corto y

mediano plazo, aunque también

debe enfrentar desafíos no menores: la presión

que genera la baja en el precio del petróleo, la

mayor competencia que supone el ingreso de

otras tecnologías como el GNL y las energías

renovables, que ya representan más del 12% en

el SING y SIC, además de los mayores costos

tecnológicos para reducir las emisiones, según

sostienen a Revista ELECTRICIDAD especialistas

y actores de la industria.

Actualmente esta fuente energética es la más

usada después de la hidroelectricidad, totalizando

4.617 MW de capacidad instalada en el SING

(2.121 MW) y el SIC (2.496 MW), según indica el

reporte de febrero de Generadoras de Chile A.G.

El director de Estudios y Contenidos de este gre-

mio, Rodrigo Solís, afirma que “del total de energía

eléctrica generada en Chile en 2015, en el SING

y SIC, un 36% provino de centrales a carbón; en

el SING representó el 76% y en el SIC el 22%”,

precisando que esta participación en la matriz

aumentará en el norte grande debido a la entrada

en operación de las centrales Cochrane I (primer

semestre de 2016) y Cochrane II (segundo se-

mestre de 2016), ambas de 236 MW.

De acuerdo a los datos entregados por AES Gener

a este medio “durante los últimos cuatro años el

carbón representó, aproximadamente, un 42% de

la matriz eléctrica chilena, valor muy similar a la

participación mundial del carbón en la generación

eléctrica, que el año 2013 alcanzó un 41%”.

Tomando en cuenta estas cifras, Sergio Barrien-

tos, gerente general de Surenergía, destaca que

el carbón continuará siendo un combustible clave

para los sistemas eléctricos, puesto que “una

de sus más importantes características es que

entregan un bloque base de energía, que es per-

manente, confiable y económico”.

Central Mejillones de E-CL. En el SING la generación a carbón alcanzó el 76% de participación en 2015. Fo

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Esto es compartido por Hugh Rudnick, director

de Systep, quien indica que el carbón “es un com-

bustible que se va a mantener importante en la

generación eléctrica, independiente de que se

haya reducido el precio del petróleo y del gas,

porque el carbón sigue siendo el combustible

más económico”.

Cristian Hermansen, presidente del Colegio de

Ingenieros, señala que la participación del carbón

será relevante en el corto y mediano plazo “por

formar parte de una matriz de generación diver-

sificada, que se complementa con la generación

renovable”.

Rodrigo Solís añade que el carbón, como uso

de combustible primario, “es el que en términos

relativos a otros combustibles o fuentes de energía

presenta generalmente mejores condiciones de

tipo económicas en cuanto a costos, es por eso

que ha sido históricamente el combustible de

mayor uso a nivel mundial (hoy representa cerca

del 30% de la matiz de energía primaria global).

Considerando además que, según distintas es-

timaciones, existen reservas de carbón para más

de 100 años de producción, es posible esperar

que su uso masivo se mantenga por varios años,

más aún si se mantiene la baja en los precios

que han experimentado los combustibles fósiles

convencionales en los últimos meses”.

Escenario internacionalLa caída en el precio del petróleo en los mercados

internacionales arrastró también al carbón. De

acuerdo a los datos del Banco Mundial, entre julio

y diciembre del año pasado el valor del carbón

colombiano bajó de US$52 a US$45 por tone-

lada métrica. Cabe destacar que el país cafetero

es uno de los principales proveedores para Chile

de este combustible.

Por otro lado, el último “Informe de mediano plazo

del mercado del carbón 2015”, publicado en di-

ciembre pasado por la Agencia Internacional de

Energía (AIE) consigna que “los precios siguen

estando en niveles bajos. En diciembre los precios

del carbón importado en Europa cayeron por

debajo de US$50 por tonelada métrica, niveles

no vistos en una década. El persistente exceso de

oferta y la contracción de la demanda en China

y en otros lugares sugieren que los precios se

mantendrán bajo presión hasta 2020”.

Sergio Barrientos asegura que la situación del

carbón “se ve un tanto complicada, producto de

que los grandes mercados (como China) han

disminuido la demanda por este combustible fósil.

Generación a carbón por empresa (diciembre de 2015)

SING SIC

E-CL 700 GWh

AES Gener 541 GWh 525 GWh

Celta 36 GWh

Endesa 162 GWh

Colbún 7 GWh

Guacolda 411 GWh

Fuente: Systep

El carbón en el SING y SIC (diciembre de 2015)

SING SIC

Capacidad instalada 2.121 MW 2.496 MW

Energía generada en diciembre 2015 82% 24%

Fuente: Generadoras de Chile-Systep

Proyectos a carbón en construcción (diciembre de 2015)

Nombre Titular CapacidadFecha

EntradaRegión Sistema

Inversión $US MM

Infraestructura energética Mejillones U1

E-CL 375 MW Jun-18 Antofagasta SING 1.000

Cochrane U1 AES Gener 236 MW May-16 Antofagasta SING 650

Cochrane U2 AES Gener 236 MW Oct-16 Antofagasta SING 650

Fuente: Ministerio de Energía

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o.La caída del precio del carbón en mercados externos ha provocado ajustes en producción de Mina Invierno.

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Vemos en Australia efectos grandes como minas

cerradas, pero si se mira en el largo plazo el carbón

seguirá siendo una alternativa conveniente, así

que debiera tener su espacio”.

El análisis entregado desde AES Gener sostiene

que las curvas de precios futuros de carbón inter-

nacional “evidencian que la baja experimentada en

los últimos dos años continuará por los siguientes

meses, influenciada principalmente por la diferen-

cia entre niveles de oferta y demanda proyectados,

al igual que en la mayoría de los combustibles”.

“Como resultado de esta tendencia, los distintos

países exportadores de carbón han modificado su

posición relativa respecto de su competitividad en

Chile. En consecuencia, se espera en 2016 una

mayor diversidad de orígenes con participación

de carbón australiano, colombiano y estadouni-

dense”, agrega el informe de la empresa.

Para Guillermo Hernández, gerente regional de

Mina Invierno, el exceso de oferta y la baja de

precios del carbón se explica por “el aumento de

producción por el ingreso de nuevas operaciones

mineras en los últimos años y el fenómeno del

shale gas en Estados Unidos, que ha incremen-

tado la oferta de gas en ese país, reduciendo la

demanda por carbón y generando excedentes

para la exportación”.

El ejecutivo precisa que la menor demanda chi-

na se debe a la reducción de importaciones de

carbón “con una serie de medidas orientadas

a fortalecer su producción interna. Esto último

fue fuertemente observado durante todo 2015,

afectando en mayor medida a los productores de

Indonesia (el mayor exportador de este mineral a

nivel mundial), pero sus efectos tienen incidencia

en los precios a nivel global”.

“El escenario de precios continuará deprimido y

no se advierten señales de una recuperación en

el mediano plazo. Esta situación nos ha llevado

a trabajar con menores niveles de producción

respecto de nuestra capacidad instalada, bus-

cando minimizar los impactos financieros que

Impuestos verdes

La aplicación de los llamados im-puestos verdes tendría algunos cambios si es que en el Congreso se aprueban las modificaciones a la reforma tributaria ingresadas el 15 de diciembre por el Gobierno, donde el proyecto de ley propone cambiar la forma como se calcula el impuesto a las fuentes fijas contaminantes. También se plantea el cálculo de impuesto, cambiando el coeficiente de dispersión por comuna a un coefi-ciente de calidad de aire que variará dependiendo de si la respectiva fuente fija se ubica en una comuna declarada como zona saturada o zona latente. “De esta forma, se utiliza una meto-dología que ya se viene aplicando hace muchos años en el país y que cuenta con un respaldo técnico y científico, de modo de simplificar la determinación y aplicación del impuesto en el caso de los contami-

nantes locales”, indica el proyecto.Según Francisco Leiva, gerente de Mercado Eléctrico e Ingeniería y Sistemas de KAS Ingeniería,“el impuesto al CO2 incluido en la reforma tributaria es un mecanismo de recaudación y no tiene ningún efecto práctico en las emisiones de CO2 en el corto plazo. No obstante, es un buen comienzo para iniciar una discusión sobre qué queremos como país en relación al desarrollo de la matriz energética”.A su juicio, “la actual estructura de aplicación del impuesto al CO2 no reduce en términos prácticos el costo de la energía pero si separa el mercado de contratos del mer-cado spot, generando incentivos perversos en el mercado spot que pueden llevar a la reducción de la competencia como consecuencia de una concentración de mercado con pocos actores de gran tamaño”.

Cristian Hermansen, presidente del Colegio de Ingenieros.

Ramón Galaz, gerente general de Valgesta.

Guillermo Jiménez, director del Centro de Energía de la Universidad de Chile.

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son consecuencia de un prolongado escenario de

bajos precios”, agrega Hernández.

El ejecutivo asevera que, en este escenario, el desafío

para Mina Invierno “es ganar eficiencia, productividad

y reducir costos para ser capaces de enfrentar el

escenario de crisis”, por lo que han realizado medidas

estructurales, “como la maximización del relleno inte-

rior de la mina, el control de las infiltraciones de agua

y, por supuesto, la incorporación de la tronadura como

método complementario a la extracción de estéril”.

Esto último es de vital importancia para evitar el de-

terioro de nuestros equipos de extracción de estéril,

ya que no están diseñadas para excavar roca de alta

dureza que se presenta en algunos niveles de la mina,

lo que requiere de la aprobación de una declaración

de impacto ambiental actualmente en curso.

Si bien el cuadro es complejo, en el corto plazo Gui-

llermo Jiménez, director del Centro de Energía de la

Universidad de Chile, señala que el carbón seguirá

teniendo una cuota importante en el mercado mundial.

“China y Estados Unidos todavía tienen una capacidad

bastante significativa en base a carbón y es complejo

pensar que en el corto plazo ellos vayan a migrar hacia

otra matriz, así que el mercado internacional está

marcado por estos dos grandes consumidores

como una alternativa estable para la generación

eléctrica”, precisa.

DesafíosA juicio de los especialistas el principal desafío a

largo plazo que enfrenta el carbón es la adaptación

tecnológica debido a las presiones internacionales

para reducir las emisiones, como se estableció

en los acuerdos de la Conferencia de las Nacio-

nes Unidas sobre el Cambio Climático (COP 21),

realizada en diciembre pasado en París, donde

La conversión tecnológica de AES Gener

Las principales inversiones en sus plantas generadoras, destacadas por AES Gener a Revista ELECTRICIDAD, consideran el proyecto de mejoramiento ambiental (PMA) con la instalación de equipos de control de emisiones (también denominado Retrofits) en cuatro centrales existentes correspondientes a: Unidades I y II complejo Ventanas y Unidades I y II de Nueva Tocopilla (ex Nor-gener) con inversiones de US$229millones. De igual manera el complejo Guacolda, dio inicio a la instalación de equipos de control de emisiones en sus Unidades I, II y IV en agosto de 2013 con una inversión aproximada de US$220 millones.Además, las unidades más nuevas de la compañía incorporaron tecnologías de abatimiento en su diseño con un inversión por sobre US$50 millones.Las emisiones SO2 son controladas mediante equipos desulfurizadores. Para el control del material particulado se instalaron filtros de mangas de alta eficiencia que permiten alcanzar eficiencias de remoción sobre 99,9%. A su vez, se incorporaron equipos para la reducción de las emisiones de NOx, como quemadores de bajo NOx y sistemas de reducción catalítica selectiva (SCR).

Complejo Ventanas de AES Gener, donde se instalaron unidades de control de emisiones.

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Hugh Rudnick, director de Systep. Rodrigo Solís, director de Estudios y Contenidos de Generadoras de Chile A.G.

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se planteó la necesidad de emprender mejoras

tecnológicas para bajar la emisión de gases in-

vernadero en el sector energético.

En esta línea, Rodrigo Solís plantea que “los com-

promisos anunciados en la COP21, bajo este

nuevo escenario de precios de los combustibles

fósiles, se realizó también apostando a mayores

gastos en investigación e innovación de modo

de lograr lo más pronto posible el desarrollo co-

mercial, seguro y competitivo de la tecnología de

mitigación de emisiones aplicada a la generación

eléctrica en base a combustibles fósiles, de modo

de conciliar su uso con las aspiraciones de me-

nores emisiones”.

Ramón Galaz, gerente general de Valgesta, sostie-

ne que “lo que vamos a ver en los próximos diez años

es mucho desarrollo tecnológico para que estas

plantas a carbón entren a precio competitivo a este

mercado o vamos a ir viendo que estas energías

puedan ir desapareciendo. Estamos en un punto

de inflexión en que este combustible está siendo

cuestionado a nivel mundial y debe reinventarse

o incorporar desarrollo tecnológico para poder

seguir participando como lo ha hecho hasta hoy”.

Similar visión tiene Cristian Hermansen, quien

asegura que el desafío más relevante actualmente

para la generación a carbón “es responder eco-

nómicamente a las regulaciones de las emisiones

contaminantes, en particular para las unidades

generadoras más antiguas, por lo que el trabajo

de los ingenieros en torno al sector carbón, es

mantenerse debidamente actualizados de los

cambios tecnológicos y operativos en el proce-

so productivo del mineral y de la generación de

electricidad”.

Francisco Leiva, gerente Mercado Eléctrico e

Ingeniería y Sistemas de KAS Ingeniería indica

que el futuro de Chile lo veo con alta penetración

ERNC con una política de mercado correcta, e

incluso sin subsidio, reduciendo drásticamente la

generación a carbón favoreciendo termo-solares,

geotérmica y otras que desplazarán al carbón

por sus menores costos variables de operación”.

