Grupo Saesa Impulsando el desarrollo social y económico de zonas postergadas

138ISSN 0717-164

Agosto 2011 | Año 20www.revistaelectricidad.cl

Directorio de Centrales y Proyectos a Petróleo

Expo Apemec 2011El fortalecimiento del sector mini hidro

Proyectos en el SINGAbastecimiento asegurado (por un tiempo)

Transmisión EléctricaHoy se está pensando en el largo plazo

Grupo SaesaImpulsando el desarrollo social y económico de zonas postergadas

LO INVITAMOS A SER PARTE DEL ENCUENTRO ENERGÉTICO Y MINERO MÁS IMPORTANTE DEL NORTE GRANDE

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SING: Preparando el Futuro Hoy

4 y 5 de octubre de 2011Hotel del Desierto EnjoyAntofagasta

María Victoria Hayden • Tel.: +562 757 4289 • e-mail: [email protected]ónica Sepúlveda • Tel.: +562 757 4286 • e-mail: [email protected]

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31 años

ComisiónChilena delCobreMinisterio de Minería

Gobierno de Chile

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El Foro Eléctrico del SING, es el punto de encuentro del Sector Energético del norte grande del país, principal demandante de energía a nivel zonal. Actualmente, el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) está sufriendo importantes cambios debido a las transformaciones que tendrá la matriz energética zonal, el IX Foro Eléctrico del SING, es el lugar donde usted recibirá importante información acerca de la situación actual y además podrá intercambiar opiniones sobre: normativa actual, desafíos ambientales del SING, entre otros temas relevantes para la industria.

SING, ¿Qué mix queremos y que mix podemos pagar?

¿Es la normativa institucional actual la óptima?

Enfrentando los desafíos ambientales en el SING

Seguridad de abastecimiento e infraestructura en el SING

TEMARIO

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Sumario

Editorial Transmisión eléctricaLas inversiones que se necesitan para el SIC y el SING TransChile Charrúa TransmisiónFortaleciendo la transmisión energética

Everaldo Camargo, gerente general TransChile“En la medida que la demanda vaya creciendo en los dos sistemas, podría ocurrir (la interconexión)” CDEC-SICExiste preocupación por las restricciones en transmisión

Informe TécnicoInstrumentación de campo

Alberto Carbajo, Red Eléctrica de España“Lo primero que hay que hacer es que haya un único sistema, mallar el SIC con el SING”

Escenario Energético

Gas licuadoLa gran arremetida de Lipigas

Columna de OpiniónPrecios marginalistas de electricidad: ¿justos?

Estadísticas

Columna de OpiniónPlanificación de sistemas de transmisión y generación intermitente

Jovenes ingenierosMateria gris para correr autos solares

Informe EspecialEjecutivos para el mando medio de una compañía

Columna de OpiniónPlanificación de sistemas de transmisión y generación intermitente

Mercado Eléctrico

Catálogo de Producto

Indice de Avisadores

Electricidad Eficiencia Energética Medio Ambiente Energías Renovables Hidrocarburos

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Consejo Editorial: Carlos Abogabir, Eduardo Andrade, José Ignacio Escobar, Andrés Alonso (Francisco Danitz), Sebastián Fernández, Carlos Finat, Rodrigo García, Rodrigo Herceg, Alejandro MacDonough, Rodrigo Palma, Guillermo Pérez del Río, Enzo Quezada y Rodrigo Quinteros.

Director: Roly Solís ([email protected])

Editor: Jorge Goth ([email protected])

Periodistas: Jose Salinas ([email protected]); Paula Díaz ([email protected]); Daniel Rojas ([email protected]) Tel: 757 4200.

Corresponsales: María José Rivas (Antofagasta, [email protected]); Eric Rivera (Valparaíso, [email protected])

Ingenieros de Apoyo Editorial: Manuel Morales ([email protected])Alexis Orellana ([email protected])

Gerente de Producción: Nelson Torres ([email protected])

Gerente de Administración y Finanzas: Cristián Solís ([email protected])

Jefe de Estudios:Cristián Cifuentes ([email protected])

EDICIÓN Nº 138 | Revista Electricidad | ISSN 0717-1641 | www.revistaelectricidad.cl

Fotografía: Juan Carlos Recabal, Ricardo Pastén, Carlos Choque y Gabriel Gatica.

Diseño y Producción: Ediarte S.A. Director de Arte: Alfredo Eloy. Diseño y Producción Gráfica: Andrés Nuñez.

Impresión: Morgan Impresores S.A.

Grupo Editorial Editec S.A. Avda. del Cóndor 844, Of. 205, Ciudad Empresarial, Huechuraba, C.P. 858-0704, Santiago, Chile. Fono: (56-2) 757 4200, Fax: (/56-2) 757 4201. Email: [email protected].

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Encuéntranos en:

Este papel proviene de bosques

manejados en forma sustentable y

de fuentes controlables.

Entrevista CentralFrancisco Mualim, gerente general Grupo Saesa

Reportaje CentralEnergía sustentable para el sur de Chile

PEFC/16-37-040

Grandes consumidores de energía eléctrica Minería se plantea desde la seguridad de suministro

Expo Apemec 2011El fortalecimiento del sector mini hidro

Turbogeneradores en proyecto ALMAMirando las estrellas con Energía

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Editorial

E l reciente nombramiento de Rodrigo Alvarez

Zenteno como ministro de Energía trae un poco

de tranquilidad a un sector que se considera

como estratégico para el desarrollo del país.

Sin embargo, la llegada de Álvarez es, de algún

modo, consecuencia de lo que en un año y medio ha realizado

el Gobierno en materia energética.

Cuando asumió el Presidente Piñera en marzo de 2010, quien

lo acompañaría en la tarea de la Política Energética, la diversi-

ficación y el robustecimiento de la matriz, y la incorporación de

un mayor volumen de energías renovables, sería el académico y

economista Ricardo Raineri. Lamentablemente, los temas que

se propusieron debieron postergarse para atender la catás-

trofe producto del terremoto y maremoto ocurridos días antes

que juraran las nuevas

autoridades. Así, Raineri

quedó condicionado a la

contingencia, impedido de

poder avanzar en materias

de largo plazo, aunque de

todas formas dejó varios temas planteados y bien encaminados

antes de su salida a principios de 2011.

La salida de Raineri de Energía se dio en el marco de las

protestas en Magallanes por el alza en los precios del gas.

Sin embargo, también obedeció a que en el Gobierno se plan-

tearon la necesidad de tener una persona más presente para

la opinión pública, cercana a la gente y que pudiera transmitir

y explicar a un ciudadano común y corriente lo que se hace

en términos de política energética y temáticas técnicas, entre

otras materias. En ese contexto, quien debía asumir este de-

safío, según el Gobierno, era el ministro de Minería Laurence

Golborne. Efectivamente, a partir de este año asumió la aventura

de Energía sumando esa cartera a la de Minería. No pocos se

cuestionaron el hecho que habiéndose plasmado el esfuerzo

de crear un Ministerio de Energía, por tratarse de una materia

de relevancia para el desarrollo del país, se fusionara (como

en muchas otras oportunidades) con otra cartera.

El biministro Golborne cumplió con la misión de hacerse cargo

de la cartera, a la que le dedicó gran parte de su tiempo, pero

sin descuidar, por cierto, el trabajo para el cual originalmente

fue llamado: Minería. Pero el escenario es más complejo de lo

que parece, el tema pasa porque luego de Raineri, pareciera que

no existe un rumbo concreto en Energía. No por nada fuentes

del sector se han atrevido a decir que lamentablemente todo

lo que se estaba proponiendo en materia energética desde un

principio, materias a las que a pesar de la contingencia post

terremoto se les estaba dedicando tiempo, luego de la salida

de Raineri quedaba todo en stand by, siendo poco probable ver

avances mayores en temas como por ejemplo las normativas.

Por eso cuando el pasado lunes 18 en horas del tarde Fernando

Echeverría cruzó desde la Intendencia de Santiago a La Mone-

da para sumarse a la ceremonia de nombramiento de nuevos

ministros, inserto en un nuevo cambio de gabinete, no pocos

celebraron que Energía vol-

viera a su carácter individual,

tras asumir el ex presidente

de la Cámara Chilena de la

Construcción la tarea de co-

mandar las Políticas Públicas

en Energía, aunque dudas respecto de lo que pudiese hacer

alguien que ni siquiera figuraba como posible titular de la car-

tera. Si ya el nombramiento de Echeverría como ministro de

Energía fue sorpresivo, mayor sorpresa fue su renuncia tres

días después, luego que el propio Echeverría le anunciara al

Presidente Piñera su incapacidad de mantenerse en el cargo

por un eventual conflicto de intereses. Volvía a golpear fuerte a

Energía la contingencia. Los comentarios no se hicieron espe-

rar: ¿Es esto mala suerte? ¿Falta de prolijidad? ¿Puede ser la

energía de un país materia en la cual se pueda especular con

quienes deben comandar el sector? ¿Las personas cambian y

las políticas para resolver materias pendientes en Energía se

mantienen? ¿Qué pasa con las comisiones y con sus metas?

El Presidente nombró un día después de la renuncia de Echeve-

rría al nuevo ministro de Energía. La cartera pasó nuevamente

a tener un titular exclusivo, pero el tema más importante está

en entredicho y los criticos dicen que los constantes cambios,

giros y modificaciones hacen que el tiempo perdido influya

en la pronta capacidad de avanzar en las tareas pendientes,

resolverlas y afrontar los desafíos de largo plazo.