Como desafío local Guillermo Jiménez señala

que “en el escenario de la interconexión SIC-

SING se debe ver cómo competir con las diversas

tecnologías, aunque el carbón seguirá estando

presente en el corto y mediano plazo porque es

una tecnología de base probada”.

Conclusiones

• El carbón continúa siendo una tecnología relevante en la generación eléctrica del país, especialmente en el SING, donde alcanzó una participación de 76% en 2015.

• La baja demanda de China y la producción de shale gas en Estados Unidos han generado un exceso de oferta a nivel mundial, mante-niendo a la baja los precios del carbón, lo que genera un cuadro más complejo para su producción.

• El desafío de la industria carbonífera es avanzar hacia la conversión tecnológica para reducir las emisiones de gases invernadero, especial-mente frente a la presión de otras fuentes como el GNL y las ERNC.

Francisco Leiva, gerente de Mercado Eléctrico e Ingeniería y Sistemas de KAS Ingeniería.

Guillermo Hernández, gerente regional de Mina Invierno.

Sergio Barrientos, gerente general de Surenergía.

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La ecologista y activista social conversó con Revista ELECTRICIDAD acerca de la visión del sector ambientalista sobre la industria hidroeléctrica del país, señalando que los proyectos de este tipo no consideran los estándares internacionales.

na serie de objeciones al actual

funcionamiento de la industria hi-

droeléctrica realiza Sara Larraín,

directora ejecutiva del Programa

Chile Sustentable, a partir del documento “Crítica a la

Hidroelectricidad en Chile y Propuestas Ciudadanas”,

elaborado junto a otras organizaciones ambientalis-

tas, donde se plantea la inexistencia de un marco

regulatorio que incorpore estándares internacionales

sustentables y de participación social.

Larraín indica a Revista ELECTRICIDAD que las

empresas que operan en el mercado local de hi-

droelectricidad “están lejos de utilizar” estándares

internacionales al momento de instalar sus proyectos

de generación, ya sea de embalse o de pasada, ade-

más de cuestionar el uso de los recursos hídricos que

se estipulan en el Código de Aguas por considerar

que priorizan “los usos productivos con fines de lucro”.

¿Cuál es la situación que advierte del actual

marco regulatorio de la hidroelectricidad

en Chile?

Actualmente no existe regulación suficiente para

el desarrollo hidroeléctrico. Hoy el único criterio

es donde el inversionista tiene los derechos

de agua, sin ninguna guía de ordenamiento

territorial y tampoco se toma en cuenta los

usos prioritarios del río por las comunida-

des y empresas locales.

¿Por qué cree que sucede esta si-

tuación, según su punto de vista?

La ley eléctrica favorece los derechos del

inversionista propietario de los derechos

U

Sara Larraín, directora ejecutiva de Chile Sustentable

“ Actualmente no existe regulación suficiente para el desarrollo hidroeléctrico”

Entrevista Central

Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

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de agua por sobre los derechos a la tierra de los

de los agricultores, los emprendimientos de turis-

mo, comunidades locales, comunidades indígenas,

e incluso contra los planes de desarrollo regional y

comunal. Tampoco se evalúan los impactos aguas

abajo que provoca la operación de los proyectos y

se promueve el trasvasije entre distintas cuencas,

lo cual está prohibido o muy estrictamente regulado

en muchos países. Esto explica la alta conflictividad

en los territorios frente a las hidroeléctricas, porque

las personas han visto sistemáticamente cómo sus

derechos son pasados a llevar y no se ha dejado a las

regiones decidir cuál será su vocación más allá de los

usos del agua para generación eléctrica.

A su juicio, ¿qué rol juega el Código de Aguas

en el desarrollo de la hidroelectricidad?

El Código de Aguas y la Constitución instituyen un

régimen exclusivamente propietarista sobre las aguas,

y el acceso principal hoy es el mercado de aguas

generado por este régimen. El Código no establece

prioridades de uso para necesidades esenciales como

agua potable y saneamiento por ejemplo, solo prioriza

los usos productivos con fines de lucro.

¿Piensa que las empresas del mercado usan

estándares internacionales para construir sus

proyectos de generación hidroeléctrica?

No. Y están lejos de utilizarlos. Considerar estándares

internacionales implica decidir sobre los proyectos

a través de un enfoque basado en el respeto de los

derechos de comunidades y territorios y tomando en

cuenta la participación local, la fiscalización y el reparto

de beneficios. Ello ya se determinó el año 2000 por

la Comisión Mundial de Represas, cuyos principios y

estándares fueron publicados por el Banco Mundial

y la Unión Internacional para la Conservación de la

Naturaleza (UICN). Estos estándares incluyen la consi-

deración de alternativas a la hora de realizar un proyecto.

¿Qué elementos se toman en cuenta fuera

de Chile?

Establecen que antes de tomar la decisión de construir

un nuevo proyecto, deben tratarse los temas sociales

y ambientales pendientes de las represas existentes.

Además, todos los interesados y afectados deben

tener la oportunidad de participar en los procesos

de toma de decisión. La aceptación pública debe

ser demostrada. Las decisiones que afecten a

pueblos indígenas deben ser tomadas con su

consentimiento libre, previo e informado. Otro

aspecto clave es que el proyecto debe proveer

derechos a las personas afectadas para mejorar

sus condiciones de vida. Nada de esto sucede

actualmente en Chile ni está garantizado por

nuestro marco regulatorio.

Actualmente la mayoría de los proyectos

hidroeléctricos son centrales de pasada,

¿piensa que son más sustentables que

los de embalse?

No, porque en Chile, cuando se realiza trasvasije

de cuencas, no se evalúan los impactos acumula-

tivos en el conjunto de los ríos, la estructura de su

cauce, la recarga de acuíferos, la discontinuidad

del caudal, el incremento de temperaturas y la

desertificación provocada en las cuencas que

son vaciadas. Mientras no exista una evaluación

ambiental que garantice la efectiva estimación

de los impactos de un proyecto −que incluya

el trasvasije de cuencas− este no debiese ser

permitido, pues los impactos son casi irreversibles.

De hecho en países como España, entre otros,

se prohibió el trasvasije.

Entrevista Central

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Según la opinión de Sara Larraín, las empresas del mercado no usan estándares internacionales para construir hidroeléctricas.

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1 Se debe modificar la actual ley, ya que no está incentivando el desarrollo de la energía fotovoltaica para pequeñas instalaciones. El pago que entrega a los usuarios es muy bajo, lo que hace poco atractiva la

inversión, haciendo que el retorno sea de unos 11 años. Si bien

estamos de acuerdo que se deben contemplar los costos

por uso de la red que contempla la actual ley, creemos que un 50% es absolutamente

excesivo y no se justifica. Hay ejemplos claros en otros

países (como Portugal) donde el costo por uso de la red es de 10% y el retorno es inferior a ocho años.

La diferencia en el desarrollo con lo que ha pasado en Chile es abismante, mientras aquí terminamos el 2015 con 1,5 MW instalados, Portugal llegó a los 21 MW. Le hemos solicitado en varias oportunidades al Ministerio de Energía que encargue un estudio que defina si es necesario realizar este cambio, considerando los beneficios que tiene la generación distribuida en términos de menor necesidad de líneas de transmisión, medioambientales y de empleo.

2 El cambio en la ley es prioritario, pero hay otras medidas a tomar, como mejorar el reglamento y la norma técnica, simplificando el proceso de inscripción de instalaciones. No es lo mismo tener un sistema de 10 kW, que uno de 100 kW, no se les puede exigir la misma tramitación. También se deben crear sistemas de financiamiento, que pueden ser créditos blandos, créditos verdes, inclusión del Sistema FV en el crédito hipotecario o posibilidad de deducir la inversión tributariamente. Para las viviendas sociales, se debe tener la obligatoriedad de instalar sistemas solares desde el inicio.

3 A cada uno de los segmentos participantes les cabe su responsabilidad: ciudadanos, autoridades, distribuidoras y empresas solares, pero las autoridades deben tener la voluntad política para crear las condiciones mínimas que permitan el desarrollo de la tecnología, como son leyes favorables y sistemas de financiamiento.

4 No, el incentivo a la normativa recae en las autoridades.

“Se debe modificar la actual ley, ya que no está incentivando el desarrollo de la energía fotovoltaica

para pequeñas instalaciones. El pago que entrega a los usuarios es muy bajo, lo

que hace poco atractiva la inversión, haciendo que el

retorno sea de unos 11 años”.

Verónica Munita, gerente de la Asociación Chilena de Energía Solar (Acesol).

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sol.

Visión de Acesol versus el Gobierno

Ya lleva más de un año de vigencia la Ley 20.571, de generación distribuida, también conocida como Net Billing, la cual ha permitido que unos 130 hogares se hayan acogido a este sistema, transformándose en generadores y consumidores de electricidad. A inicios de este año el ministro de Energía, Máximo Pacheco, dijo que la normativa “no ha prendido tan rápido”, comentarios que llamaron la atención de la Asociación Chilena de Energía Solar (Acesol), desde donde proponen reformular la ley para que aumente el interés de los particulares por adoptar esta tecnología. Desde el Ministerio de Energía indican que es demasiado pronto para hablar de un cambio a la normativa.

Cree que se deba modificar la actual ley de generación distribuida?, ¿por qué?1

¿Se debe reformular la ley de generación distribuida?

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Cristián Santana, jefe de la División de Energía Renovable

del Ministerio de Energía.

“la Ley 20.571 lleva solo 15 meses de

implementación efectiva. Dado este corto tiempo, parece apresurado sacar

conclusiones respecto a la necesidad de modificarla, más aún cuando ya vemos

avances concretos”.

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¿Se deben implementar nuevas medidas para incentivar

el uso de la generación distribuida?

¿Quién debe ser el responsable de incentivar el desarrollo

de la generación distribuida en nuestro país?

¿Piensa que el incentivo a la normativa recae en las

empresas distribuidoras?

2

¿Se debe reformular la ley de generación distribuida?

1 No, pues la Ley 20.571 lleva sólo 15 meses de implementación efectiva. Dado este corto tiempo, parece apresurado sacar conclusiones respecto a la necesidad de modificarla, más aún cuando ya vemos avances concretos. Además, se observa una tendencia creciente en los proyectos que se construyen, y los costos de las tecnologías para generación distribuida, en especial la fotovoltaica, siguen reduciéndose.

2 Consideramos que hoy la principal barrera a superar es el desconocimiento, es decir, necesitamos generar y difundir información objetiva respecto de las oportunidades que trae la generación distribuida. Esto es algo nuevo y mayormente desconocido, persiste la impresión que son sistemas caros, existen dudas sobre el rendimiento que se puede alcanzar, la durabilidad de los sistemas, los instaladores y proveedores y sus garantías, etc. Por ejemplo, solo un cuarto del conjunto de micro, pequeñas y medianas empresas, conocen lo que son los sistemas fotovoltaicos, y las que los conocen manifiestan las dudas que acabo de señalar y otras más.

3 A diferencia de lo que ocurre con los proyectos de energías renovables más grandes que están pensados para vender energía al mercado eléctrico −donde los actores son comparativamente pocos y especializados en el negocio− los proyectos de generación distribuida para autoconsumo abarcan a múltiples y variados tipos de usuarios. Cualquier consumidor de energía eléctrica es un potencial generador distribuido. Entonces, el desafío de mostrar

las oportunidades y aprovecharlas es mucho mayor. El Estado es el principal actor en esta materia, sin embargo, por lo diverso de los actores involucrados consideramos que es imprescindible el apoyo de otros sectores para superar las barreras de conocimiento. Por ejemplo los gremios y asociaciones comerciales, de industriales, de servicios, de la construcción, pueden ser muy buenos vehículos para transmitir las oportunidades y para generar confianza en estas tecnologías.

4 Las empresas distribuidoras tienen un importante rol en esta materia. Por un lado, su proactividad en estas etapas iniciales de implementación del marco normativo y regulatorio resulta fundamental para un rápido proceso de aprendizaje, para mejorar lo que haya que mejorar, para facilitar los procesos de conexión de los sistemas y para generar confianza entre sus clientes para que implementen los proyectos. También esperamos que se conviertan en un apoyo a la difusión y orientación de las oportunidades que la generación distribuida ofrece a sus clientes.

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l proyecto de ley llamado “de equidad tarifa-

ria” actualmente en discusión en el Congreso

Nacional reconoce la importancia que tiene

la equidad en la política energética, situán-

dola al nivel de la eficiencia, la seguridad y la protección del

medio ambiente, todos aspectos fundamentales para una

política de energía sustentable.

Sin embargo, pese a la significancia de la iniciativa en términos

generales, la propuesta específica abre interrogantes muy

relevantes en términos de contenido y alcance que deberían

explorarse en profundidad duran-

te la discusión legislativa.

En primer lugar, se deben pre-

cisar claramente los focos del

proyecto. Se plantea que el ob-

jetivo es reducir la brecha entre

tarifas eléctricas, pero también

se señala que se busca retribuir a las comunas generadoras

por el costo que deben soportar por acoger estas instala-

ciones. Si bien ambas preocupaciones son sobre equidad y

muy relevantes, no deberían ser mezcladas en una misma

iniciativa pues confunden problemas de distinta naturaleza

e impiden desarrollar legislación coherente que considere

las implicancias de cada una de las iniciativas.

La equidad tarifaria debería plantearse en torno a la discusión

fundamental sobre “derechos sociales”, mientras que las

compensaciones abren la reflexión sobre cómo evaluar y

distribuir los beneficios y costos de obras que tienen alcances

más allá del lugar donde están instaladas.

E En lo que concierne a la equidad tarifaria, la pregunta relevante

es si acaso debemos todos los ciudadanos tener acceso a

las mismas tarifas eléctricas o si debe haber diferencias por

alguna razón. Adicionalmente, si se trata derechos sociales

¿por qué solo pensar en el sector eléctrico y no en el ámbito

energético en general?

Plantear una diferencia máxima de 10% entre el promedio

de las cuentas a nivel nacional (como lo hace el actual pro-

yecto) no dice nada sobre los fundamentos de la diferencia.

Es solo una manera simple de acotar cuantitativamente el

asunto evitando el problema de

fondo. Actualmente, se cobra

implícitamente en buena medida

por el costo monetario que cada

hogar “le genera” al sistema, lo

que lleva a mayores tarifas en

zonas menos pobladas y más

alejadas, pero si se busca reco-

nocer que el acceso eléctrico es un derecho, las diferencias

no deberían fundarse en esos costos (aun cuando puedan

tomarse en cuenta).

Es una discusión compleja que no puede desligarse del debate

general actual sobre derechos sociales.

Por lo anterior, la compensación como reconocimiento de

generación local, debería discutirse en otro contexto: el de

los procesos de asignación de uso del territorio, de evaluación

de impacto ambiental y descentralización. Mezclar ambos

debates, ambos complejos y ricos en implicancias, solo podrá

empobrecer nuestras políticas públicas.

Debemos todos los ciudadanos tener acceso a las mismas tarifas

eléctricas o debe haber diferencias por alguna razón.

Por Claudio Huepe, coordinador del Centro de Energía y Desarrollo Sustentable de la Universidad Diego Portales.

Columna de Opinión

Las interrogantes frente a la equidad tarifaria

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Energía

La Multinacional japonesa tiene una extensa experiencia en la industria energética, especialmente en centrales de ciclo combinado a gas natural, tecnologías con la que Enap busca desarrollar los proyectos Luz Minera (760 MW) y Nueva Era (510 MW).

a empresa japonesa Mitsui

& Co. Ltd. es uno de los más

recientes actores que ingresó

en el segmento de la gene-

ración eléctrica luego de firmar un acuerdo

con Enap para el desarrollo de los proyectos

de ciclo combinado en base a gas natural Luz

Minera, de 760 MW y Nueva Era, de 510 MW,

que se instalarán en Mejillones y en Concón,

respectivamente.

Una de las oportunidades que se abre para la

empresa extranjera es participar en las licita-

ciones de suministro para clientes regulados

entre 2016 y 2018, marcando otro hito en la

historia que Mitsui registra en Chile, donde tiene

presencia desde 1957, cuando inició sus activi-

dades comerciales para después consolidarlas

con el establecimiento de la subsidiaria Mitsui

Chile Ltda., en 1969.

Durante todo este periodo la compañía ha inver-

tido alrededor de US$4 billones en Chile hasta

la fecha, especialmente en el sector minero.

LEl ingreso al segmento de la generación eléc-

trica marcará un antes y después en la partici-

pación de actores en el mercado nacional, pues

Mitsui tiene una larga experiencia mundial en la

industria energética, toda vez que actualmente

cuenta con un total de 9,8 GW de activos de

generación repartidos por el mundo, particu-

larmente en proyectos de ciclos combinados

de gas natural.

En esta línea la empresa japonesa tiene nueve

proyectos de suministro de GNL en operación

y está desarrollando tres nuevos proyectos en

Estados Unidos, Mozambique y Australia para

mejorar la flexibilidad y fiabilidad del suministro

de GNL.

Mitsui tiene activos por 9,8 GW en el mundo

¿Quién es el nuevo socio de Enap para generación eléctrica?

Terminal de GNL Cameron en Estados Unidos, donde uno de los socios es Mitsui.

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La presencia en el sector minero

La minería es el sector donde Mitsui tiene una presencia consolidada en el mercado chileno, a través de su participación en tres operaciones mineras. En 2012 formó con Codelco la sociedad Acrux SpA (donde tiene una participación de 16,9%) para adquirir el 29,5% de Anglo American Sur (AA Sur) me-diante dos transacciones: una por el 24,5% de la propiedad por un total neto de US$1.700 millones, y otra por el 5% por un total neto de US$1.100 millones.

En la actualidad, a través de la sociedad Orien-te Copper Netherlands, Mitsui controla el 9,5% de la propiedad de Los Bronces.

Además, a través del consorcio japonés Japan Collahuasi Resources, la compañía es dueña del 7,42% de Compañía Minera Doña Inés de Collahuasi. También tiene el 22,63% de la propiedad de SCM Minera Lumina Copper Chile, propietaria de Caserones y en Minera Los Pelambres (AMSA) tiene una participación del 1,25% a través de su participación en el consorcio Nippon LP Resources.

También resalta la participación de la compañía

en el sector energético de Asia y Oceanía,

donde operan centrales con GNL, petróleo y

shale gas en Australia, Nueva Zelandia, Indo-

nesia, Tailandia, Omán y Qatar, mientras que

también participa en proyectos energéticos

en Rusia (GNL), Estados Unidos (shale gas),

Reino Unido e Italia (petróleo).

En América Latina, Mitsui también es un actor

relevante puesto que, a través de Mitsui Power

Americas, es el segundo mayor operador pri-

vado de generación eléctrica en México, con

una potencia instalada de 2.233 MW. En el

país azteca tiene cinco plantas de generación

eléctrica de ciclo combinado: Saltillo, Altamira,

Río Bravo II, III y IV.

En Brasil, en tanto, la empresa, a través de

Mitsui Gas e Energia do Brasil Ltda., en oc-

tubre pasado compró a Petrobras el 49% de

participación en la unidad de distribución de

gas natural (Gaspetro) por un total de US$490

millones.

De acuerdo a la información pública entregada

por la empresa, su foco está en desarrollar

negocios en generación eléctrica “mediante

alianzas con compañías constructoras, fabri-

cantes e industrias, garantizando a nuestros

inversionistas, prestamistas y socios los más

altos niveles de rentabilidad y la menor ex-

posición a los riesgos de desarrollo durante

la construcción y el periodo de operación y

mantenimiento”.

Los proyectos que emprende la multinacional

se realizan a través de la red global que tiene en

los 65 países en los que opera, desarrollando

esquemas de financiamiento para la construc-

ción, operación y mantenimiento de centrales

eléctricas, los cuales consideran las figuras

del BOT (Build, Operate and Transfer); BOO

(Build, Operate and Own); PPP (Public Private

Partnership), y FTK (Full Turn Key contact).

Otra actividad importante de Mitsui es el sha-

le gas, donde participa en la explotación del

recurso a través de la iniciativa Marcellus Sha-

le Project, que desarrolla junto a la empresa

Anadarko Petroleum en el noreste de Estados

Unidos. En este mercado la empresa japonesa

también participa en el mercado del gas natural

y del carbón. Foto

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Plataforma del proyecto Sakhalin, de petróleo y gas, ubicado en Rusia, donde Mitsui es uno de los socios del negocio.

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El especialista del Banco asegura que en el corto plazo están interesados en financiar proyectos de gas y carbón aunque, a largo plazo, considera que las ERNC seguirán desarrollándose.

atalogado como uno de los

bancos más grandes del mun-

do, el Sumitomo Mitsui Banking

Corporation (SMBC) ya lleva

10 años con presencia en nuestro país y tres

con oficina local liderada por Felipe Díaz, quien

a su vez actúa como Head de Latin America

Corporate Finance para SMBC. El banco japonés

cuenta con 1,5 trillones de dólares de activos y

en la región también tiene presencia en México,

Bogotá, Lima y Sao Paulo. Mark Harris, respon-

sable de Project Finance en Chile para el SMBC,

conversó con Revista ELECTRICIDAD sobre las

perspectivas y desafíos del financiamiento para

el sector energético.

¿Cuáles son los proyectos que actual-

mente están financiando?

Nos dedicamos a estructurar financiamiento

de largo plazo para activos en el sector minero,

energético y en infraestructura. Hemos estado

involucrados en proyectos como Kelar (Kospo,

Samsung), CTA (E-CL), Angamos (AES Gener),

Cochrane (AES Gener), Conejo Solar (Pattern),

San Juan (LAP) y El Arrayán (Pattern). Ahora

estamos involucrados con varios proyectos que

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Mark Harris, Assistant Vice President y responsable de Project Finance del Banco SMBC en Chile

“ Con las dificultades en transmisión será difícil financiar más proyectos ERNC en el norte”

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ganaron PPA (power purchase agreement) en

las últimas licitaciones de suministro para clien-

tes regulados y esperamos que podamos cerrar

en los próximos meses unos dos financiamientos

más. Además, actualmente asesoramos a un

desarollador grande para unos proyectos de

gas de ciclo combinado (CCGTs).

¿Qué opinión tienen del proceso licita-

torio que se llevó a cabo durante 2015

y que implicó algunos cambios para los

oferentes?

Tenemos una opinión muy positiva, aunque ob-

servamos algunos riesgos para los oferentes que

se podrían mejorar. Uno de los principales puntos

es que no es take-or-pay, y la incertidumbre sobre

los volúmenes de demanda futuros reales no nos

permite saber cuál va a ser el volumen efectivo

que se va a vender con el PPA. Otro aspecto

tiene que ver con el sistema de transmisión y

la diferencia entre los nodos. En este PPA la

estructura hace que se tenga que vender en

el nodo de inyección y comprar en el nodo de

retiro (que es Polpaico) por lo que se produce

una diferencia entre esos dos precios que tiene

que asumir el oferente. Esa diferencia varía en

función de cada nodo y tiene que ser pagada

de manera adicional, ya que hay que vender y

volver a comprar en el sistema.

¿Y para proyectos de gas también tienen

reparos?

Sí, en el caso del gas con los PPAs de las distri-

buidoras tienes un contrato de gas take-or-pay y

un PPA de take-and-pay entonces el dilema es

cómo hacer para juntar ambos y hacer factible

el proyecto a largo plazo. Hay que considerar

que el despacho de la energía funciona en base

a costo marginal por orden de mérito y por lo

tanto si tienes una central a gas que tiene PPA

pero no es despachada no podrá cumplir con

las obligaciones del contrato.

¿Con toda la preparación que han reali-

zado para la próxima licitación de abril,

cuáles son sus perspectivas?

Creemos que habrá mucha competencia y que

las energías convencionales van a tomar un

papel más importante. Aunque también habrá

espacio para las renovables.

Algunos especialistas han planteado que

actualmente los bancos están financiando

a proyectos solares más que a los eólicos,

¿es cierto en el caso de SMBC?

Es cierto. Hemos apoyado a parques eólicos y

seguimos mirando estos proyectos. El problema

que tienen es que los precios de los fotovoltaicos

han bajado mucho y son más competitivos, ade-

más, en los análisis, vemos más incertidumbres

con los pronósticos de viento que de sol.

¿Qué proyectos están interesados en fi-

nanciar a corto, mediano y largo plazo?

A corto plazo estamos mirando con mucho

interés los proyectos de gas, si se puede mi-

tigar el riesgo de despacho. También estamos

interesados en financiar proyectos de carbón.

En este sentido, es importante para nosotros

que el ambiente y las comunidades estén bien

manejados.

A mediano plazo estamos siguiendo al proyecto

El Campesino y a largo plazo creemos que las

ERNC van a seguir desarrollándose. Actual-

mente, por las dificultades que tiene el sistema

de transmisión −especialmente en el norte del

SIC− pensamos que sería difícil financiar más

proyectos ERNC en esa zona, incluso con PPA.

Mark Harris, junto a Nicolás Barros, Analyst del Banco SMBC explican que el principal riesgo asociado al PPA es que no es take-or-pay.

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Reportaje Gráfico

ste año comenzarán las obras

para levantar la nueva sede del

Colegio de Ingenieros de Chile

A.G., que contempla un edificio

de 11.500 metros cuadrados y de nueve pisos, que

incluye dos auditorios con capacidad para 100 y

300 personas, además de un patio subterráneo

iluminado, entre otras novedades.

El proyecto pertenece a Gubbins Arquitectos

y será construido por Bravo Izquierdo Ltda. Bajo

el financiamiento del banco BBVA, los trabajos

contemplan un plazo de 585 días para terminar

la obra, por lo que se estima que debería quedar

lista hacia el último trimestre de 2017.

Mientras se realiza la construcción de la fu-

tura sede, el Colegio de la orden se encuentra

operando en Avenida Nueva de Lyon145, piso 9.

Cristian Hermansen, presidente del gremio,

E A cargo de la constructora Bravo Izquierdo, la nueva sede del organismo estará lista a fines de 2017 y tendrá nueve pisos, además de dos auditorios de 100 y 300 personas. Se ubicará en el mismo lugar en que operó el tradicional edificio ubicado en avenida Santa María, el que fue demolido en enero pasado.

En Providencia

Luz verde a la construcción del edificio del Colegio de Ingenieros

explica que “la construcción de nuestra nueva sede

permitirá que, una vez terminado el edificio, se produz-

ca un excedente mensual entre el dividendo pagado

por la construcción y el arriendo cobrado, permitiendo

mejorar los ingresos del Colegio. Después de 20

años, el valor total del arriendo servirá para ampliar

sustantivamente las actividades en beneficio del país

y sus asociados”.

Modelación del edificio del Colegio de Ingenieros emplazado en la zona.

Render del futuro edificio del Colegio de Ingenieros que se emplazará en Avenida Santa María. Será una torre de 9 pisos de geometría simple, con planta rectangular, sustentable y ligeramente inclinada hacia el nororiente.