Si ya el nombramiento de Echeverría como ministro de Energía fue sorpresivo, mayor

sorpresa fue su renuncia tres días después.

de continuidad en las políticas

Necesidad

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La compañía está ejecutando proyectos de transmisión y electrificación rural con un fuerte énfasis en la interacción con las comunidades.

Reportaje Central

E l Grupo Saesa es una muestra clara de compromiso con el desarrollo regional. La empresa, dedicada a la distribución, trans-misión y generación eléctrica, por medio de las distribuidoras Frontel, Saesa, Luz Osorno

y Edelaysen, la generadora Sagesa, la transmisora STS y la comercializadora SGA, desarrolla sus actividades desde la Región del Biobío a la Región de Aysén, abasteciendo a más de 710.000 clientes. Muchas de las localidades en que Saesa distribuye electricidad están ubicadas en zonas donde llegar o mantener el suministro eléctrico es todo un desafío, tarea compleja que ha llevado a Saesa a desarrollar importantes proyectos, algunos de ellos, en conjunto con las autoridades locales.

Actualmente, Saesa, por medio de su filial Sistema de Transmisión del Sur, está ejecutando las obras de la línea de transmisión Aihuapi-Antillanca. Esta línea de 110 kV debería finalizar su construcción en junio de 2012. Con-tará con postes de concreto armado, aislación polimérica y conductores de aluminio. También en ejecución está el

levantamiento de la subestación Antillanca, que estará ope-rativa en abril de 2012. Así, todo el sistema de transmisión Puyehue-Rupanco, que en total comprende seis líneas de Alta Tensión y cuatro subestaciones, estará en operaciones a fines de 2013, aportando un total de 250 MW al Sistema Interconectado Central (SIC).

Como explica Francisco Mualim, gerente general de Saesa, “la razón de ser de la línea de transmisión es evacuar la ge-neración de energía limpia de las centrales hidroeléctricas de pasada que se emplazarán en el sector”.

Un tema sensible que se resolvió favorablemente fueron las inquietudes que tenía la comunidad de Puerto Octay respecto al impacto paisajístico y turístico de este proyecto,

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Reportaje Central

en especial en el Lago Rupanco. Por ello la línea de trans-misión será trazada en áreas interiores y no cerca de ese lago. Esto se logró gracias al establecimiento de una mesa de diálogo que tuvo participación ciudadana. Como explica el alto ejecutivo de Saesa, “en un principio las relaciones (con la comunidad) eran más bien alejadas y con algún sesgo de incredulidad para con la empresa, situación que una vez conformada la mesa de trabajo fue radicalmente contraria, logrando una relación de participación conjunta basada en la confianza, credibilidad y trabajo en conjunto”.

Saesa tiene contemplada una serie de acciones que asegu-ran el manejo sustentable del proyecto, tanto para la etapa de construcción como para su posterior operación. Entre éstas, destaca la presencia permanente de un arqueólogo en la etapa de hoyadura e instalación de la postación, inspectores de obra y la reforestación con especies nativas de todas

aquellas hectáreas que se vean afectadas por el corte de vegetación necesario para el emplazamiento de la línea.

Respecto a la importancia de este proyecto, Mualim destaca que “la construcción de esta línea, y el hecho de construir pequeñas centrales hidroeléctricas en el sur, otorga mayor autonomía al sistema eléctrico de la zona. Ello porque ante una catástrofe, como lo fue el terremoto del 27 de febrero de 2010, o un blackout del sistema, es posible reabastecer a partir de la generación en islas”.

Dando electricidad a quienes más lo necesitanEl Gobierno y las empresas distribuidoras eléctricas han establecido una alianza para llevar a cabo proyectos de electrificación rural y así impulsar el desarrollo social y económico de zonas postergadas. En este contexto, entre 2009 y 2011 Saesa, en conjunto con diferentes gobiernos regionales, han convenido 33 proyectos, en las regiones del Biobío, La Araucanía, de Los Ríos y de Los Lagos, beneficiando a más de 1.300 familias. En la actualidad hay 23 proyectos en ejecución.

Actualmente, la Empresa Eléctrica de la Frontera, Frontel, y la autoridad están desarrollando el Proyecto de Electrifi-cación Rural Llanquén Contraco. Emplazado en la Región de la Araucanía, compromete los sectores de Llanquén, Contraco, Lolco, Nitrito, entre otros. Estas localidades se encuentran en la cordillera, a 70 kilómetros al norte de Lonquimay. La compleja geografía, clima extremo, dispersión poblacional y aislamiento crítico dificultaba la

El Gobierno y las empresas distribuidoras eléctricas han establecido una alianza para llevar

a cabo proyectos de electrificación rural y así impulsar el desarrollo social y económico de zonas

postergadas.

Para Saesa, los proyectos de electrificación rural del Gobierno son de carácter social, y tienen como propósito mejorar la cali-dad de vida de la familia rural, especialmente del mundo indígena que de-manda este servicio básico como un legítimo derecho de equidad social.

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electrificación de esa zona, cuya población corresponde mayoritariamente a colonos, como también a 30 familias de la comunidad pehuenche Pewen-Mapu, asentadas en el sector Los Chaicanes-Contraco. Por una solicitud de la UTER del Gobierno Regional, Frontel evaluó el proyecto de electrificación para esa zona. Para ello se consideraron 37 kilómetros de red de Media Tensión, 15,5 kilómetros de Baja Tensión, 32 subestaciones con una potencia total instalada de 170 kVA y 103 soluciones de electrificación. El costo total del proyecto fue de 75.360 U.F ($1.576 millones).

El ejecutivo de Saesa destaca que “los proyectos de electri-ficación rural del Gobierno son de carácter social, y tienen como propósito mejorar la calidad de vida de la familia rural, especialmente del mundo indígena que demandan este servicio básico como un legítimo derecho de equidad social. Además, tienen como objetivo dar solución a las carencias de electricidad en el medio rural, disminuir la migración hacia zonas urbanas y fomentar el desarrollo productivo”.

Saesa y el desafío de una naturaleza difícil Parte importante del tendido eléctrico de Saesa se encuentra en zonas complejas, tanto por el acceso como por el clima. Una muestra de las dificultades que ha debido enfrentar la compañía es el reciente “terremoto blanco” en Lonquimay, donde el peso de la nieve sobre las instalaciones ocasionó el corte de conductores en la zona de la Araucanía, además de varias otras consecuencias para la población.

Para enfrentar estas dificultades, Saesa invierte perma-nentemente en personal técnico, mantenimiento, roce, redes y plataforma tecnológica. Sin embargo, como se ha observado en el último tiempo, las condiciones climáticas se han vuelto más adversas y los efectos de los temporales han sido más extensos en profundidad e impacto. Por ello, Saesa se ha dedicado a generar nuevos canales de contacto y mayor comunicación, tanto con sus clientes directos como

por medio del trabajo con la comunidad. Como explica Mualim, “hemos iniciado un trabajo importante con los gremios locales, como lecheros y forestales, por ejemplo. Así también con autoridades, comités de emergencia y representantes de la comunidad, para en conjunto enfrentar más eficientemente las emergencias, desarrollar labores preventivas y educativas”.

Enfrentando el robo de cablesUn problema común que ha enfrentado el negocio de la distribución y transmisión eléctrica es el robo de cables. Saesa viene hace varios años trabajando en coordinación con Carabineros, la Policía de Investigaciones y el Ministerio Público en la persecución de este delito, que además pone en peligro la vida de las personas. Sin embargo, la “lucha” contra el robo de cables se ha reforzado a nivel de industria, ya que hace pocas semanas Empresas Eléctricas AG, junto a entidades representantes de los sectores de telecomuni-caciones y ferroviarios, firmaron un acuerdo de cooperación con el Ministerio del Interior para disminuir el robo de cables de cobre. Este convenio planteó como objetivo “establecer mecanismos de coordinación, inteligencia y gestión, para apoyar la labor policial y la de fiscalización, de manera de reducir el delito de robo y tráfico de cables de cobre”. También se exigieron compromisos a los distintos actores: se estableció que la Superintendencia de Electricidad y Combustibles deber apoyar las querellas deducidas por el Ministerio del Interior con la entrega de informes técnicos, mientras que a las empresas se les pidió generar y compartir una base de datos de las ventas de chatarra de cobre y de los robos de cable, promover canales de denuncia dentro de las comunidades que atienden, solicitar a los tribunales de justicia la medida precautoria de suspender nuevas operaciones de exportación a personas o compañías que estén siendo investigadas por robo de cobre y sostener relaciones comerciales por venta de chatarra de cobre con empresas que mantengan procesos internos que aseguren que no están comprando cobre de procedencia ilícita.

Al margen de este acuerdo, las campañas que se han venido haciendo con anterioridad por el Ministerio Público en conjunto con ambas policías y la colaboración de las empresas eléctricas han disminuido estos delitos, como en el caso de Saesa. Como grafica Mualim, quien además es presidente de Eléctricas AG, “en el periodo que va desde enero a junio de 2010, el robo de conductor desde nues-tras instalaciones fue de 55 toneladas, equivalente a 473 kilómetros de cables. Sin embargo, en igual periodo de este año, en total fueron sustraídos 13 toneladas, lo que equivale a una disminución del 75,1%. Cabe destacar que las zonas más afectadas corresponden a las regiones del Biobío y La Araucanía, siendo en la comuna de San Rosendo la mayor cantidad de robo de cable. Como sabemos, el daño no es sólo para la empresa, sino también para todas las familias que quedan sin servicio eléctrico producto de este delito”.

En el primer semestre de este año Saesa ha reducido en 75% el robo de conductores en

comparación al mismo periodo de 2010.

Saesa debe enfrentar el “terremoto blanco” en Lon-quimay, donde el peso de la nieve sobre las instala-ciones ocasionó el corte de conductores.

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Entrevista Central

F El ejecutivo destaca que existe una gran cantidad de agricultores con derechos de agua dispuestos a desarrollar proyectos de generación eléctrica.

rancisco Mualim, gerente general del Grupo Saesa, es positivo a la hora de evaluar el marco regulatorio del mercado eléctrico chileno. Sin embargo, aboga por desarrollar mecanismos que reduzcan el otorgamiento

de servidumbres para el desarrollo de líneas de transmisión.

- ¿Cuáles son las complejidades actuales para la interconexión de los proyectos de Energías Reno-vables No Convencionales (ERNC)? - La complejidad existente para que se interconecten a las redes los proyectos ERNC, es que en general se considera que los costos de interconexión a dichas pue-den ser mínimos. Por ejemplo, para el caso de ERNC conectados a redes de distribución, los propietarios de esos proyectos piensan que más que pagar por el uso de esas redes, debiera retribuírsele por efecto de disminución de pérdidas. Sin embargo, la realidad es otra: primero, porque, en general, puede ser que en algunas horas del día efectivamente esa generación permita la disminución de las pérdidas, pero en otras las aumente. Las redes de igual forma deben ser diseñadas considerando que esa generación no existe, puesto que los aportes al sistema no son a firme (ya sea por fallas de las unidades generadoras o bien, mantenimiento programado). Por tanto, en la práctica, el balance entre los beneficios y perjuicios que implica la inyección de generación generalmente es negativo y los

propietarios de estos medios de generación deben pagar por el uso de esas redes.

Para el caso de los proyectos ERNC que requieren líneas de mayor calibre para inyectar su producción, el tema del sistema de transmisión para evacuar su producción es algo central. Generalmente los proyectos ERNC hidráulicos y geotérmicos se encuentran en las zonas precordilleranas, mientras que los ERNC eólicos se sitúan en las zonas costeras. En ambos emplazamientos, en general, no existen líneas que permitan la inyección de la producción de estos proyectos, razón por la cual la evaluación de aquéllos nece-sariamente debe incluir el costo de inversión o bien el pago de peaje del sistema de transmisión que los interconecte al sistema. En virtud de que estos proyectos no son de gran escala, el proyecto por sí solo, no permite la rentabilidad de aquél y finalmente no se desarrolla.

- ¿Qué es necesario a nivel de autoridad y de empre-sas para abordar y resolver estas complejidades?

“Es innumerable la cantidadFrancisco Mualim, gerente general de Saesa

de proyectos de generación no vinculados a grandes grupos económicos”

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Entrevista Central

- Para resolver estos problemas creemos que debieran existir incentivos económicos para que inversionistas realicen aquellas obras de transmisión necesarias para la interconexión de estos proyectos. Claramente, cuando existe una masa crítica de iniciativas en alguna zona específica, el sistema de transmisión ya no será pagado sólo por un proyecto, sino que por todos aquéllos que usan ese sistema para evacuar su generación, lo que finalmente redundará en una mejor rentabilidad de cada uno de los proyectos y, finalmente, su desarrollo. - Recientemente el ex biministro Golborne señaló que el país no cumplirá la meta del 20/20, ¿cómo se puede profundizar el desarrollo de las ERNC en Chile?- A nuestro juicio, la clave está en que existan señales económicas necesarias para permitir que dichos proyectos sean atractivos para los inversionistas. Al respecto, creemos que un punto central está de cierta forma respondido en la pregunta anterior: existiendo sistemas de transmisión que permitan la evacuación de la generación en ciertas zonas específicas, se permitirá la explosión de proyectos de generación que se interconecten a esos sistemas.

- Ustedes están presentes principalmente en la zona sur del país, ¿cómo afecta esta situación a las centrales mini hidro? - Los propietarios de aquellas minicentrales hidráulicas, digamos menores a 9 MW, y que requieren conectarse a nuestros sistemas de distribución, en algunas ocasiones requieren hacer inversiones no menores para materializar esa conexión, lo que impide que esos proyectos sean rentables y finalmente no se desarrollen. Por eso, como lo señalaba anteriormente, en lo referente a la inversión necesaria para permitir la evacuación de la generación, se requiere que dichos montos sean menores para los inver-sionistas de generación. Al respecto, una alternativa pudiera ser que el cliente final quisiera contribuir con algún cargo. Evidentemente, ese cargo debiera ser compensado con un menor costo de la energía, lo cual, finalmente, implicaría

que sería transparente para el cliente final o bien pudiera representar una disminución en su tarifa.

- En su opinión, ¿está concentrada la propiedad de los derechos de agua para generación? - Para responder a esa pregunta hay que hacer un poco de historia. Antes de 1982, el mercado eléctrico chileno estaba en manos del Estado, razón por cual las empresas generadoras (pertenecientes al Estado de Chile) eran las responsables de realizar los proyectos de generación. Por consiguiente, debían velar por el debido suministro de electricidad y una de las gestiones para ello era evaluar proyectos de generación hidráulicos que permitieran el desarrollo del país. Fue así que tras largos años de estudios se efectuó un levantamiento de todos aquellos recursos hidráulicos disponibles, para finalmente determinar aquellos que fueren factibles de realizar. En virtud de esta situación es que pudiera parecer que existiera una concentración de los derechos de agua para generación. Sin embargo, en nuestra experiencia, es innumerable la cantidad de proyectos de generación hidráulica que pertenecen a privados no vinculados a grandes grupos económicos. Básicamente, existe una gran cantidad de agricultores que disponen de derechos de agua de generación dispuestos al desarrollo de esos proyectos si éstos son rentables.

- Y a su juicio, ¿existe una política energética en el país? ¿Faltan temas relevantes para avanzar en lo que es legislación energética? - El marco regulatorio del mercado eléctrico ha permitido el desarrollo de este sector y, por consiguiente, el creci-miento del país. Creemos que los grandes lineamientos que el mercado eléctrico requiere para la confianza de los inversionistas existe. Sólo me atrevería a decir que uno de los puntos por mejorar es lo referente al excesivo tiempo que toma llegar a acuerdo por las servidumbres sobre las cuales se requiere el paso de los sistemas de transmisión; ese excesivo plazo implica ineficiencias y mayores costos a nivel de generación. Entendemos que la autoridad está consciente de esto y está trabajando para resolverlo. Cree-mos que el mercado eléctrico nacional requiere de reglas claras y estables en el tiempo, de modo tal que Chile siga siendo un mercado seguro para aquellos inversionistas que apuestan por nuestro país. De esa forma, permitiremos un desarrollo estable y sustentable, a la altura de lo que el país requiere, a fin de que redunde en una mejor calidad de vida para toda la población.

La complejidad existente para que se interconecten a las redes los proyectos ERNC, es que en general se considera que los costos de interconexión a dichas redes pueden ser mínimos”, menciona Francisco Mualim.

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Resultados del último Estudio de Transmisión Troncal (ETT)

Las inversiones que se necesitan para el SIC y el SING

E La Comisión Nacional de Energía planteó la necesidad de nuevas obras por un total de US$802 millones, las que consideran nuevos circuitos, una subestación y un compensador estático de reactivos.

l Estudio de Transmisión Troncal (ETT) ya entregó las pautas para la expansión del sistema durante los próximos cuatro años. El informe, que también da cuenta de la valorización de las instalaciones del sistema

troncal de transmisión a precios de mercado actualizados, define importantes obras de expansión para el próximo cuatrienio. Derivado de las recomendaciones de ese estudio, la Co-misión Nacional de Energía (CNE) planteó en enero de este año que necesitan licitarse nuevas obras por un total de US$802 millones. Las obras que deberán construirse son: un doble circuito de 500 kV entre Polpaico y Pan de Azúcar; un doble circuito de 500 kV en el tramo Pan de Azúcar-Maitencillo y otro doble circuito en el tramo Maintencillo-Cardones; un doble circuito de 220 kV entre Cardones y Diego de Almagro y el tercer circuito entre Charrúa y Ancoa de 500 kV, para que entren en servicio en julio de 2016; más un doble circuito de 220 kV en el tramo Ciruelos-Pichirropulli, para enero de 2017. Además se plantea la necesidad de levantar una subestación 500/220 kV en Lo Aguirre para apoyar el consumo eléctrico de la Región Metropolitana y agregar un compensador estático de reactivos (CER) en la subestación Cardones, en la Región de Atacama.

Para Juan Carlos Araneda, gerente de Desarrollo del Sistema Eléctrico de Transelec, este estudio “refleja bien la necesidad de aumentar la capacidad del sistema para

llevar energía donde corresponde y a precios razonables. Desde el punto de vista de la seguridad del servicio, se dio un paso importante en el nuevo estudio troncal, dado que para el efecto de planificación se eliminó el uso del Esquema de Desconexión Automática de Carga (EDAC) y del Esquema de Desconexión Automática de Generación (EDAG). En el primer informe de transmi-sión troncal se habían utilizado esos elementos para postergar inversiones en transmisión. Queda pendiente lo que es el análisis de la transformación, esto es, las transformaciones en 500/220 kV, que son parte del sistema troncal y que también necesitan ser operadas con criterio N-1”.

Frente a este tema, Transelec ha propuesto que se diseñe y opere las transformaciones del sistema con criterio N-1. Como explica Araneda, “no nos podemos dar el lujo de tener desconexiones intempestivas que pueden ocurrir por las razones más diversas. Después del terremoto se soltó una conexión en una tarjeta de control, que ocasionó la desconexión del transformador; no falló el transformador,

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sino que un elemento de control muy pequeño asociado al transformador. Lo mismo puede suceder con cualquier elemento que sea crítico. Lo que hay que hacer es que por diseño estos elementos críticos tengan respaldo, como su-cede en los sistemas eléctricos de los países desarrollados”.