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Reportaje Gráfico

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Desde 1986 esta edificación funcionó como sede del Colegio de la orden. Anteriormente fue residencia de Don Mariano Puga para posteriormente ser propiedad de Caritas Chile.

La construcción de la nueva sede considera un contrato de leasing inmobiliario y arriendo con opción de compra con el banco BBVA; contrato de compra venta al banco BBVA del terreno de Av. Santa María, y un contrato de construcción entre el banco BBVA y la Empresa Constructora Bravo Izquierdo Ltda. con la concurrencia del Colegio de Ingenieros y la sociedad Inmobiliaria Colegio de Ingenieros SpA en un monto de UF 239.635.

El Colegio de Ingenieros tiene una promesa de arrendamiento con la Clínica Santa María por 20 años de los pisos 3 al 9, además de una parte del piso 1 y los estacionamientos de los niveles -3 y -4 del futuro edificio.

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El especialista señala a Revista ELECTRICIDAD que los cambios al sistema de transmisión también plantearán nuevas adaptaciones a la industria, especialmente con el mayor ingreso de las ERNC.

na serie de desafíos para el

sistema eléctrico local advierte

Herwig Ragossnig, Smart Ener-

gy Manager para Latinoamérica

de NEC, quien plantea que la interconexión SIC-

SING y los cambios al sistema de transmisión −en

que se plantea un nuevo marco regulatorio para

los servicios complementarios (SS.CC.)− supo-

nen una serie de adaptaciones para los actores

de la industria. Estos cambios abrirán múltiples

oportunidades para la instalación de sistemas de

baterías (BESS) para prestar servicios al sistema

interconectado.

¿Qué rol prevé que tendrán las baterías

de almacenamiento de energía en el futu-

ro para los sistemas eléctricos en el país?

Las baterías son un instrumento extremadamente

apto para prestar los servicios complementarios,

debido a sus características técnicas

de fácil y rápida instalación en

cualquier parte del sistema in-

terconectado, la reacción casi

instantánea y la capacidad de

inyectar o absorber grandes

cantidades de energía. Estas

características permiten a los

sistemas de baterías ofrecer

varios servicios complemen-

tarios al mismo tiempo como

reserva primaria, regulación

de frecuencia, regulación

de voltaje o soporte para

reactivar el sistema eléc-

trico después de un apa-

gón. Por eso los cambios

regulatorios que están en

Upreparación los vemos sumamente interesantes.

En el futuro la interconexión cambiará las con-

diciones, al igual que el sistema de transmisión,

por lo que tendremos que adaptarnos.

¿Cuáles son los desafíos que aprecia

para la integración de ERNC a las gran-

des redes?

Las energías renovables van a jugar un papel

bastante importante porque las condiciones

geográficas y climáticas del país hacen que el

sector sea competitivo sin ningún tipo de

subsidio. Más allá de una ley de

fomento a las ERNC, se pue-

de observar que hay más

inversión en ERNC que en

plantas de energía con-

vencional, independiente

de decisiones políticas.

En este escenario, se

sabe que una red inter-

conectada, con alrede-

dor de 20% de energía

renovable intermitente,

como energía solar o

eólica, se vuelve más

inestable y, por eso, las

baterías serán necesa-

rias para resolver este

aspecto.

Herwig Ragossnig, Smart Energy Manager para Latinoamérica de NEC

Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

“La interconexión SIC-SING cambiará el funcionamiento de los SS.CC.”

Análisis

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A nivel nacional el plazo promedio de pago de facturas asciende a 54,8 días y en el caso de la industria energética dicho plazo es de 33,1 días. El estudio destaca el comportamiento de AES Gener, la empresa del sector que obtiene la mejor puntuación frente a sus proveedores.

as Pymes son el motor de la

economía y el empleo, y las po-

sibilidades de crecimiento del

país se basan en su potencial

de desarrollo”. Este tipo de afirmaciones las escu-

chamos periódicamente. Más aún en los últimos

meses, dada la desaceleración económica que

afecta a Chile y la sensación de un entorno de

negocios poco favorable.

La pregunta es cómo hacerse cargo de esta

afirmación y realmente contribuir de manera

sustentable y sistémica a que este segmento de

empresas pueda prosperar en todos los secto-

res del país, incluyendo por cierto a la industria

energética.

La Bolsa de Productos desarrolló junto a la Aso-

ciación de Emprendedores de Chile (Asech) el

primer “Ranking de Pagadores” del país. Ambas

instituciones presentan esta información con la

finalidad de sumar más empresas a un mercado

de financiamiento sustentable, proveer de infor-

mación de plazos de pago en la economía real y

su evolución en el tiempo, e incentivar una dismi-

nución en los plazos de pago a las Pymes. Con

este reporte periódico el mercado puede evaluar

y controlar los plazos de pago de los principales

pagadores nacionales, tanto del sector privado

como estatal.

Al revisar los números que arroja la última presen-

tación del indicador, con datos al cuarto trimestre

L

de 2015, se observa que aún hay bastante ca-

mino por recorrer en cuanto a que los grandes

pagadores tengan un procedimiento claro y más

expedito de formalización de las facturas de sus

proveedores, para que estos puedan salir a bus-

car financiamiento a través de la transacción de

dichas facturas en la Bolsa.

Si bien es la minería el sector al que pertenecen

cerca del 40% de las empresas pagadoras que

Según Ranking elaborado por Bolsa de Productos y Asech

Energía tiene la mejor puntuación en comportamiento de pago a proveedores

Por Christopher Bosler, gerente general Bolsa de Productos

Análisis

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operan a través de la Bolsa de Productos, el sec-

tor energía representa un no despreciable 5%.

Pero más destacado que ese porcentaje es la

evaluación que logran las empresas del sector

en su comportamiento como pagadores.

De acuerdo a nuestro ranking elaborado al cierre

de 2015 (Q4), Energía es el sector que muestra

la mejor puntuación en comportamiento de pago

y los menores plazos promedio en pago de fac-

turas entre los cuatro sectores evaluados por el

ranking, siendo Industria, Agroindustria y Minería

los tres restantes.

De hecho, mientras a nivel nacional el plazo

promedio de pago de facturas asciende a 54,8

días, en el caso de la industria energética dicho

plazo es de 33,1 días. Vale la pena destacar el

comportamiento de AES Gener, la empresa del

sector que obtiene la mejor puntuación frente a

sus proveedores.

Responsabilidad hacia la PymeHoy se puede decir que la mayoría de las pymes a

nivel nacional tiene como principal meta sobrevivir,

siendo el financiamiento de corto plazo un factor

crítico para un modelo de negocios sustentable en

el tiempo. Por ello, hoy las pymes no solo deben

innovar, en sus productos y servicios, sino también

en sus fuentes de financiamiento.

Lo anterior es una de las deudas que aún se tiene

en Chile, y se encuentra a la vuelta de la esquina,

reflejado en la reciente decisión de BHP Billiton

de extender a 60 días el plazo de pago a sus

proveedores.

Si bien hay algunos síntomas de que se va por

buen camino aún queda mucho por hacer. Se

reconoce el enorme potencial de la industria, con

grandes empresas nacionales y extranjeras que

trabajan con altos estándares de comportamiento,

incluida la relación de pagos con sus proveedores.

Así, se puede ver en el último ranking, en donde el

plazo promedio de pago de las grandes empresas

a los proveedores pyme tuvo una mejora en el

cuarto trimestre del año pasado en compara-

ción con el trimestre anterior y donde el sector

energético, como ya señalamos, mostró un buen

comportamiento relativo en su plazos de pago.

Los plazos de pago a empresas grandes durante

2015 cerró en promedió en 62,7 días, comparado

a los 50,6 días de las pymes, y que se explica

porque en general los grandes pagadores están

aplicando políticas especiales de pago a sus pro-

veedores pyme, como el Sello Propyme u otras

acciones de sostenibilidad, y por otro lado, están

aumentando las presiones de caja en proveedores

de mayor tamaño.

¿Quiénes son la Bolsa de Productos de Chile y Asech?

En la Bolsa de Productos de Chile (BPC) actualmente operan 11 corredores de bolsa, con montos negociados que superan a la fecha los US$5.000 millones. Su objetivo es proveer una plataforma de subasta pública para la transacción de productos, contratos, facturas y sus derivados, junto con ser una alternativa de inversión de renta fija de corto plazo para los inversionistas. En la actualidad, existen cerca de 300 empresas pagadores registradas. La Asociación de Emprendedores de Chile (Asech), en tanto, agrupa a más de 20 mil socios de diversos rubros, edades y realidades a lo largo del país. Su foco está en hacer más fácil el camino para cualquier persona que tiene una idea y busca materializarla en un proyecto o negocio.

Promedio de pago a Pymes y mejores pagadores del trimestre por sector

SectorPromedio sector

(días)Promedio sector

(puntos)Mejor pagador

Nota (puntos)

Tasa descuentomejor pagador

Facilidad de confirmación de pago (100% Muy fácil y 0% Muy difícil

Alimentos y Agroindustria

60,8 56 Nestlé 69 0,50% 60%

Industrial 48,2 58,3 Huachipato 84 0,70% 60%

Minería 34,8 66,9 Codelco 79,7 0,36% 67%

Energía 33,1 68,7 AES Gener 82,8 0,39% 95%

*Nota: Solo se consideran los sectores más relevantes en términos de volúmenes de operaciones. Tasa nominal última transacción no considera costos de transacción.

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Especialistas señalan a Revista ELECTRICIDAD que estos equipos actualmente están enfocados a las exigencias de eficiencia energética, pues demandan hasta el 70% de electricidad en los procesos industriales.

os compresores son conside-

rados dentro de los primeros

servicios básicos en toda in-

dustria a nivel mundial. Y el

sector energético no es la excepción pues

estos equipos son esenciales para realizar

múltiples tareas, desde la fabricación de trans-

formadores y accionamiento de interruptores

hasta el transporte de materiales en plantas

termoeléctricas, como indican los especialis-

tas consultados por Revista ELECTRICIDAD.

En opinión de académicos y ejecutivos, los

compresores también cumplen un importante

papel en la eficiencia energética de los pro-

L

cesos industriales, incluido el sector eléctrico,

siendo la principal tendencia que existe en el

mercado internacional y local.

Qué sonAndrés González, docente

de las carreras de Elec-

tricidad y Automatización

Industrial del Duoc UC de

Valparaíso, define al com-

presor como una máquina

“que está construida

para aumentar la pre-

sión y desplazar cier-

tos tipos de fluidos llamados

compresibles, tales como gases y vapores.

Esto se realiza a través de un intercambio de

energía (entre la máquina y el fluido) en el

cual el trabajo ejercido por el compresor es

transferido a la sustancia que pasa por él con-

virtiéndose en energía de flujo, aumentando su

presión y energía cinética impulsándola a fluir”.

Daniel Osorio, Product manager de Maestran-

za Diesel, explica que el compresor “transfor-

ma la presión atmosférica en una presión ma-

nométrica mayor a la que está en el ambiente.

El compresor toma el aire de la atmósfera, lo

procesa y lo comprime a presiones mayores

para lograr la operación de las plantas”.

En la industria eléctrica

La tendencia tecnológicaen compresores

El compresor transforma la presión atmosférica en una presión manométrica mayor a la que está en el ambiente.

Foto: Gentileza Maestranza Diesel.

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Según Andrés González, “al igual que las bom-

bas, los compresores también desplazan flui-

dos, pero a diferencia de las primeras que son

máquinas hidráulicas, estas son máquinas tér-

micas, ya que su fluido de trabajo es compre-

sible, sufre un cambio apreciable de densidad

y, generalmente, también de temperatura; a

diferencia de los ventiladores y los sopladores,

los cuales impulsan fluidos compresibles, pero

no aumentan su presión, densidad o tempe-

ratura de manera considerable”.

Sergio Dawson, gerente general de Servicomp,

señala que otra característica de estos equi-

pos es que “transforman energía eléctrica en

energía neumática (presión), entregando aire a

una presión mayor a la atmosférica y así puede

ser utilizado como energía en la industria en

general, incluyendo al sector eléctrico”.

UsosDaniel Osorio indica que los compresores se

utilizan en varios tipos de procesos “como

partidas de motores y la automatización de las

plantas, accionamiento de válvulas, aireación

de piscinas o estanques y mantenimiento”.

“Por ejemplo en la planta termoeléctrica Ven-

tanas de AES Gener existen compresores que

se utilizan para extraer el condensado de algas

proveniente de las aguas de mar. También,

al usar aire comprimido sirven para airear la

piscina con el fin de que nunca decante la so-

lución que está en ella”, precisa el especialista.

“Si los llevamos a la industria termoeléctrica,

los compresores se utilizan en subprocesos

que conforman un desarrollo general para

poder hacer funcionar una parte del sistema,

lo mismo que en una central hidroeléctrica,

donde el aire comprimido siempre se trans-

forma en un subproducto de algo, como para

abrir una válvula automatizada con procesos

neumáticos. El aire se usa para los procesos de

máquinas automatizadas y en subestaciones

eléctricas se utilizan compresores para ac-

cionamiento de interruptores”, agrega Osorio.

Rafael Padilla, ejecutivo de negocios de com-

presores de Lureye Generación S.A., sostiene

que estos equipos también se usan para la

fabricación de piezas y parte en la elaboración

de transformadores, destacando la caracte-

rística de flexibilidad que presentan.

“La velocidad variable permite que el com-

presor trabaje de acuerdo a la demanda de

aire que tenga la empresa y así adapte los

consumos de energía, lo que es ideal para

utilizarlos en centrales hidroeléctricas”, afirma.