Actualmente en subtransmisión, prácticamente todas las líneas operan con criterio N, o sea sin seguridad de servicio. Para el ejecutivo de Transelec, la tarea pendiente de los próximos estudios es elevar los criterios de seguridad que requieren estos sistemas. El año pasado, Transelec realizó un estudio con posterioridad a las fallas que ocurrieron, para revisar los criterios de planificación que se están ocupando y cómo éstos están impactando al consumidor final: “Una de las cosas de que nos dimos cuenta es que las fallas que afectan a los consumidores finales son alrededor de 200 al año, mientras que en los países desarrollados son entre seis y 10. De esas fallas, el 70% está en subtransmisión”, indica el experto.

Por otro lado, como apunta Araneda, la Norma Técnica no está reflejando adecuadamente los costos reales de las fallas intempestivas. El ejecutivo señala que Transelec ha calculado los costos por unidad de energía perdida, los que ha estimado entre US$20.000 y US$30.000 por MWh, mientras que la Norma Técnica establece que esos costos son de entre US$2.000 y US$3.000 por MWh. “En los países desarrollados, los costos de falla son del orden entre los US$30.000 y US$50.000 por MWh, porque para ellos no contar con energía es de un costo muy alto, y por esa razón prefieren prevenir con un sistema de mayor respaldo. Tener instalaciones con respaldo es como contar con un seguro que evita tener una pérdida que puede ser mucho más importante en términos sociales y económicos”, destaca.

Concesiones, servidumbres y tramitación ambiental: un problema aparteUn tema relevante para el desarrollo de la infraestruc-tura de transmisión son las demoras en los procesos de otorgamientos de concesiones, servidumbres y la tramitación ambiental. Según explica Araneda, el 80% del tiempo que toma un proyecto en materializarse corresponde a concesiones, servidumbres y autorizaciones ambientales, y solo el 20% corresponde a la ejecución propia-mente tal. Esto ha llevado que las últimas líneas de transmisión que se han levantado han estado listas con al menos un año de retraso respecto a la fecha original que tenían establecidas para entrar funcionamiento.

Como explica el ejecutivo de Tran-selec, este es un problema común de la industria de la transmisión

a nivel global, siendo la situación más crítica aún en países desarrollados. “En Europa es peor, con proyectos que llegan a demorar 10 años. Allá han tenido un desafío importante para la conexión de Energías Renovables No Convencio-nales (ERNC), para sustituir centrales ineficientes. Hay casos como el de Gran Bretaña, que para llevar energía eólica desde Escocia hasta el centro de Inglaterra no tiene ningún corredor disponible”, enfatiza Araneda.

Frente a esta situación, el ejecutivo de Transelec destaca el caso de Brasil como una referencia para encontrar soluciones a este problema, ya que en ese país el Estado facilita la negociación de ciertos corredores: “En Brasil el Estado licita los proyectos y una vez que tiene un certifi-cado de conveniencia, allana el camino tal como se hace con las concesiones camineras, en el que está la servi-dumbre establecida; posteriormente, sobre eso se licita la construcción. Es un esquema interesante que podría empezar a plantearse. Hoy las empresas transmisoras y de construcción se están enfrentando a un riesgo que va más allá de su nivel de actuación, ya que los particulares están haciendo un uso indebido de las condiciones de mercado, disparando los precios de negociación de servidumbres a valores muy especulativos. El Estado debe proteger al consumidor final en que esos precios especulativos no lleven a que las tarifas sean muy altas, como ha ocurrido con las negociaciones de servidumbre”, concluye.

Reacciones a las ampliaciones en 500 kV Entre las obras que se plantean en el marco del ETT, la CNE informó sobre la ampliación del nivel de tensión en varios tramos del Sistema Interconectado Central (SIC), entre la Región del Biobío y la zona sur de Copiapó. De inmediato surgieron los que señalan que la autoridad no sólo está dando una señal potente respecto a un diseño de largo plazo en materia energética, sino que también se está gestando que con estas ampliaciones se permita agilizar la interconexión entre los dos sistemas eléctricos de importancia en el país. Al respecto, el seremi de la Macro Zona Norte Carlos Arenas, señaló a Revista ELECTRICIDAD que “siempre es importante el reforzamiento de las líneas. En ese as-pecto, siempre que se hagan los estudios y se evalúen las

posibilidades, para que el día de mañana podamos tener una interconexión, va en beneficio de la estabilidad del sistema”.

Juan Carlos Araneda estima que el Estudio de Transmisión Troncal refleja bien la necesi-dad de aumentar la capacidad del sistema para llevar energía donde corresponde y a precios razonables.

Un tema relevante para el desarrollo de la infraestructura de transmisión son las demoras

en los procesos de otorgamientos de concesiones, servidumbres y la tramitación ambiental.

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Por su parte, Cristián Hermansen, presidente del Comité de Energía del Colegio de Inge-nieros y socio director de Actic Consultores, explica que este cambio en el planteamiento de la CNE obedece a que “ve que el crecimiento de la demanda a futuro va a ser más fuerte; y que hay un tema que tenemos que aprovechar, que es el de construir líneas, ya que cada vez va a ser más difícil imponer servidumbre y justamente como hay tramos de economía de escala y de mayor potencia, al subir el nivel de voltaje conviene irse directamente a los rangos más altos, independiente que se puede energizar en 220 kV ahora”.

Hermansen también estima que esto obedece a un nuevo escenario que plantea la autori-dad regulatoria. “Yo diría que también hay un cambio de mentalidad, de que no podemos llegar solamente al tema economicista, no económico, de bajar el costo al mínimo, porque ya hemos visto que ha habido problemas. Entonces, está primando más el tema que teó-ricamente siempre está, cual es que el Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC) tiene que ver con el despacho económico y la seguridad del sistema, pero la seguridad del sistema está muy supeditada al tema económico. Ahora existe un predominio del tema seguridad, y también con crecimientos futuros, ya que se ve puede crecer más la oferta que la demanda… no estoy pensando en el proyecto Castilla, porque Castilla en mi opinión, si no hay grandes proyectos mineros en la zona, va a tener que llegar con una línea corriente continua hasta Santiago”, señala.

Estas ampliaciones, para el experto del Co-legio de Ingenieros, no son una facilidad en torno a la interconexión y se explican mejor en materia del reforzamiento del sistema central. “Yo no lo veo como un sistema completo sino que uniformado al mismo nivel de tensión, lo cual ayuda, pero es para atender necesidad particular de cada zona”, indica. En ese sentido, Hermansen agrega que “no lo veo como un sistema integrado, por decirlo así, aunque puede que se dé y de algo ayuda, pero no lo veo como que se esté haciendo algo en función de la interconexión”.

Señala Hermansen que si en algún momento se decide la interconexión, probablemente las ampliaciones ayudarán por el refuerzo que se plantea, lo que evita a futuro parte del trabajo.Por otro lado, el experto de Actic Consultores aprovecha la instancia para explicar lo que él entiende de esta Carretera Eléctrica que se plantea desde el Gobierno: “Si estamos hablando de la zona sur, mi carretera sería una línea de corriente continua que permita trans-mitir 3.000 o 4.000 MW para traer la energía de Aysén o la de Castilla hacia Santiago, más algún sistema en alterna para que vayamos conectando en 220 kV, probablemente todas las centrales hidráulicas y eólicas que se vayan agregando en el camino. Eso, en el dibujo todavía es posible, pero en 10 años más será imposible, por el tema de servidumbre de paso”.

Desde el norte analizan lo que se planteó en el último ETT. Marcos Crutchik, decano de la Facultad de Ingeniería de la Universidad de Antofagasta, explica que “desde el punto de vista técnico, 500 kV es una buen idea”, porque se asegura una red de mejor calidad. Agrega el académico que “desde el punto de vista de la interconexión, es un tema un poco complejo de discutir, porque es difícil de visualizar cuál es el negocio detrás de esto. Como nuestra legislación establece que debe ser un privado, la pregunta es cuál es el negocio de interconectar los dos sistemas para ese privado. Si lo observamos con cuidado, la ventaja sería que las empresas mineras podrían comprar energía al sur, que en teoría es más barata y tiene mejores condiciones de huella de carbono; pero si la matriz del sur se empieza a carbonizar, porque no dejan

Cristián Hermansen explica que las amplia-ciones en el nivel de tensión en algunos tramos del SIC, de 220 a 500 kV, obedece, entre otras razones, a que la autoridad ve que el crecimien-to de la demanda a futuro va a ser más fuerte.

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usar nuclear, porque no dejan usar agua, porque no dejan usar otra, y también la certeza de que las no convencio-nales todavía no son una solución que puedan sostener el sistema, muchas de esas ventajas no van a estar; y si lo miramos con una perspectiva de largo plazo, el inversor va a correr un riesgo importante y va a tener que hacer un estudio con mucha incertidumbre para estar claro de que es un negocio. Pareciera ser que hay que despejar un par de dudas respecto a eso para poder decidir”.

Las ampliaciones en 500 kV de ciertos tramos en el SIC se pueden interpretar de varias maneras. Para Crutchik, esto radica en que “la autoridad está dando una señal de la conveniencia de que la red se vaya a un nivel más alto de tensión, ahí yo creo que es una buena señal las futuras ampliaciones de la red, que es un tema que se ha discutido poco”. Ahora, para el académico las preocupaciones en la zona norte apuntan hacia la seguridad, “es decir, qué nivel de seguridad vamos a tener con una red interconectada al SIC. No está claro si vamos a ganar en redes más seguras que antes, en particular con las dificultades que tiene hoy el SIC respecto del abastecimiento, de si vamos a tener años con poca lluvia y con problemas en el abastecimiento de energía, que se traspasará hacia las empresas mineras.Por lo tanto, no tener respaldo suficiente para emergencia en el SIC es un tema que no tenemos claro aún cómo se va a resolver”.

Justamente quién más se podría beneficiar de una po-sible interconexión eléctrica entre el SIC y el SING es la industria minera del Norte Grande. En ese sentido, Miguel Angel Durán, presidente de Anglo American y timonel del Consejo Minero, explica –desde el gremio– la posición de la industria, señalando que “en lo personal, creo que tiene que estudiarse sin ninguna duda, hoy tenemos un SIC y un SING que están separados por pocos kilómetros y en la medida que eso se pueda dar y que sea técnicamente factible, porque hay un tema de costos de por medio, será bueno para el país más que para la industria. Con esto se puede pensar en tener mayor respaldo en ambas direc-ciones”. Consultado luego sobre si existiría vulnerabilidad, por recibir en el norte energía del sur, el ejecutivo minero indica que “depende de cómo se haga la integración, se puede dejar los sistemas respaldados lo suficiente como para no transmitir la vulnerabilidad en una u otra dirección. Yo en lo personal creo que se debe estudiar seriamente y después de eso tomar una definición, ¿por qué dejarlo afuera desde la partida cuando sabemos que el tema de

la energía es uno que va a estar en la mesa permanente-mente si queremos seguir creciendo a las tasas a las que lo hemos hecho? Vamos a necesitar más energía, eso es una realidad”.

Hay quienes señalan que interconectar ambos sistemas tiene como trasfondo el otorgar energía barata y segura desde la zona centro-sur a las compañías mineras que operan en el Norte Grande. Al respecto, Durán dice que “puede ser en esa dirección como puede ser a la inversa, todo va a depender, hoy las nuevas normativas chilenas establecen que en el futuro las centrales térmicas van a tener que cumplir las normas más exigentes del mundo. Hoy en los países desarrollados, en general sus matrices son mayoritariamente térmicas, pero lo hacen con un nivel medio ambiental distinto al que nosotros teníamos históricamente… quién sabe, tal vez en el futuro podamos tener energías térmicas en el norte que sean altamente eficientes desde el punto de vista medioambiental y que puedan respaldar energías hacia el centro-sur”.

¿Es éste un tema de precio, seguridad, de abastecimiento, o una mezcla de todo esto? Para el presidente del Consejo Minero tiene un poco de todo. “Hoy tenemos una situación energética en el país con la cual debiéramos estar razona-blemente tranquilos por los próximos tres a cuatro años, pero sabemos que vamos a tener un requerimiento adicional que hay que cubrirlo de alguna manera ya sea a partir de las fuentes que estamos viendo, la interconexión… creo que como país estamos obligados a ser responsables y ver todas las opciones”, señala Durán, quien frente al tema de las ampliaciones en 500 kV y su hipotético beneficio en pos de la interconexión SIC-SING, explica que “creo que es una obligación como país hacer los estudios como corres-ponde, tenemos que ser capaces de traer la energía de la manera más eficiente. A veces tendemos a quedarnos en parte del problema, o parte de la cadena de valor, que es la generación de la energía, pero claramente la transmisión tiene una parte muy relevante y a veces nos olvidamos de ello y tenemos momentos de cuello de botella”.

Miguel Angel Durán, Consejo Minero: “Creo que es una obligación como país hacer los estudios

como corresponde”.

Entre las obras que se plantean en el marco del ETT, la CNE informó sobre la ampliación del nivel de tensión en varios tramos del Sis-tema Interconectado Central (SIC).

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P U B L I R R E P O R TA J E

Basada en su experiencia y trayectoria de más de 30 años, Azeta ha logrado una importante pre-sencia y reconocimiento como empresa contra-tista de servicios especializados, cuyo trabajo se basa en alianzas de largo plazo con sus clientes.

En la actualidad, Azeta ha fortalecido su oferta de valor a partir de dos factores fundamentales: su tradición y vocación de servicio como empresa de origen familiar y, en segundo término, la adopción de un modelo profesional e integrado de trabajo que implica la diversificación de sus áreas de ne-gocios a nivel nacional.

En este sentido, a su reconocida experiencia en el área eléctrica, Azeta ha sumado la oferta de servicios a clientes que buscan excelencia en el ámbito de infraestructura (obras civiles, agua po-table, alcantarillado y gas), telecomunicaciones, minería y servicios comerciales.

Alfredo Jamett, Gerente General de Azeta, destacó que esta estructura corporativa organi-zada en cinco “Unidades de Negocio Estratégico (UNE)”, constituye la base para alcanzar un lide-razgo empresarial sustentable.

AZETA: UNIDADES DE NEGOCIO ESTRATÉGICO (UNE)

Obras Eléctricas: Experiencia y repu-tación de más de 30 años en el mercado de la distribución eléctrica, respaldada en la construcción y mantenimiento de redes de baja y media tensión.

Obras de Infraestructura: Azeta ha construido más de 700 kilómetros de obras urbanas y más de 12.700 obras de infraestructura menor.

Telecomunicaciones: Se enfoca en la instalación, mantención y provisión de servicios junto con la construcción de la infraestructura necesaria en cualquier re-gión o zona geográfica del país (redes, fibra óptica, radio estaciones, etc.).

Minería: Creación, mantención o am-pliación de infraestructura en operacio-nes mineras, a través del desarrollo de redes eléctricas, subestaciones, redes de telecomunicaciones y obras civiles y de agua potable y alcantarillado en general.

Servicios Comerciales: Cuenta con una especial dedicación a los servicios de lectura de medidores de consumo, re-parto de boletas y documentos y corte y reposición del suministro.

AZETA SE CoNSolidA Como CoNTRATiSTA dE SERViCioS ESPECiAliZAdoSa través de la diversificación de sus clientes y áreas de negocios

La compañía se ha propuesto alcanzar el liderazgo en la entrega de soluciones in-tegrales a sus clientes, mediante un traba-jo de excelencia en los sectores eléctrico, infraestructura, telecomunicaciones, mine-ría y servicios comerciales.

Contacto y más información:Alfredo Jamett Sesnic Gerente General Fono: (56-2) 3656000 E-mail: [email protected]

Juan Carlos duránGerente Estudio de PropuestasFono: (56-2) 3656000E-mail: [email protected]

“Buscamos una diferenciación en el mercado basada en altos estándares de seguridad, calidad técnica y una relación con nuestros clientes ba-sada en la seriedad profesional y el cumplimien-to estricto de plazos y compromisos”, explicó el ejecutivo.

GESTIÓN INTEGRAL Y DE EXCELENCIA

desde su fundación en 1979 hasta hoy, Azeta ha buscado establecer relaciones de largo plazo con sus clientes a partir de la entrega de solucio-nes a la medida que generen beneficios compar-tidos. En este contexto, sus valores corporativos tienen relación con la excelencia, confiabilidad, cultura de servicio, desarrollo de sus trabajadores y respeto por el medioambiente.

Una muestra concreta de esta prioridad, es la aplicación de un modelo de gestión integrada en los ámbitos de calidad, seguridad, bienestar labo-ral y protección ambiental. de esta manera, Azeta ha logrado la certificación de sus procesos y ope-raciones en las normas iSo 9001, iSo 14001 y está ad-portas de obtener la certificación OHSAS 18001.

El equipo de trabajo de Azeta supera las 1.200 personas, incluyendo ingenieros, técnicos, per-sonal especializado y administrativo. El Gerente General de la compañía destacó que el bienestar y formación constante de los trabajadores es un pilar fundamental para lograr la excelencia.

“Aplicamos un programa propio de capacita-ción que responde a la diversidad de servicios que entregamos. Además, contamos con un área de entrenamiento para nuestros trabajadores que reproduce las condiciones en las cuales se des-empeñan laboralmente”, explicó Alfredo Jamett.

Para lograr cobertura nacional, la empresa cuenta con sucursales en distintas regiones que atienden clientes que van desde grandes empre-sas distribuidoras, municipalidades, empresas constructoras, compañías de telecomunicaciones y clientes comerciales e industriales.

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T La importancia que posee el proyecto es que apoya el crecimiento de la demanda energética en la zona sur, la cual estaba limitada por la capacidad de transmisión de la línea existente.

ransChile Charrúa Transmisión puso en servicio sus instalaciones el 21 de enero de 2010. Su línea de transmisión posee una extensión aproximada de 204 kilómetros, distancia que abarca desde la subestación

Charrúa hasta la subestación Cautín.

La empresa nació producto de la inversión que efectua-ron Alusa y Cemig, en el marco de la Ley Corta I (2004). Estos dos grupos empresariales de Brasil poseen una extensa experiencia en el sector energético, los cuales están dedicados a la distribución, generación, transmisión y comercialización de energía.

El gerente general de TransChile Charrúa Transmisión, Everaldo Camargo, cuenta que estas compañías poseen más de 10.000 kilómetros de líneas de transmisión y más de 30 empresas concesionadas de transmisión energética. “Por lo tanto, Alusa y Cemig conocen bien este negocio. Además, Chile es considerado un país de bajo riesgo, con una alta rentabilidad en los negocios energéticos y, además, se prevé la posibilidad de nuevas inversiones debido a la necesidad de desarrollo que posee la economía chilena. De ahí la decisión de que este país sea el primero en iniciar nuestras inversiones en América Latina”.