Otro uso de estos aparatos –asegura Sergio

Dawson− está en los laboratorios de análisis

que existen en la industria eléctrica, junto a lo

que es la “instrumentación para mecanismos

de válvula y para el transporte de materiales,

como el caso de las cenizas en las termoe-

léctricas a carbón”.

Eficiencia energéticaDe acuerdo a los especialistas la eficiencia

energética es la principal tendencia tecnoló-

gica que tienen los compresores en la actua-

En opinión de académicos y ejecutivos, los compresores también cumplen un importante

papel en la eficiencia energética de los procesos industriales.

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men

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Turbina de vapor impulsado por el compresor de propileno con tuberías.

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lidad, con una demanda que requiere mayores

eficiencias en el consumo de energía. Sergio

Dawson señala que la idea es que los equipos

“entreguen un mayor caudal de aire con el

menor consumo de energía”.

“La demanda de compresores está direc-

tamente relacionada con el crecimiento del

sector eléctrico donde las inversiones están

aumentando, especialmente en el SING, por

lo que en todas esas instalaciones debería

haber un compresor de aire funcionando, el

cual puede ser de distintas tecnologías, de

pistones o de tornillo”, afirma el ejecutivo.

Dawson explica que en Chile se está dando

la presencia de tecnología coreana en com-

presores, puesto que “la ingeniería completa

de las plantas generadoras en Chile las están

haciendo desde Corea por lo que se especi-

fican productos provenientes de ese país”.

Daniel Osorio, coincide explicando que “la

apuesta de todos los proveedores de compre-

sores es hacia la eficiencia energética”, por lo

que en este sentido menciona cuatro modos de

funcionamiento de estos aparatos: “un control

de descarga que funciona de 0% a 100%; un

compresor que modula la compresión de salida

(y eso ahorra hasta un 17% de energía), un

compresor de velocidad variable (que pueden

jugar con el caudal que entregan a la planta) y

un control de capacidad variable que entrega

menos consumo”.

Claudio Huepe, coordinador del Centro de

Energía y Desarrollo Sustentable de la Uni-

versidad Diego Portales, dice que los compre-

sores son claves para el impulso de la eficien-

cia energética en los procesos industriales,

pues demandan hasta 70% del consumo

de energía”.

“Los estudios muestran que en general el

rango de eficiencia de un compresor puede

mejorar en torno al 15%, si es bien adminis-

trado porque es un aparato integrado, que

incluye otras partes que también influyen en

la eficiencia global del equipamiento. Lo más

importante dentro de una correcta gestión

de compresores es tener un buen sistema de

monitoreo y control”, sostiene el académico.

Para Andrés González, “un buen compresor

puede permitir la reducción del 25% al 50%

del consumo de electricidad de los mismos,

lo cual puede significar varios miles de pesos

de ahorros anuales y esta eficiencia depen-

de directamente del tipo de motor eléctrico

asociado”.

La velocidad variable permite que el compresor trabaje de acuerdo a la demanda de aire que tenga la empresa y así adapte los consumos de energía, lo que es ideal para utilizarlos en centrales hidroeléctricas”, afirma Rafael Padilla, ejecutivo de negocios de compresores de Lureye Generación S.A.

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Central de Pasada Carilafquén-Malalcahuello se conectó al SIC

Tras dos años de construcción, Eléctrica Carén, una empresa de Latin America Power (LAP), puso en marcha la central de pasada Carilafquén-Malalcahuello (CMA) y conectó la unidad generadora, de 29 MW, al Sistema Interconectado Central (SIC) en la subestación Pitrufquén, ubicada en la comuna del mismo nombre.Este proyecto utiliza las aguas de los ríos Carilafquén y Malal-cahuello para lograr una capacidad instalada de generación de 29 MW, lo que equivale a la potencia necesaria para satisfacer la demanda de una ciudad de 290.000 habitantes, similar a toda la comuna de Temuco. “El diseño de este proyecto se hace cargo de las características del lugar en el que se emplaza. Cada decisión de ingeniería tuvo como finalidad lograr la mayor eficiencia con la menor alteración del entorno posible”, aseguró Giovanni Vinciprova, superintendente de Sustentabilidad de Latin America Power (LAP).

Buscan construir mini central hidroeléctrica en el Canal San Carlos

La Dirección Regional del Servicio de Evaluación Ambiental de la Región Me-tropolitana declaró admisible la Decla-ración de Impacto Ambiental (DIA) del proyecto “Minicentral Hidroeléctrica Los Presidentes”, presentada por la Asocia-ción de Canalistas Sociedad del Canal de Maipo.La iniciativa, con una inversión de US$5 millones, comprende la construcción y operación de una mini central hidroeléc-trica que se ubicará en el eje del canal San Carlos, aguas arriba del puente Los

Presidentes, en la comuna de Peñalolén y tendrá una capacidad instalada de 1,04 MW para generar aproximadamente 6 GWh al año.En la iniciativa se detalla que el proyecto contempla la captación de las aguas del canal San Carlos mediante la instalación de una casa de máquinas en pleno cauce del canal, en cuyo interior operará una turbina que permitirá transformar la energía hídrica en eléctrica, manteniendo el mismo caudal y la calidad del agua.

Muestran propuesta de programa nuclear para Chile en cumbre internacional

Fernando Sierpe, fundador del comité nuclear del Colegio de Ingenieros de Chile, participó en la cumbre latinoamericana “Nuclear Industry Summit Latin America 2016”, realizado en Buenos Aires, donde presentó el “Programa Nuclear para Chile, 2009 – 2030”, actualizado en 2014 y propuesto al gobierno, el cual fue realizado junto a los ingenieros Álvaro Covarrubias y Luis Jobet y con el apoyo del ingeniero Sergio Alvarado.La propuesta planteada en la instancia captó el interés de los asistentes, entre los cuales estuvieron más de 20 destacados especialistas de Latinoamérica, EE.UU., Francia, Italia, Gran Bretaña, Rusia, Japón y China. La Cumbre de la Industria Nuclear se realizó en el Hotel NH City&Tower, en Buenos Aires y tuvo una asistencia de más de 200 profesionales especialistas del área nuclear de los países indicados. “Muchos de los participantes ofrecieron su dis-posición para colaborar con el Programa Nuclear propuesto para Chile. Asimismo, varias de las empresas nucleares internacionales manifestaron su interés en estudiar inversiones en proyectos eléctricos y nucleares en Chile”, sostuvo Fernando Sierpe.

Foto

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: CDE

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CDEC SIC entregará licencia de software gratuita en el marco de futura integración con el SING

El CDEC SIC anunció que pondrá a disposición gratuitamente las licencias del software “Mo-delo de Operación Económica de Largo Plazo de un Sistema Eléctrico”, también conocido como modelo PLP, en el marco de la futura operación conjunta con el SING, una vez que se materialice la operación de ambos sistemas.El programa computacional es utilizado por el CDEC SIC desde 2004 para determinar la planificación segura y económica del sistema del centro sur del país, el cual incluye el cál-culo de los costos marginales de energía y los costos de oportunidad de los embalses, entre otras variables.En noviembre de 2015 el CDEC SIC firmó un convenio por los derechos de este software, por lo que se decidió ponerlo a disposición de cualquier interesado sin costo alguno. La actual versión del Modelo PLP está disponible para el sistema operativo GNU/Linux, y cuenta con procesamiento paralelo, asignación dinámica de memoria y puede ser compilado para diferentes motores de optimización (Cple, Gurobi y CLP).

Modelo PLP del CDEC SIC en funciones.

Foto

: Gen

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LAP

.

Casa de máquina de la central de pasada Carilafquén-Malalcahuello.

La energía generada en la Central de Pasada Carilafquén-Malalcahuello será conectada al Sistema Interconectado Central (SIC) a través de una línea de transmisión de 110 kV, que tiene una extensión cercana a los 100 km y se caracteriza por su similitud a las líneas de distribución doméstica o residencial ya existentes en la zona, al estar soportada en postes de hormigón.

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A inicio de este año se lanzó el documento “Compromiso de Diálogo. Guía de Estándares de Participación para el Desarrollo de Proyectos de Energía”, en que se busca esta-blecer la forma en que los proyectos energéticos deberían diseñarse, desarrollarse y ejecutarse en su relación con las comunidades, de manera que se respeten los derechos que estas tienen de participar en las decisiones que les incumben.El director ejecutivo de Apemec, Rafael Loyola, destacó la iniciativa, especialmente por la metodología de partici-pación que incorpora, pues “contiene principios y criterios orientadores en esta materia”.Según Loyola, este será uno de los temas que se abordarán en la VII versión de Expo Apemec que se realizará el 29 y 30 de junio en Espacio Riesco, donde se reunirán auto-ridades del sector energía, desarrolladores de proyectos, inversionistas y académicos, tanto chilenos como extranjeros, quienes debatirán acerca de las principales temáticas de interés para el sector mini hidro del país.

Guía de estándares de participación será materia en Expo Apemec 2016

Economías de rápido crecimiento deberán duplicar sus inversiones para satisfacer demanda de energía

Según un informe elaborado por Bain&Company y el Foro Económico Mundial, hasta 2040 los países que no perte-necen a la OCDE tendrán que pasar de aproximadamente US$240 mil millones anuales en inversiones a cerca de US$495 mil millones para así satisfacer la creciente de-manda y atender los objetivos de la política energética, invirtiendo más de que lo que tienen presupuestado los países de la OCDE.Según Bain, las economías de rápido crecimiento impul-sarán la mayor parte de la demanda de nueva generación de electricidad en las próximas décadas, lo que resulta un cambio del modelo tradicional donde las economías más ricas del mundo dominaban la nueva inversión y el desarrollo en la generación de electricidad, distribución y transmisión.“Históricamente, el sector público ha suministrado alrededor del 70% de la inversión de electricidad en países no per-tenecientes a la OCDE, pero el juego ha cambiado. Estos gobiernos podrían caer muy por debajo de suministrar los fondos necesarios para satisfacer la creciente demanda de energía” agregó.En respuesta, estos países están recurriendo a inversionistas nacionales e internacionales para financiar su creciente ape-tito por la electricidad y cerrar las brechas con los mercados desarrollados. Este es un desafío ya que la mayor parte de los mercados no OCDE tienen un surtido historial en atraer a los inversores privados, que suelen ser cautelosos de los rendimientos volátiles y las políticas y regulaciones opacas, explicaron los desarrolladores del informe.

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Tribunal Ambiental admitió reclamación por aprobación de línea eléctrica Charrúa - Ancoa

El Tribunal Ambiental de Santiago admitió a trámite la reclamación presentada en contra del Comité de Ministros por un grupo de vecinos de la comuna de Colbún, luego que se confirmara la apro-bación ambiental del proyecto “Nueva Línea 2x500 kV Charrúa Ancoa: tendido del primer conductor”, que atraviesa las regiones de El Maule y Biobío.Los reclamantes solicitan al Tribunal Ambiental de Santiago que anule la decisión del Comité de Ministros y consecuencialmente deje sin efecto la RCA que aprobó el proyecto, rectificándola al tenor de las observaciones planteadas o calificando ambientalmente desfavorable el proyecto.La línea, que pasa por las comunas de Colbún, Linares, Longaví, Parral, Cabrero, Chillán Viejo, Coihueco, El Carmen, Pemuco, Pinto, San Carlos y Ñiquén, considera la construcción y operación de una línea de transmisión eléctrica de aproximadamente 196,5 km de longitud y la habilitación de paños de conexión en las respectivas subestaciones Charrúa y Ancoa.

Industria de la energía abordará en ElecGas 2016 los desafíos inmediatos para el sector

Los últimos análisis realizados indican que la industria de la energía es la que concita hoy el interés de los inversionistas en el país provocando que sea este el que lidere las inyecciones de capital en los últimos meses. Espaldarazo para un sector que años atrás vivió también los vaivenes de la economía, pero que hoy muestra una robustez gracias al ingreso de nuevas tecnologías, a la confianza de las empresas por invertir y a la cada vez más diversificada matriz energética nacional

que incluye un importante aporte de las energías alternativas.Es en ese marco que el Grupo Editorial Editec vuelve a organizar el Encuentro Energético ElecGas 2016, principal reunión del sector en el país donde se plantea un debate de alto nivel en torno a las principales mate-rias que hoy son clave para el futuro de la industria. En su XV Versión ininterrumpida, altos ejecutivos y expertos tanto nacionales como extranjeros abordarán temas como el

desarrollo de las licitaciones de suministro eléctrico y el desenlace en torno a la Ley de Transmisión; el nuevo diseño de la red de transmisión y la conformación del nuevo operador del sistema; los avances en torno a la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio; el rol del financiamiento en los proyectos de inversión en energía, y la influencia de las ERNC en el actual y el futuro sistema.Más información en www.elecgas.cl

Enel Green Power Chile inició construcción de planta solar en región de Coquimbo

Enel Green Power ha iniciado la construcción de la planta fotovoltaica “La Silla”, de 1,7 MW en la región de Coquimbo, en la comuna de La Higuera, desde donde entregará energía al observatorio astronómico del mismo nombre.El CEO de la empresa en Chile, Francesco Venturini, informó que se invertirán US$3,4 millones para la construcción de la planta, la cual se espera esté terminada en la prima mitad de este año.De acuerdo a lo informado por la compañía, La Silla “utilizará paneles de última generación, incluyendo innovadores módulos bifaciales e inteligentes. El módulo inteligente cuenta con un microchip que optimiza la producción de cada panel, permitiendo entregar electri-cidad a la red, independientemente de cualquier mal funcionamiento eventual que afecte a otros paneles, a diferencia de los módulos convencionales donde un panel que tenga un fallo puede afectar a la producción de los otros paneles en funcionamiento”. “El módulo bifacial capta la energía solar desde ambos lados del panel PV, a diferencia de los módulos tradicionales que capturan la energía por un solo lado”, se indicó en la empresa.

Central Termoeléctrica Bocamina.

En una resolución unánime, el Tercer Tribunal Ambiental resolvió acoger una reclamación interpuesta por Endesa en contra de una multa que la Superintendencia del Medio Ambiente (SMA) aplicó a la empresa dueña de la planta termoeléctrica Bocamina en la comuna de Coronel, Región del Biobío.Se trata de la Resolución Exenta N° 404, del 20 de mayo de 2015, dictada por la SMA, la que fue emitida en cumplimiento de una sentencia del Tribunal Ambiental, de marzo de 2015. En dicha sentencia, el Tribunal ordenó a la SMA considerar adecuadamente el factor de intencionalidad de la empresa al operar su planta sin Resolución de Calificación Ambiental (RCA), debiendo haberlo hecho.Luego de la resolución del Tercer Tribunal Ambiental, la Superin-tendencia emitió la Resolución de mayo de 2015, la que también fue reclamada por la empresa. Ante esta última presentación, el Tribunal con asiento en Valdivia, sostuvo que la Resolución no se ajustó a derecho, puesto que la Superintendencia no justificó ade-cuadamente el incremento en la sanción en base a su metodología de determinación de sanciones.En su presentación, Endesa plantea que “la resolución reclamada carece de fundamentación y proporcionalidad para determinar el monto de la multa impuesta, ya que la Superintendencia solo señaló que, debido a la consideración del factor intencionalidad, la multa por la infracción D.1 (operar sin RCA) aumentaba desde 977 UTA a 1477 UTA. Al respecto, la empresa se pregunta los motivos por los que se llega a esa diferencia de 500 UTA, y por qué no a otras cifras, concluyendo que la resolución reclamada, al no expresar las consideraciones tenidas en cuenta para la determinación de la sanción ni el cómo se arribó al cálculo de la misma, incumpliría con un estándar mínimo de fundamentación para que las decisiones de la Superintendencia sean inteligibles y autosuficientes”.

Ordenan a SMA justificar aumento de multa a Endesa por infracción en Bocamina

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AGENDA ABRIL / MAYO

Abril

May

o

IX Exploration ForumOrganiza: Grupo Editorial Editec

Lugar: Hotel Sheraton

Contacto: bvalenzuela@editec.cl,

hcarrasco@editec.cl

Más información:

www.explorationforum.com

4

al

Expomin 2016Organiza: Fisa

Lugar: Espacio Riesco, Santiago

Contacto: ventas@expomin.cl

Más información:

www.expomin.cl

25 29

al

III versión de Expo Frío Calor ChileOrganiza: Cámara Chilena de Climatización y Refrigeración, Asociación Gremial de Pro-fesionales en Climatización y Refrigeración, y Arma Productora

Lugar: Centro Cultural Estación Mapocho, Santiago

Contacto: info@cchryc.cl

Más información: www.expofriocalorchile.cl

11 13

al

XV versión de ElecGas 2016Organiza: Grupo Editorial Editec

Lugar: Hotel Grand Hyatt Santiago

Contacto: bvalenzuela@editec.cl, hcarrasco@editec.cl

Más información: www.elecgas.cl

16 17

Electricidad al Día es el newsletter que de lunes a viernes, a partir de las 08:30 am, mantiene informado al sector energético con una selección de noticias nacionales.

LA EDITORIAL TÉCNICA Y DE NEGOCIOS LÍDER DE CHILE www.editec.cl

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13.700Fuente: Mailchimp, agosto 2015.

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n esta verdadera “explosión”, muy expansiva

por lo demás, de las inversiones y la materiali-

zación de proyectos de Energías Renovables

No Convencionales (ERNC), irrefutablemente

ya presentes en el segmento de generación eléctrica del país,

¿cuál es el rol de la empresa local de oferta de servicios, trans-

ferencia tecnológica y desarrollo e integración de soluciones?

Más allá de la discusión de proyectos más o proyectos menos

que se materializarán, es una evidencia de la causa que la matriz

de generación eléctrica sufrirá una interesante modificación en

su distribución, inyectándose al sistema interconectado, miles de

MW de ERNC, especial-

mente fotovoltaicas (FV)

y de concentración solar

(CSP), sumadas estas, a

plantas eólicas y minihi-

dros de pasada.

Además, el SIC y el SING se verán, en un futuro muy próximo,

interconectados entre sí, abriendo un nuevo campo de oportu-

nidades, para que las transferencias de potencia se produzcan y

para que las transacciones de energía ocurran en un escenario

nuevo, dinámico, para el cual todos los actores del sector se

están preparando.

Es sabido que fondos de inversión y empresas extranjeras

han liderado esta ruta hacia el cambio cuantitativo y cualitativo,

aportando capital, tecnología y conocimiento para la concreción

de estos proyectos ERNC. Pero, ¿qué rol le cabe a las entida-

des locales: sociales, gubernamentales, universidades, a los

centros de investigación y a la empresa nacional, esta última

con su oferta de servicios, de transferencia tecnológica y de

E desarrollo e integración de soluciones propias? ¿O vamos a

ver pasar este boom, constatando después de 10 años, que

ni el conocimiento, ni la supervisión sobre aquellas plantas

construidas, ni las soluciones propias para nuestras particula-

ridades, se han desarrollado localmente y menos que estemos

en condiciones de exportar dichas soluciones?

Desde todos los ámbitos mencionados en la primera pregunta

se debe incentivar, fomentar y generar instancias que permitan

crear capacidades locales para esta industria: las regulaciones;

la certificación de equipos; las normas y estándares deben

actualizarse y estar claros; la modernización del SIC-SING (su

regulación y exigencias de

calidad); la formación de

profesionales y técnicos

especializados; la certifi-

cación de instaladores; la

priorización de regiones y

sectores ciudadanos pro-

clives a recibir el beneficio de estas tecnologías; la investigación

y el desarrollo en universidades, en centros de I+D, en empresas

nacionales; la capacidad de servicio local, en empresas que

estén preparadas para brindar operación, mantenimiento, asis-

tencia técnica y mejora continua de estas plantas y sistemas.

Entiéndase como empresa nacional, toda empresa con RUT

chileno, de capitales chilenos o extranjeros, pero que marque

preferencias por el desarrollo local de capacidades.

Finalmente, se trata de crear un ecosistema en el entorno de

esta tecnología, con una masa crítica de empresas y personas

idóneas, y por qué no, esta industria entregando soluciones

propias, incluso exportables al mundo.

Las ERNC y su importancia en la diversificación productiva

Se debe incentivar, fomentar y generar instancias que permitan crear capacidades

locales para esta industria.

Por Juan Andrés Menchaca, presidente de la Asociación de la Industria Eléctrica y Electrónica (AIE A.G.).

Columna de Opinión

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NOMBRE: Parque Solar Finis Terrae (ex Crucero Oeste)

160 MW

Capacidad instalada Inversión

US$270 millones

Generación anual

400 GWh

DESARROLLADOR:Enel Green Power

PROVEEDORES: Grupo Cobra (equipamiento eléctrico).

CARACTERÍSTICAS: Cuenta con 668.160 módulos solares de 240 Wp cada uno, dentro de una superficie de 557 hectáreas

PRIMER semestre de

2016

Informe Técnico

s el parque solar que tiene la ma-

yor capacidad instalada del país,

con un total de 160 MW, cuando

esté en plena operación. Se trata

del proyecto fotovoltaico Finis Terrae cuya cons-

trucción partió en julio del año pasado en la comu-

na de María Elena (en la Región de Antofagasta).

El anteriormente llamado proyecto “Crucero Oes-

te” se estima que inyectará al SING más de 400

GWh al año.

Esta central ERNC, comenzó a despachar las

primeras cargas de energía al Sistema Interconec-

E tado del Norte Grande (SING), como indican los datos

del CDEC SING, donde se detalla que en la primera

semana de febrero se inyectó un promedio de 0,2

GWh. Se prevé que el parque esté en plena operación

comercial durante este semestre, proyectando una

generación de más de 400 GWh al año, equivalente

al consumo eléctrico de 189 mil hogares.

DetallesEl parque es de propiedad de cinco sociedades ve-

hículo controladas por Enel Green Power Chile y su

construcción demandó un total de US$270 millones,

además de tener un contrato de compraventa de

energía suscrito a largo plazo con Endesa Chile.

Opera en Región de Antofagasta

Parque solar Finis Terrae tiene la mayor capacidad instalada en el país

Parque solar Lalackama de Enel Green Power en la región de Antofagasta.

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Informe Técnico

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El proyecto obtuvo la Resolución de Calificación Am-

biental (RCA) en octubre de 2012, donde se indica

que la potencia efectiva de la generación eléctrica

del parque es de 145 MW, “debido a las pérdidas que

se producen durante el proceso de conversión de la

radiación solar en energía eléctrica”.

De acuerdo al detalle entregado al Sistema de Eva-

luación de Impacto Ambiental (Seia), el parque cuenta

con 668.160 módulos solares de 240 Wp cada uno,

los cuales están instalados “sobre seguidores a un

eje inclinados agrupados en 180 paneles por cada

seguidor, con un total de 3.712 seguidores”, dentro

de una superficie de 557 hectáreas.

Los paneles están compuestos por vidrio (82%),

aluminio (12%), silicio (2%), y otros materiales (4%).

“El seguidor es del tipo a un eje, el ángulo de inclina-

ción es entre 0 y 20 grados para un aprovechamiento

máximo de la radiación a lo largo de la trayectoria del

solar”, señala el proyecto.

El total de módulos fotovoltaicos suman 12.695 tone-

ladas, mientras que las estructuras de montaje llegan

a 18.560 toneladas, y el centro de transformación de

la planta totaliza 7.424 toneladas.

TransmisiónLas obras de transmisión incluyen una línea de Alta

Tensión y una subestación GIS elevadora de 23

kV/220 kV, de circuito simple, que conectará el parque

con el SING en la subestación Encuentro, a través de

un tendido de 7,3 kilómetros (con un ancho de franja

de servidumbre de 50 metros). La subestación

está compuesta por cuatro transformadores de

poder y tiene una superficie de 4.900 metros

cuadrados.

La infraestructura de la línea será compartida con

el parque solar Blue Sky (ex Crucero Este), de 128

MW y supone una inversión de US$12,1 millones.

Desde el punto de vista del impacto ambiental,

la planta solar contempla un consumo de agua

de 48 metros cúbicos al mes, además de tener

un depósito subterráneo con una capacidad de

12.000 litros.

Del mismo modo, la presentación al Seia del pro-

yecto sostiene que en la etapa de operaciones

“no se contempla la generación de aceites usados

de transformadores, ya que dichos equipos serán

encapsulados en seco”.

Además, en el área del proyecto “se emplazará

una bodega para el almacenamiento de residuos

y desechos peligrosos provenientes de la etapa

de operación”.

ComunidadesEn el relacionamiento con las comunidades el

proyecto informó al Seia que se “implementarán

y desarrollarán capacitaciones ambientales en

colegios de la comuna de María Elena, dando a

conocer a la comunidad escolar los beneficios

del uso de las energías renovables, en especial

de la solar”.

También se realizarán “proyectos orientados al

ámbito tecnológico y turístico”, junto con la pro-

puesta de construir un “mirador panorámico en

la planta, junto a una sala que muestre de mane-

ra ilustrativa y didáctica el funcionamiento de la

planta fotovoltaica y sus componentes”.

La vida útil del parque se estima en 25 años, aun-

que en la Resolución de Calificación Ambiental

(RCA) se sostiene que “al término de este período

se evaluará mantener la operación de la planta,

pudiendo ser su vida útil de unos 20 años más”.

Parque Lalackama de EGP. Proyecto Finis Terrae tendrá 668.160 módulos solares de 240 Wp cada uno.

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De visita en nuestro país, el especialista aseguró que tenemos una de las poblaciones más educadas y con mayor experiencia en energías renovables en la región, por lo que las posibilidades de manufacturar tecnologías verdes y venderlas a nuestros vecinos son muy altas.

n el contexto de una invita-

ción realizada por el Consejo

Empresarial de Energía Chile-

Estados Unidos de la Cámara

Chileno Norteamericana de Comercio (Am-

Cham Chile), el profesor de energía y recursos

naturales de la Goldman School of Public Policy

y director del Renewable and Appropriate Energy

Lab (RAEL) de la Universidad de Berkeley, Da-

niel Kammen, conversó con Revista ELECTRICI-

DAD sobre su experiencia y visión sobre nuestro

país en el ámbito de las Energías Renovables

No Convencionales (ERNC).

¿Según sus investigaciones, cuál es la

tecnología ERNC más desarrollada a nivel

mundial y cuál es el principal desafío para

implementarla masivamente?

No hay ninguna que sea mejor que la otra,

cada una tiene sus ventajas. Lo ideal es

desarrollarlas todas para que se

complementen. El gran desafío

actual no es la tecnología en

sí sino que haya más conoci-

miento sobre ellas. El hecho

de que algunos países tengan

precios más bajos de gas, car-

bón o diésel lo hace más difícil.

Otro desafío es la estructura

de financiamiento de nuevas

tecnologías.

¿Qué opina acerca de que

Chile no tenga subsidios

para las ERNC?