TransChile Charrúa Transmisión es dueña de una línea de transmisión de 2x220 kV y está integrada por 558

estructuras enrejadas de acero galvanizado, cuya forma es de tronco piramidal auto-soportante. La línea es de doble circuito y dos conductores por fase. El cable es filnt de aleación de acero-aluminio (AASC), posee 740,8 MCM y está diseñado para una capacidad de transmisión superior de 520 MVA.

Para la compañía, la importancia que posee el proyecto Charrúa- Nueva Temuco es que apoya el crecimiento de la demanda energética en la zona sur, la cual estaba limitada por la capacidad de transmisión de la línea existente.

Everaldo Camargo explica que este proyecto nació debido a que en dicho sector existía una línea cuya capacidad era de sólo 190 MVA, lo cual producía un embotellamiento de energía, dejando al sistema eléctrico del país separado en dos islas. “De ahí nació la necesidad de reforzarlo, a través de una nueva línea de transmisión. Nosotros tenemos una capacidad de 500 MVA por circuito y nuestra línea es capaz de trabajar con una temperatura ambiente de

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Fortaleciendo la transmisión energética

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40ºC, a diferencia de lo normal que es de 25º C”, comenta el ejecutivo brasileño. Adicionalmente, tiene la posibilidad de soportar nuevos flujos debido a que en la actualidad la línea está siendo utilizada sólo al 20% de su capacidad actual. Debido a estas medidas, TransChile Charrúa Transmisión logró resolver el problema de congestión y a la vez aumentó la seguridad y confiabilidad del sistema. Del punto de vista de inversión, se abrió un foco de expansión ya que las nuevas empresas generadoras del sector pueden tener en la actualidad un acceso directo al SIC, ya que la línea integra el sistema de transmisión troncal.

A más de un año de su funcionamiento, el ejecutivo sostiene que prácticamente la transmisión no ha presentado fallas en el sistema. “El proyecto fue tan bien hecho que no he-mos tenido ningún tipo de problema. Incluso, el terremoto afectó directamente a la subestación Charrúa debido a que provocó daños en sus instalaciones. Sin embargo, la línea soportó bien y quedó a disposición del sistema en un periodo de seis horas”, enfatiza Camargo, quien agrega que la compañía continuará realizando inversiones en el área de la transmisión; de hecho, se encuentra evaluando las futuras líneas que serán licitadas en los próximos meses. “Normalmente ese tipo de negocios se expande basado en las condiciones de desarrollo de la región. En nuestro caso, sabemos que existen algunos proyectos de generación, ubicados en la zona sur, donde la línea de TransChile Charrúa Transmisión beneficiará a estos emprendimientos, ya que se podrán conectar con nosotros”, señala el ejecutivo brasileño.

Transmisión en ChileUno de los aspectos que destaca Everaldo Camargo de la legislación chilena es que, a diferencia de lo que sucede en otros países, permite regular los precios que le pagan las empresas generadoras a las transmisoras, asegurando y determinando los ingresos que reciben los proyectos de transmisión.

El representante de la empresa de transmisión eléctrica explica que estos son los motivos por los cuales los inver-sionistas están interesados en efectuar inversiones en transmisión de energía. “Este sector es atractivo cuando es observado como si fuera un depósito a plazo fijo, pues una vez que se inicia la operación los ingresos son cono-cidos”, explica.

“En nuestro caso, por ejemplo, el decreto nos garantiza un determinado nivel de ingreso durante un periodo de 20 años. Sólo basta que nosotros tengamos un buen nivel de admi-nistración de los costos, realizar una adecuada operación y mantenimiento para que obtengamos ingresos estables

Héctor Soto, gerente téc-nico; Everaldo Camargo, gerente general; y Leo- nardo Moreno, ingeniero de proyectos, son quienes conforman el equipo de trabajo de TransChile Charrúa Transmisión.

durante todo el periodo”, sostiene el gerente general de TransChile Charrúa Transmisión.

Derechos de servidumbre A juicio de la compañía de capitales brasileños, una de las principales barreras que deben enfrentar los inversionistas del sector de la transmisión son los derechos de servidumbre. “En el sur de Chile, por ejemplo, hemos tenido que pagar a los propietarios de los terrenos precios muy altos, que son equivalentes a los valores que se manejan en Santiago”, señala Camargo. Y es que la Ley Corta I establece que producto de los derechos de servidumbre, las compañías transmisoras deben pagar un gravamen a los dueños de los terrenos por donde se extiende la línea de transmisión. En ese sentido, el alto ejecutivo indica que “producto de la servidumbre, estamos pagando valores muy altos y no existe una legislación que determine su precio. Esta situación no sucede en Brasil, ya que cuando el poder concedente, que en Chile puede ser el CDEC o la CNE, junto con determinar las nuevas inversiones en transmisión, establece el trazado”. Y agrega que “en dicho marco, cuando un inversionista empieza a construir la línea y presenta problemas con un propietario, el poder concedente de Brasil dictamina, a través de un documento denominado Declaración de Utilidad Pública, la continuidad de los trabajos en dicho terreno, cuyo precio será discutido una vez finalizadas las obras”. En Chile, esta situación es completamente distinta ya que no se pueden iniciar las obras del proyecto sin la autorización y convenio con los propietarios. Por lo tanto, “la manera en que se maneja el tema de la servidumbre en el país, es visto para los emprendimientos de transmisión como un riesgo ya que puede tomar más tiempo, existir un retraso desde el inicio de sus operaciones comerciales, lo que implica tener mayores costos de emprendimiento con reducción de la rentabilidad. Además, de quedar expuestos a multas que no son de responsabilidad de los inversionistas”, concluye el ejecutivo.

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P En entrevista con Revista ELECTRICIDAD, el ejecutivo de TransChile Charrúa Transmisión señala que en el país “existe una capacidad de generación hidráulica muy alta. Si se facilitara la generación con fuentes hidráulicas, la energía del país sería más económica y exportable”.

ara el gerente general de TransChile Cha-rrúa Transmisión, Everaldo Camargo, las limitaciones de expansión que presenta el sistema de transmisión están cercadas

exclusivamente por la generación que requiere el país. “Donde exista generación factible de ingresar al sistema, nosotros vamos a estar ahí. Sin embargo, quiero reiterar que nos encontramos un poco amarrados por los proyectos de generación, nosotros no podemos decir que vamos a construir una línea sin que existan iniciativas concretas de generación eléctrica”, señala el ejecutivo.

Everaldo Camargo sostiene que la transmisión no es como los otros negocios, que deben observar a su competencia. “Si una nueva línea de transmisión se ubica en forma paralela a la nuestra, no vamos a perder ingresos, ya que ello está garantizado en la legislación. En nuestro caso, el cliente es cautivo, independiente de si utiliza o no el transporte de energía, el cliente debe pagar”, argumenta.

Para la empresa, el sector de la transmisión eléctrica posee un nivel de gestión que se basa en dos pilares fundamentales: uno de ellos son los trabajadores, ya que realizan el mantenimiento y la operación; “por ende si una compañía está preocupada de las personas, va a tener una eficiencia operacional, lo cual se traducirá finalmente en menos costos de mantención”, dice Camargo. Otro de los pilares está constituido por la disponibilidad de la transmisión, “ya que el CDEC nos exige la disponibilidad en el sistema. De hecho, ahora, por efectos de regulación de tensión, la operación del sistema periódicamente retira del servicio uno de nuestros circuitos, ya que la demanda de la zona aún está baja”, señala el ejecutivo.

- ¿Qué opinión tiene respecto del último Estudio de Transmisión Troncal (ETT)?- No he estudiado con mucho detalle el estudio. Sin em-

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Everaldo Camargo, gerente general TransChile Charrúa Transmisión

bargo, demuestra que en Chile se van a realizar muchas inversiones en materia de transmisión debido al nivel de desarrollo que está experimentando el país.

- ¿Ha visto, a partir de este estudio, un cambio de mentalidad por parte de la autoridad regulatoria en términos de pensar el sistema a más largo plazo?- Todavía no, debido a que los de-rechos de servidumbre no fueron abordados ni se determinaron los precios. En este estudio se identifi-có el crecimiento económico y una de sus conclusiones fue que para la existencia de una mayor inversión, es vital contar con mayores líneas de transmisión en zonas donde se ubiquen los proyectos de generación, como las iniciativas hidráulicas, eólicas y geotérmicas, para el refuerzo del sistema.

- ¿Qué opinión le merece que hoy se plantee importantes reforza-mientos en 500 kV en líneas estratégicas, desechando la idea de líneas de 220 kV?- La idea principal de tener una línea de 500 kV es aumentar la capacidad de flujo y disminuir las pérdidas en transmisión. El beneficio principal de tener una línea con dichas características

Donde exista generación factible de ingresar al sistema, nosotros vamos a estar ahí”.

Everaldo Camargo, gerente general de TransChile Charrúa Transmisión.

“En la medida que la demanda vaya creciendo en los dos sistemas, podría ocurrir (la interconexión)”

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es que se pueden extender las distancias, para transmitir energía sin tener grandes pérdidas.

Sin embargo, si lo analizamos en forma comparativa, las inversiones iniciales para una estructura de 500 kV son mucho más altas que una estructura que transmite 220 kV, pero debemos destacar que estas inversiones siempre se piensan en el largo plazo, por un periodo mínimo de 10 años.

La justificación técnica de estas líneas es que a medida que se incrementa la potencia, y la necesidad de abaste-cer grandes demandas, implicará una amplia sección de conductor y la única manera de regular dicha sección es modificando el voltaje. Por lo tanto, al aumentar el voltaje, la corriente disminuye y la sección se reduce.

En algún momento la demanda exigirá una línea de 800 kV, sin embargo creo que pasarán muchos años para que lle-guemos a nivel de demanda que posee, por ejemplo, Rusia.

- ¿Se puede pensar en una posible interconexión entre sistemas?- Existe una razón técnica y otra económica para imple-mentar esta interconexión. La primera, es que desde hace una década Chile ha elaborado distintos modelos para hacer una interconexión entre el SING y SIC. Sin embargo, la línea de interconexión tendría que ser conectada en barras firmes las cuales no están en los extremos, lo que implica un mayor costo de inversión.

Con respecto al motivo económico, existe una relación del costo de la energía en el SIC, cuya fuentes son ma-yormente hidráulicas y por ende presentan un valor más bajo. Situación que es muy distinta a la del SING, pues su

Si bien para Everaldo Camargo el Estudio de Transmisión Troncal de-muestra que en Chile se van a realizar muchas in-versiones, echó de menos que en el informe fueran abordados los derechos de servidumbre y se de-terminaran los precios.

generación proviene principalmente de fuentes térmicas y su costo es más alto.

- ¿Y ven factible que se pueda concretar este proyecto?- En la medida que la demanda vaya creciendo en los dos sistemas, podría ocurrir. En los estudios de transmisión troncal, que están proyectados hasta 2022, todavía no se considera una interconexión entre sistemas. De hecho, se ha hablado también de una interconexión hacia Argentina, para reforzar su sistema. Hace muchos años se estudió la posibilidad de interconectarnos con Mendoza y después se desechó porque se prefirió la interconexión de gas con el país transandino. Después vino lo que ustedes saben… el corte de suministró implicó sólo cerrar la llave.

En Chile existe una capacidad de generación hidráulica muy alta. Si se facilitara la generación con fuentes hidráulicas, la energía del país sería más económica y exportable.

- ¿Y Chile estaría en condiciones de vender energía a Argentina?- Como está ahora, no. De hecho, en la actualidad, el sistema se preocupa solamente de abastecer la demanda y la demanda proyectada, no se proyecta realizar una sobreinversión en generación.

Una inversión en generación redunda directamente en una inversión en la transmisión, porque nosotros dependemos de las generadoras. No podemos empezar a construir líneas a nuestra voluntad, nacen de la necesidad de una empresa generadora para inyectar su potencia al sistema, o de la necesidad de reforzar el sistema troncal actual.

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Como si se tratara de una constante, el tema al cual se le debe dar hoy mayor atención, en opinión de quien coordina el despacho de la energía, es la transmisión, por tratarse del actual ‘cuello de botella’ del negocio eléctrico.

n un escenario energético que se plantea lleno de desafíos, el Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC) del Sistema Interconectado Central (SIC) es un eslabón importante en la cadena eléctrica, siendo

uno de sus principales obligaciones el correcto, económico y ordenado, además de seguro, despacho de energía hacia la red y los clientes finales. Esto sumado al cumplimiento con las normativas vigentes.

En entrevista con Revista ELECTRICIDAD, el director de Operación y Peajes del CDEC-SIC Eduardo Ricke con-testa algunas preguntas sobre el acontecer del órgano coordinador, en este escenario donde se comienzan a plantear algunos cambios importantes que podrían influir en la futura operación.

- A partir del Decreto 291 que modificó la estructura de los CDECs, ¿está completamente implementado el nuevo actuar en el organismo coordinador o faltan algunos ajustes?- Efectivamente, el CDEC-SIC está actuando de acuerdo lo establecido en el DS 291. El Directorio, compuesto de acuerdo al Decreto, está en funciones desde 2009 y las Direcciones han incorporado las nuevas funciones indicadas en dicho decreto.

- ¿Se han planteado mejoras tecnológicas en los equipos presentes hoy en el CDEC?- Actualmente se desarrolla un proyecto para dotar al Centro de Despacho de un nuevo sistema SCADA. Con posterioridad, se incluirá un Sistema de Monitoreo según lo ha establecido la Norma Técnica.

Por otra parte, a nivel del sistema de transmisión, se han instalado automatismos que permiten aprovechar mejor las capacidades de las actuales instalaciones mientras se materializan las nuevas obras.

- ¿Cuál es hoy la mayor complejidad por la que debe atravesar la coordinación del CDEC-SIC, en términos operativos y administrativos?

- La operación enfrenta importantes restriccio-nes en los sistemas de transmisión. En general, el aumento de la demanda y la construcción de centrales va más rápido que la construc-ción de líneas de transmisión, originándose congestión en esas instalaciones.

- ¿Cómo evalúa la participación de otros actores en el Directorio del CDEC? ¿Cuáles son los aportes, por ejemplo de los clientes libres, en el actuar del organismo?- Es positivo que en el Directorio esté repre-sentada la demanda.

- ¿Cuál es su opinión sobre la institucio-nalidad vigente y sobre la normativa; y si existen temas pendientes, como por ejemplo reglamentos? ¿Alguna eventual carencia complica al CDEC-SIC?- La normativa es adecuada, siendo siempre posible realizar perfeccionamientos y com-plementos.

En este contexto, sería deseable contar pronto con el Reglamento de Servicios Complementarios, el de Sistemas Adicionales, y ver la posibilidad de revisar la normativa para hacer más expedito el desarrollo del sistema de transmisión troncal.

- ¿Cuán complejo se ha visto, por parte de los clientes y por parte de las empresas del sector,

Eduardo Ricke, director de Operación y Peajes del CDEC-SIC

“La operación enfrenta

Eduardo Ricke, director de Operación y Peajes del CDEC-SIC.

importantes restricciones en los sistemas de transmisión”

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cumplir con los diferentes puntos y actualizaciones de la NTS y CS?- Ha sido un proceso complejo, de adaptación gradual en el cual resta aún por hacer. Las empresas han estado realizando importantes inversiones para cumplir las exi-gencias de la NT.

- A su juicio, ¿existe en Chile Política Energética? Si la respuesta es sí, ¿cuál es la estructura? Y si la respuesta es no, ¿por qué estima que no la hay?- En el sector eléctrico la Política Energética para la gene-ración considera diversas opciones de tipos de generación y se desarrolla por una parte sobre la base del Plan de Obras Indicativo y se materializa a través de las inversio-nes del sector privado que desarrolla los proyectos más eficientes. En transmisión, el sistema troncal se desarrolla sobre la base del Plan de Expansión que define la CNE que determina las nuevas obras o ampliaciones óptimas a realizar, las que posteriormente, en base a una licitación internacional, se adjudican a empresas o consorcios privados para su ejecución y explotación. Como perfeccionamiento puede señalarse ver la posibilidad de definir mejor el uso territorial y lo ya señalado respecto del desarrollo de los sistemas de transmisión.

- Mucho se ha hablado, incluso a partir del último Estudio de Transmisión Troncal, sobre una futura

interconexión entre sistemas eléctricos. ¿Cuál es su opinión al respecto y qué cambios debieran, a partir de su materialización, efectuarse en el o los CDECs, como por ejemplo, si un sistema significa un solo CDEC?- Desde el punto de vista técnico las interconexiones mejoran la seguridad de los sistemas. Desde la óptica económica, hay que evaluar si existen beneficios superiores a los costos para esta interconexión.

- ¿Ha habido un cambio de paradigma por parte de las autoridades, en este caso la CNE, que se ha visto reflejado en que hoy se plantean ampliaciones en 500 kV y no en 220 kV para tramos importantes?- La definición de la tensión de transmisión depende de las necesidades, es decir, la estimación de la magnitud de los flujos de energía según la demanda a servir: en la ampliación en curso hay obras en 500 kV y 220 kV y en ocasiones anteriores ya se habían definido obras nuevas en 500 kV.

- En términos de comunicaciones, ¿cómo está hoy el CDEC-SIC? A la fecha, ¿cómo evalúa el Protocolo de Comunicaciones y en qué consiste actualmente?- Hoy se dispone de mayor seguridad en los canales de comunicación con las empresas.Si bien es perfectible, el actual Protocolo de Comunicaciones nos parece adecuado.

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Dispositivos de la más amplia gama están llamados a ser los encargados de mantener una comunicación directa, con el fin de permitir el control de los procesos apuntando a la eficiencia y correcto funcionamiento de los sistemas.

• Abmatic Controles de presión, temperatura y flujoSegún la empresa, los interruptores de estado sólido de

presión, temperatura y flujo de su representada Allen-Bradley

están basados en microprocesador sin piezas movibles, de

mayor duración y menor tiempo improductivo. El envolvente es

de acero inoxidable 316, robusto y resistente a la corrosión,

dispone de una calificación de envolvente IP66 para resistir

condiciones industriales rigurosas. Poseen una pantalla di-

gital de 14 segmentos y cuatro dígitos, y un control remoto y

diagnóstico mediante un puerto USB, ajuste de sensibilidad

programable, tiempo de respuesta >20 ms, salida analógica

de 4…20 mA y NA/NC, conector Micro/M12, conexión de

proceso 1/4 pulg. NPT (hembra) SAE7/16-20UNF (hembra),

y tensión de alimentación de 10-30 VCC.

Sensor de presión de estado sólido

836E: Cuenta con un elemento de

detección de acero inoxidable y rango

de funcionamiento entre –1 a 413 bar,

–15 a 6000 psi.