No es necesario tener subsi-

dios. Chile tiene la mejor mez-

Ecla de energías renovables, con su radiación

solar (tal vez la mejor de la región), viento, y

geotermia. En este contexto, más que aportes

financieros, es más relevante que se haga una

evaluación integral de cuál es el impacto de la

energía no limpia.

¿Cree factible de que un país como el

nuestro pueda convertirse en la capital

mundial de la energía solar?

Hoy, los líderes en ERNC son Alemania, Portu-

gal, Dinamarca, Korea, Kenia y Estados

Unidos y creo que Chile tiene una

de las poblaciones más educa-

das y con más experiencia de la

región en ERNC por lo que las

posibilidades de manufacturar

tecnologías verdes y vender-

las a sus vecinos son muy

altas.

Daniel Kammen, experto en energía y académico de la Universidad de Berkeley

“Chile no necesita subsidios para las ERNC y puede exportarlas”

El académico Daniel Kammen es autor de más de 90 publicaciones en revistas especializadas, además de un libro sobre riesgos medioambientales, tecnológicos y sanitarios.

Foto: Gentileza Amcham.

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Especialistas enumeran a Revista ELECTRICIDAD las principales aplicaciones que se usan poco a poco en el país, con el objetivo de reducir la demanda energética del sector que actualmente registra un consumo superior a 30%.

a última edición del Balance

Nacional de Energía muestra

que el transporte representa un

33,2% del consumo energético

del país, por lo que las autoridades públicas, junto

a las empresas, se han planteado la meta de

avanzar en el uso de tecnologías eficientes para

reducir la demanda del sector.

Es en este escenario donde especialistas consul-

tados por Revista ELECTRICIDAD mencionan la

lista de tecnologías eficientes más usadas a nivel

internacional y que poco a poco se implementan

a nivel nacional, especialmente para el transporte

público de pasajeros.

En opinión de los expertos, la electricidad es la

tecnología dominante para obtener mayor efi-

ciencia en el transporte, de la cual se desprenden

Llas aplicaciones híbridas, que mezclan energía

eléctrica con combustibles fósiles, y las de alma-

cenamiento energético con baterías.

ElectricidadFranco Basso, académico de la escuela de Inge-

niería Industrial de la Universidad Diego Portales,

señala que las tecnologías eléctricas son las más

eficientes que se aplican en el país, mencionando

lo realizado por Chilectra, que “elaboró un estudio

Aplicaciones eléctricas, híbridas y con almacenamiento energético

Tecnologías eficientes en transporte público

En 2018 se proyecta tener 1.500 buses de transporte de pasajeros que usen tecnología eléctrica.

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que muestra las ventajas económicas, de costos y

medioambientales de contar con un mayor parque

de autobuses eléctricos. Su apuesta es tener

1.500 buses eléctricos en Santiago para 2018

aprovechando la renovación de buses que se

debe realizar con motivo de la renegociación de

contratos del Transantiago en 2018”.

Otros vehículos eléctricos son los que operan en

las comunas de Santiago y Providencia, donde el

transporte público utiliza esta tecnología.

Jean Paul Zalaquett, gerente de Innovación de

Chilectra, indica que los dispositivos eléctricos

se basan en “la diversificación energética en la

base, obteniendo una eficiencia que triplica la de

combustibles fósiles en toda la cadena energética

−desde la generación a las ruedas del vehículo− y

en tener cero emisiones locales, de ruido y gases

contaminantes”.

De acuerdo al ejecutivo, “la movilidad eléctrica

ya es una realidad en el país y seguirá creciendo

su aplicación. Para autos particulares y motos ya

existe la infraestructura de carga y disponibilidad

de modelos en el mercado chileno. En el corto

plazo, el mayor potencial de crecimiento será en

el transporte público”.

AlmacenamientoMarcelo Salinas, gerente de Movilidad de Siemens

Chile, afirma que el desarrollo de tecnologías de

almacenamiento permitirá que el transporte públi-

co eléctrico se masifique. “La tecnología del bus

eléctrico requiere de un sistema de acumulación

(baterías) más potente para el almacenamiento

de energía eléctrica y así asegurar su autonomía

operativa”.

Según Víctor Ballivián, presidente de la Asocia-

ción Gremial de Empresas Internacionales de

Productos Eléctricos (Epei), las baterías de litios

son el material más usado en la tecnología de

almacenamiento, las que se materializan con los

sistemas de cargas conocidos en Chile como

electrolineras.

“Estos sistemas de almacenamiento de ener-

gía se cargan en la noche y tienen la virtud de

que también entregan energía a la red, pues el

Consumo sector transporte (Tera Calorías)

Energético 2010 2011 2012 2013

Derivados del petróleo 83.386 86.590 86.974 93.158

Petróleo Combustible 8.292 8.386 5.027 5.871

Diésel 36.733 41.412 42.213 45.464

Gasolina de motor 30.833 28.766 29.139 31.927

Kerosene 5 8 8 49

Gas Licuado 75 159 366 412

Gasolina Aviación 84 38 208 195

Kerosene Aviación 7.364 7.820 9.713 9.240

Nafta 0 2 0 0

Gas Refinería 0 0 0 0

Coke de Petróleo 0 0 0 0

Derivados de uso industrial 0 0 0 0

Electricidad 375 411 408 439

Carbón 0 0 0

Coke Mineral 0 0 0 0

Alquitran 0 0 0

Gas Coke 0 0 0

Gas Alto Horno 0 0 0

Gas Corriente 0 0 0

Gas Natural 197 188 325 312

Metanol 0 0 0

Leña y Biomasa 0 0 0

Eólica 0 0 0

Solar 0 0 0

Biogás 0 0 0

Fuente: Balance Nacional de Energía

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Punto de recarga eléctrica de Chilectra en Santiago.

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cargador no es otra cosa que un inversor que

se alimenta de corriente alterna a la corriente

continua que alimenta a las baterías, las cuales

hacen el proceso inverso para entregar energía

a la red”, precisa.

Tecnologías híbridasEn esta área Marcelo Salinas sostiene que las

tecnologías híbridas ocuparán un mayor espacio

en el país. “Si se entiende por híbrido, la mezcla de

combustión diésel con accionamiento eléctrico,

es un paso en el sentido de llevar el transporte

hacia un futuro full eléctrico, sin cajas de cambio

ni combustión fósil. Pero debe tenerse presente

que una transición híbrida siempre conlleva un

mayor costo inicial”.

Jean Paul Zalaquett agrega que el cambio tec-

nológico “aumentará considerablemente las

aplicaciones eléctricas puras e híbridas, en las

cuales se certificará que la energía aportada

sea 100% proveniente de fuentes renovables”.

Claudio Gavilán, jefe del Área Transporte de

la Agencia Chilena de Eficiencia Energética

(AChEE), destaca que la tecnología híbrida se

caracteriza por tener más de una aplicación. “Al-

gunos vehículos tienen un motor de combustión

interna convencional y además un motor eléctrico.

Hay vehículos que utilizan el primer tipo de motor

que va cargando la batería del sistema eléctrico,

la que entra en funcionamiento, por ejemplo en

carreteras, ahorrando el consumo de combustible.

Hay otra tecnología que usa el motor eléctrico

cuando el vehículo está metido en un taco, pero

cuando va en carretera, en estado de revoluciones

pareja, usa el motor a gasolina”.

Otras tecnologíasAdemás de las tecnologías que se derivan de la

electricidad, Claudio Gavilán señala que existen

otros dispositivos que ayudan a los vehículos a

mejorar su eficiencia en el consumo de combus-

tibles, como lubricantes, neumáticos y el diseño

aerodinámico.

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Publicaciones

Además de las aplicaciones tecnológicas que se implementan en el país,

existen otras iniciativas para difundir su uso, como el Sistema de Etiquetado

de Eficiencia Energética que publicará Chilectra, con ayuda de Corfo,

“con lo cual se sabrá con plena claridad la eficiencia de cada tipo de bus

y su tecnología”, asegura Jean Paul Zalaquett, gerente de Innovación de

Chilectra, lo que se suma al Catálogo de Tecnologías Eficientes que este

año publicará la AChEE.

“Todas estas tecnologías se han probado bajo

la norma chilena NCH 3331. La AChEE ha cer-

tificado 13 pruebas de eficiencia energética en

transportes. A mediados de año se publicará un

catálogo de tecnologías eficientes”, sostiene el

especialista de la AChEE, quien describe cada

una de las aplicaciones:

Neumáticos de baja resistencia a la roda-

dura: “De acuerdo a su composición contribu-

yen a que no se deformen como los neumáticos

tradicionales con el uso, por lo que evitan que

haya una menor resistencia a la rodadura. Cada

vez que un neumático rueda por la carretera se

deforma y eso genera un mayor esfuerzo para el

motor del vehículo. El diseño de estos neumáticos

hace que se deformen de manera más eficiente,

ayudando a que el motor tenga un esfuerzo menor.

Los resultados de estos productos generan un

3% de ahorro energético”.

Lubricantes de baja viscosidad: “Al ser más

delgados en su composición hacen que las piezas

de un motor se muevan más fácilmente, requi-

riendo menos esfuerzo para moverse, por lo que

alcanzan ahorros de 9,5%”.

Dispositivos aerodinámicos: “Ayudan a re-

ducir la resistencia al viento cuando el vehículo se

mueve a velocidad importante, porque la aerodiná-

mica afecta de manera importante al consumo de

combustible, logrando ahorros de hasta 15%. Los

vehículos de carga y de pasajeros han empezado

a ser importados con aerodinámica de fábrica, los

cuales ya tienen forma de bala”.

Celdas de hidrógeno: “Es una tecnología que

aún está en etapa de desarrollo. Hay diferentes

sistemas de hidrógeno a los cuales se les pone

agua y el proceso de electrolisis entra a la cámara

de combustión, haciendo que el motor funcione”.

Vehículo de la flota eléctrica de la Municipalidad de Providencia.

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Análisis

La línea de investigación en recursos renovables del Centro de Biotecnología de Sistemas de Fraunhofer Chile Research (FCR-CSB) está desarrollando en Chile la Carbonización Hidrotermal, una tecnología única en América Latina y muy incipiente en Europa, que permite transformar residuos orgánicos en biocarbón de alta calidad.

ada año en Chile se generan

unos 4,8 millones de toneladas

de residuos sólidos orgánicos y

solo el 10% de ellos se valoriza.

El resto se deposita en vertederos y rellenos sa-

nitarios, donde producto de su descomposición,

se generan alrededor de 3 millones de megato-

neladas de CO2.

La mayor parte de ellos tiene un alto grado de

humedad, por lo que hasta ahora no existían

procesos capaces de procesarlas de una forma

eficiente.

La tecnología de carbonización hidrotermal ofre-

ce una solución sustentable a la contaminación

Ccausada por los residuos, ya que transforma la

materia orgánica, independiente de su humedad

y origen, en un biocombustible sólido de elevado

poder calorífico y baja humedad, alto rendimiento

en la combustión y sin emisiones de CO2.

Este proceso ocurre en un medio acuoso, por lo

que la humedad de la biomasa de origen no resulta

Tecnología utiliza residuos orgánicos

Fraunhofer desarrolla en Chile biocarbón para uso industrial y domiciliario

Por Lothar Driller, investigador en recursos renovables de Fraunhofer Chile Research.

La tecnología de carbonización hidrotermal se usa principalmente en la producción de biocarbón para la combustión.

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Análisis

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un inconveniente. El proceso permite concentrar

el poder energético de la biomasa de origen en

un biocombustible sólido rico en carbón (hasta un

85%) y generar agua fertilizada que puede ser re-

aprovechada en riego. Además, el proceso genera

calor, que puede ser reutilizado en nuevos ciclos.

Este producto tiene un poder calorífico similar

o superior al carbón tradicional, de hasta 30 MJ

por kilogramo. Puede utilizarse en calderas indus-

triales de mediano tamaño, de entre 100 kW y 1

MW, para sistemas de cogeneración de calor y

electricidad y en estufas para calefacción domi-

ciliaria. También puede utilizarse como energía en

procesos industriales de la metalurgia, entre otros.

Cabe destacar que el mercado de los pellets para

termo-estufas aumentó de 29 mil toneladas en

2013 a 45 mil toneladas en 2014 y se calcula

que hay al menos unas 6 mil toneladas faltantes.

Un kilo de pellets cuesta entre $180 y $200 y

un litro de parafina cuesta en torno a los $720.

Sin embargo, un kilo de un biocarbón de alta

calidad elaborado a partir de residuos, tiene un

poder calorífico muy superior al pellet y cuesta

entre $75 y $150.

Además, en conjunto con el Centro de Tecnolo-

gías para Energía Solar se evalúa el uso de energía

solar para aumentar la rentabilidad del proceso y

su independencia de recursos fósiles.

Entre los residuos que se pueden utilizar para

generarlo están los desechos de las industrias

hortofrutícola, vitivinícola y forestal. Además, se

pueden emplear los lodos de las plantas de tra-

tamiento de agua, efluentes de celulosa o sedi-

mentaciones de la piscicultura.

Además de producir biocarbón, esta tecnología

permite generar otros productos de valor agre-

gado.

La tecnología de carbonización hidrotermal se

usa principalmente en la producción de biocarbón

para la combustión (con un precio aproximado de

US$100 por ton) a partir de lodos, poda, cortezas,

residuos domésticos, etc. Pero tiene una alta

versatilidad de aplicaciones. Entre ellas, el hidro-

lizado de proteína como alimento para animales

(US$1.600 por ton). Además, es posible generar

materiales de carbón activo (US$1.000 – 2.000

por ton), que se utiliza en filtros para la depuración

de agua, absorción de CO2 o como absorbente de

bajo costo para aguas contaminadas con uranio,

cobre o cadmio.

También es posible producir carbón negro

(US$1.000 por ton), que tiene la capacidad de

incrementar la eficiencia de células de combus-

tible, y cuyo uso está siendo estudiado para el

almacenamiento de energía, células energéticas

o tecnologías de cromatografía, con un mercado

potencial de US$90 mil millones.

El objetivo es desarrollar procesos basados en

la carbonización hidrotermal para la valorización

de residuos en Chile y en otros mercados en

Latinoamérica. De hecho, se avanza en la investi-

gación y optimización del uso de la carbonización

hidrotermal para la valorización de residuos de la

industria agrícola y alimenticia de Brasil.

Por otra parte, Fraunhofer Alemania sigue inves-

tigando para optimizar este proceso, incorporan-

do una atmósfera de vapor en vez de un medio

acuoso, que constituya una solución más eficiente

para el uso de residuos secos.

Entre los residuos que se pueden utilizar para generar el biocarbón están los desechos de las industrias hortofrutícola, vitivinícola y forestal.

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Eaton lanza Power Xpert CX®

Con más de un siglo de experiencia en sistemas de Baja Tensión, Eaton lanzó el Power Xpert CX®, la reciente solución para centros de distribución y control de motores hasta 5500A diseñados bajo nor-ma IEC 61439-2 y testeado de acuerdo a criterios 1-7 de acuerdo a IEC/TR 61641 para condiciones bajo arco interno. Gracias a su diseño modular, explicó la compañía, CX ofrece máxima flexibilidad con múltiples opciones de estructuras fijas, enchufables, removibles o extraíbles diseñados con forma 2a a 4b, permitiendo que estructuras de distribución y control de motores puedan ir unidas dentro de un mismo panel. Enfocado en la reducción de espacio, es posible albergar hasta 24 alimentadores de 160A o 25 partidas de motor de 15 kW, así como también tener 4 interruptores corte al aire hasta 1250A en una sola columna de 800mm. Cuenta con opciones en el compartimiento de cable desde 175mm a 600mm de ancho, además, siendo más flexible, es

posible tener columnas esquineras que posibilitan tener estructuras en forma de “L”, “U” o back-to-back y distintas posi-ciones de barras principales y distribución.

ABB suministró 42 transformadores para Parque Solar Luz del Norte

Un total de 42 transformadores preparados para operar en el ambiente del desierto chileno suministró ABB Chile a la empresa First Solar, los cuales fueron instalados en el parque solar Luz del Norte, que tiene una capacidad instalada de 141 MW, ubicado 58 kilómetros al noreste de Copiapó.Los equipos fueron entregados durante el año pasado desde Brasil, como señala Lucas Poersch, Marketing & Sales Manager de ABB en Brasil: “Teníamos muchas exi-gencias técnicas para el producto debido a la aplicación solar. Fue necesario desa-

rrollar un diseño suficientemente robusto y con un buen punto de aislamiento para soportar variaciones de tensión, armónicos en el ciclo de operación y su instalación en el ambiente agresivo del desierto”.Por este motivo se hicieron pruebas en fábrica de calentamientos con sensores de fibra óptica para medir variaciones de temperatura del equipo, además de una prueba de impulso destructivo para comprobar el aislamiento. “En la prueba de impulso destructivo, se aplicó una tensión muy superior a la exigida para la clase del

transformador, cerca de 30% más, sin falla. Para todos los equipos se hicieron ensayos de impulso que es una prueba crítica y todos respondieron bien”, afirmó Sergio Schlickmam, Quality & Technology Manager de ABB en Brasil.Se espera que el parque solar Luz del Norte entre en funcionamiento en 2016 produciendo energía equivalente a 174.000 viviendas y al mismo tiempo evitando emisiones de C02 equivalentes a más de 185.000 toneladas métricas por año.

Endress+Hauser introduce nueva solución para medir la densidad del gas

Endress+Hauser informó la introducción al mercado de una innovación para medir la densidad del gas. Se trata del Nano-mass Gas Density, que según la empresa responde a la demanda de los clientes de una mirada más cercana a la producción, distribución y consumo del gas.La nueva herramienta, destaca la firma, representa una contribución a la Tecnolo-gía Analítica de Procesos (PAT o Process Analytical Technology, por sus siglas en inglés). “Al medir la densidad en terreno, el cliente recibe información instantánea sobre las propiedades del gas, y por ende, de la calidad del mismo”.De acuerdo con Endress+Hauser, el Nanomass Gas Density le añade valor a las siguientes aplicaciones: Monitoreo y demostración de calidad; determinación aproximada de valores caloríficos; actuali-zación de puntos de medición volumétricos, y control del mezclado.

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Sistema de control Yokogawaes usado en planta híbrida-flywheels de almacenamiento de energía en Europa

Yokogawa Irlanda suministró un sistema de control para la planta con tecnología híbrida-flywheels de almacenamiento de energía renovable en Rhode, en el Condado de Offaly (en Irlanda). Esta planta fue inaugurada por la compañía Schwungrad Energie, dueño y operador de la misma. Se destaca porque cuenta con un potencial ilimitado para alma-cenar energía 100% limpia, sin uso directo de combustible o consumo de agua, explican sus promotores.Schwungrad Energie ha desarrollado este sistema híbrido de almacenamiento de energía en colaboración con el De-partamento de Física y Energía de la Universidad de Limerick, y trabajará con el operador del sistema de transmisión

irlandés para conectar la planta a la red eléctrica. Se trata de un proyecto piloto, en el marco del Programa de Red Inteligente (Smart Grid Programme).El proyecto contempla dos unidades híbrido-Flywheel del fabricante Beacon Power de 160 kW y baterías Hitachi Chemical con capacidad hasta 240 kW. La planta tendrá una capacidad máxima de 400 kVA en la entrada y una capacidad máxima de 422 kVA en la salida, una vez que esté conclui-da. Las baterías almacenan la energía cinética de una masa en rotación y permiten su conversión a electricidad, pudiendo suministrar energía durante periodos largos de tiempo o bien en ciclos menores.

Siemens obtuvo eficiencia de 61,6% en central eléctrica alemana

La empresa Siemens estableció tres ré-cords en la industria energética mundial en la central eléctrica de Düsseldorf, donde se genera electricidad con una planta de ciclo combinado que usa una turbina de gas de clase H para la em-presa de servicios públicos Stadtwerke Düsseldorf AG.El primero se produjo durante la prue-ba previa a la aceptación, cuando la unidad “Fortuna” llegó a alcanzar una generación eléctrica máxima de 603,8 megavatios (MW), lo que supone un nuevo récord para una planta de ci-clo combinado de este tipo con una configuración monoeje. También se logró un nuevo récord mundial con una eficiencia de generación del 61,5%, lo que batió la anterior marca récord del 60,75% establecida en mayo de 2011 en la central eléctrica de Ulrich Hartmann, ubicada en Irsching, en el sur de Alemania.

La unidad “Fortuna” también es ca-paz de generar hasta 300 MW para el sistema de calefacción del distrito de Düsseldorf, lo que constituye otro récord internacional para una planta equipada únicamente con una turbina de gas y vapor, permitiendo un nivel de utilización de combustible del 8%, a la vez que reduce las emisiones de CO2 a 230 gramos por kV.

Inauguración de planta híbrida en Irlanda.

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La empresa Lureye Electromecánica recibió recientemente la visita de su proveedor Delta, en sus oficinas de Santiago, donde se revisó la planificación y las proyecciones para este año en el mercado local, además de abordar temas como la presencia en ferias, workshops, seminarios y en medios de comunicación físicos y virtuales.En la reunión estuvieron presentes el gerente general de Lureye Electromecánica, Francisco Javier Díaz, junto a Santiago Dotta, Sales Manager Southern Cone Region de Delta, y a Víctor Romo, Product manager de Lureye.Otro punto analizado por los ejecutivos fueron los canales más oportunos de comunicación para llegar a los clientes y la continua capacitación del personal para la entrega de servicios, manteniendo el apoyo en locales por garantías, asesorías o modificaciones de productos, gracias a las certificaciones otorgadas por los fabricantes.

Finning apoya primera planta de biogás en la V Región

La concreción del proyecto de biogás “El Molle” contó con el apoyo técnico especialista de Finning a través de la venta de tres equipos Caterpillar modelo CG170-16 de 1,5 MW cada uno, proveniente de la fábrica Manheim en Alemania cuyos principales atributos son la alta confiabilidad y por contar tanto con la cobertura como con el soporte que proporciona Finning. Los equipos permitirán inicialmente la generación de 4,5 MW a la nueva planta que se encuentra ubicada en un predio municipal de 80 hectáreas, en el sector Camino la Pólvora, y que posee un potencial final de 8 MW que serán inyectados a la red de distribución de la empresa Chilquinta. Fabio Peláez, Director de Energía y Motores de Finning Sudamérica, explicó que “este tipo de tecnología posee gran potencial, debido a que puede ser implementada en cualquier industria que produzca desechos orgánicos y Finning puede apoyar estos proyectos desde la evaluación, diseño y la ingeniería de la planta de tratamiento de gas y de la planta de generación eléctrica, además de ver la cogeneración con energía térmica”.

ENAPEl directorio de la Sociedad de Fomento Fabril (Sofofa) designó a Paul Schiodtz Obilinovich como Director de ENAP, en reemplazo de Janet Awad Pérez, quien declinó dicha nominación. El ejecutivo es ingeniero civil mecánico. Fue presidente de la Asociación Gremial de Industriales Químicos (Asiquim) entre junio de 2012 y mayo de 2013, organización en la que

actualmente integra su directorio. También es miembro del directorio de Dadneo, organización dedicada a temas de emprendimiento y venture capital.

HENKELA partir del 1 de mayo de 2016, Hans Van Bylen será el nuevo CEO de la empresa alemana Henkel, en reemplazo de Kasper Rorsted, quien ha decidido no renovar su contrato más allá de 2017, por lo cual dejará la compañía a petición propia el 30 de abril de 2016. Van Bylen trabaja en Henkel desde 1984, convirtiéndose en miembro de la Junta Directiva desde 2005 como

responsable para el negocio de Beauty Care.

FINNING SUDAMÉRICAEl ingeniero civil industrial de la universidad Diego Portales, Juan Enrique Toso, asumió nuevas funciones como director comercial Product Support Minería para Finning Sudamérica. El profesional lleva más de 15 años en la compañía y posee una vasta experiencia en la industria minera, incluyendo la dirección de Industria Minería y la dirección Zona Centro Sur

Minería para Finning Sudamérica.

VULCOLa compañía informó que Óscar Bauer ha sido designado como gerente general de Vulco S.A. El ejecutivo forma parte de Vulco desde 1979, ocupando distintas posiciones en el Área de Costos, el Departamento de Ventas, abriendo la Sucursal de Atacama en Copiapó y luego como gerente general en Vulco Perú por once años, regresando a Chile a

hacerse cargo de la gerencia de Ventas. Durante 2015 se desempeñó como Vicepresidente de Operaciones. El profesional estudió Ingeniería de Minas en la Universidad de Chile y posee un Diplomado de Moderna Gerencia de Ventas de la misma universidad. Asimismo, obtuvo un diplomado en Administración en la Universidad Católica del Norte, Kellog School of Management, Northwestern University y egresado de Pade Universidad de Los Andes.

FORO ECONÓMICO MUNDIALEl consejero delegado y director general de Enel, Francesco Starace, ha sido nombrado co-presidente del Grupo de Servicios y Tecnologías energéticas del Foro Económico Mundial (FEM), durante la 46 Reunión Anual FEM celebrada en Davos-Klosters, Suiza. El Grupo Enel es miembro del Foro Económico Mundial y también tiene el título de “Industry Partner”

(socio industrial).

WEIR GROUP PLC La empresa designó a Ricardo Garib como nuevo Director Ejecutivo de la División de Minería del Grupo a nivel mundial, y con oficina tanto en Melbourne, Australia, como en Santiago de Chile.Según informó la compañía “Ricardo ha liderado las operaciones de Weir Minerals en Latinoamérica desde 2001, siendo previamente el Director Ejecutivo

de Vulco S.A. en Chile. Es ingeniero Mecánico de la Universidad Católica y con posgrado en la Escuela de Negocios, consejero de la Junta Directiva de la Sociedad de Fomento Fabril (Sofofa) y uno de los fundadores de la Asociación de Proveedores de la Minería (Aprimin), donde ha ocupado cargos directivos y de vicepresidente”.

Designaciones

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Francisco Javier Díaz, gerente general de Lureye Electromecánica; Santiago Dotta, Sales Manager Southern Cone Region de Delta, y Víctor Romo, Product Manager de Lureye.

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Lureye Electromecánica proyectó las acciones para este año

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Catálogo Expomin 2016 30

Catastro de Centrales y Proyectos Energéticos 22

Eaton Industries Chile SpA Tapa 3

Elecgas 2016 Tapa 4

Energya S.A. 40

Expo APEMEC 2016 14 - 44

Felval S.A. 36

Ferretería Amunátegui 36

FIMM Equipment 22

FyM 28

Lureye Electromecánica S.A. 46

Newsletter Electricidad al día 32

Portal www.revistaelectricidad.cl 36

Revista Electricidad 2

Schneider Electric Chile S.A. Tapa 2

Transformadores Tusan S.A. 22

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

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

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

CHILE

• Pía Martínez, Ejecutiva ComercialE-mail: pmartinez@editec.clTel.: +56 2 2757 4203, +56 9 58649421

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