Sensor de temperatura de estado sólido

837E: Posee dos salidas PNP N.A./N.C.

programables independientemente, o salida

analógica de 4…20 mA, cuenta con sonda

de acero inoxidable 316L y rango de fun-

cionamiento –50° C a 150° C, –58° a 302° F.

Conmutador de flujo de estado sólido 839E: Con un rango

de flujo desde 0,03…3 m/s (0,1…9,84 pies/s), dos salidas

PNP N.A./N.C. programables independientemente, o salida

analógica de 4…20 mA y sonda de acero inoxidable 316L.

Para mayor información visite www.abmatic.cl

• Endress+Hauser Nuevos flujómetros Vortex La empresa Endress+Hauser amplía su gama de flujómetros

vortex con el nuevo Prowirl con reducción de diámetro inte-

grada. Con determinados flujómetros vortex, la reducción de

DN del cuerpo del sensor significa renunciar a la precisión.

Sin embargo, los nuevos flujómetros Prowirl FR y Prowirl FS

con reducción de DN integrada ofrecen la misma precisión

que un equipo estándar (0,75% en líquidos y 1% en sólidos).

Las nuevas versiones de Prowirl, según comentan en

Endress+Hauser, ofrecen una reducción integrada del DN

Midiendo en torno a la eficiencia de los sistemas

Instrumentación de campo

Sensor de presión de estado sólido 836E, Abmatic.

Conmutador de flujo de estado sólido 839E, Abmatic.

Sensor de temperatura de estado sólido 837 E, Abmatic.

Transformadores de poder de 500 kV Potencias hasta 720 MVA, con bajas pérdidas, alto rendimiento, diseñado y construido bajo estándares internacionales IEC, ANSI y KEMA

oTros producTos• Transformadores de poder de 220 kV• Transformadores especiales• GIS clase 126 kV y 252 kV• Aceite dieléctrico• Bushings

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para alumbrado de exterioresy líneas electricas AT/BT

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Informe Técnico

de la tubería para facilitar la instalación y reducir los costos

al máximo: reducciones, expansiones de tubería, tramos de

entrada y salida son innecesarios.

Prowirl es una solución estándar para una reducción de

tubería (FR) y también para doble reducción de tubería (FS).

Ambas versiones tienen las mismas distancias entre bridas

que el flujómetro estándar del mismo diámetro. Es decir, ahora

se puede elegir cualquier flujómetro del mismo diámetro

sin tener que realizar cambios en la tubería o en las bridas.

VentajasEndress+Hauser explica que a diferencia de otros vortex

presentes en el mercado, la nueva versión Prowirl FR/FS

de reducción de diámetro integrada mantiene las mismas

características que la versión estándar de Prowirl. Su probada

y patentada tecnología de medida capacitiva DCS garantiza

una medición precisa y fiable incluso en las condiciones

más extremas:

• Inmune a vibraciones externas (más de 1 g en todos los ejes).

• Insensible a shocks de temperatura (>150K/s).

• No se ve afectado por las adherencias.

• Resistente a golpes de ariete.

• Certificaciones ATEX para zonas con riesgo de explosión

(Ex i, Ex n, Ex d).

El dispositivo incorpora funciones de diagnóstico y autovigi-

lancia. Prowirl es ideal para la medida en vapor: bajos costos

de instalación y mantenimiento, así como alta precisión con

un sensor de temperatura integrado para calcular el caudal

másico del vapor según los estándares IAPWS-IF97/ASME

más recientes. Está diseñado para ser integrado en su siste-

ma: compatible con HART, Profibus y Foundation Fieldbus,

reduce los costos e interrupciones al mínimo.

Para más información, comunicarse con Elliot Sánchez,

Product Manager Flujo, al teléfono (56 2) 7849813, e-

mail: [email protected] o bien visite www.

cl.endress.com

• Intronica Fluke 744, calibrador de procesos documentador Puesto que las industrias de proceso apro-

vechan cada vez más las ventajas de los

transmisores inteligentes, la necesidad de

una nueva generación de calibradores ha

supuesto la aparición de calibradores que

puedan comunicarse a través de protocolos

digitales estándar.

El 744, según comentan en Intronica, com-

bina la función de comunicación HART para

ofrecer un calibrador de comunicación inte-

grado. Este instrumento fiable y resistente

es ideal para la calibración, mantenimiento

y resolución de averías de instrumentos

HART y de otros tipos.

Además, el dispositivo realiza el trabajo de

varios instrumentos: generación, simula-

ción y medición de presión, temperatura

y señales eléctricas en un dispositivo

portátil y resistente. Para la documenta-

ción, el 744 automatiza los procedimientos

de calibración y captura sus datos. Y, por

supuesto, ayuda a cumplir normas rigurosas

como las ISO 9000, FDA, EPA y OSHA.

Funciones HARTEl 744 está diseñado para realizar

casi todas las tareas diarias que

ahora realiza con un comunicador

independiente. De hecho, ofrece

las funciones de comunicación

del comunicador HART 275,

excepto el intérprete DD, que

puede leer librerías de instruc-

ciones.

Módulos de presiónEn Intronica comentan que incluyen todas las aplicaciones

de presión: manométrica, diferencial, dual, absoluta y de

vacío. Una familia de 29 módulos de presión opcionales

proporciona funciones de medida y calibración de presión. Hay

28 módulos disponibles, con especificaciones de precisión

básica del 0,05%. Los rangos comienzan a 0 - 1 en H20

(0 - 0,25kPa) y llegan a 0 - 10.000 psi (0 - 70.000 kPa).

Procedimientos automatizados Por otro lado, permiten configurar de forma rápida los

potentes procedimientos de calibración automatizados

para transmisores lineales, transmisores de flujo DP e in-

terruptores limitadores de uno y dos puntos. Sólo se tiene

que seleccionar la medida adecuada y/o las funciones de

generación y completar la plantilla de procedimiento. La

serie 740 se encarga del resto, realiza la comprobación de

forma rápida, calcula los errores y muestra los resultados

finales, resaltando los puntos de tolerancia.

Calibración de interruptores limitadores Procedimientos que realizan una calibración rápida y auto-

matizada de interruptores limitadores de uno y dos puntos

para tensión, corriente, temperatura y presión.

Funciones adicionales• Multifuncional

• Calibra temperatura, presión, tensión, corriente, resistencia

y frecuencia. Dado que realiza tanto medidas como gene-

raciones, puede solucionar averías y calibrar, todo con una

única y resistente herramienta.

Potente y fácil de utilizar La sencilla pantalla mediante menús guía en cualquier

Flujómetro Prowirl, Endress+Hauser.

Calibrador de Procesos Fluke 744, Intronica.

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al futuro; configuración remota y la puesta en marcha a

través de esta herramienta. La versión con ISM® (sensor de

manejo inteligente por sus siglas en inglés) ofrece además

la interesante función “conectar y medir”, disponible en

versión monocanal o canal dual; en donde el usuario puede

configurar todos los canales para medir la conductividad,

pH y oxígeno. Cuenta con controlador PID con longitud de

impulsos y protección multinivel con contraseña para evitar

cambios accidentales en los parámetros.

Junto al transmisor, el sensor de conductividad de la serie

InPro7000-VP viene equipado con dos electrodos, dise-

ñados para realizar mediciones de alta precisión en agua

de conductividad baja, este sensor está disponible en una

amplia variedad de conexiones de proceso, para cumplir con

cualquier requisito de la aplicación deseada. Cuenta con

conector VarioPin resistente al agua (IP68) para una fácil

conexión y excelente transmisión de señal. El material del

electrodo es de titanio y el cuerpo es de PVDF, la presión

máxima de trabajo es de 35 bar y el rango de temperatura

es de -10 a 100º C.

Para mayor información comunicarse con Robert Iturrieta,

Product Manager, al teléfono (56 2) 73047 00, al e-mail:

[email protected] o bien visite www.soltex.cl

• VetoControlador transmisor Aquis 500Con el fin de lograr controlar los

componentes de una planta de

agua, Veto coloca a disposición del

mercado chileno el AQUIS 500.

Gracias a su protección IP67, el

AQUIS 500 puede desenvolverse

en cualquier ambiente de trabajo:

plantas de agua potable, plantas

de tratamiento de aguas servidas,

plantas de aguas industriales, etc.

El AQUIS 500 está diseñado para:

• Medición y control de pH.

• Medición y control de ORP.

• Concentración de amoniaco (NH3).

• Controlar fuga de refrigerantes.

Veto asegura que el dispositivo involucra una fácil configura-

ción a través de diferentes niveles de acceso, y que cuenta

además con dos salidas de control, una de relé y otra de

proceso (0/4-20mA o 0/2-10Vdc), con lógica de control

programable (P,PI,PID,PD).

El ADQUIS 500 cuenta con todo el respaldo de Veto.

Para mayores detalles del AQUIS 500 o de cualquier otro

producto, visite www.veto.cl o comuníquese al teléfono (56

2) 3554400 o al e-mail: [email protected].

tarea. Alcance una velocidad de minutos, en lugar de días.

Así, las rutinas de calibración programables permiten crear y

ejecutar procedimientos automáticos de valor encontrado/

valor dejado para lograr calibraciones rápidas y coherentes.

Registra y documenta resultados Para cumplir la norma ISO-9000 o cualquier otra, el cali-

brador Fluke 744 captura los resultados de calibración sin

necesidad de utilizar lápiz y papel en el trabajo de campo.

El cable RS-232 permite transferir los resultados a un PC,

lo que ahorra el tiempo de transcribirlos manualmente al

volver al taller.

Para mayor información visite www.intronica.cl

• Soltex Medición de conductividad eléctrica y pH en plantas termoeléctricasLos problemas más frecuentes en lo referente a la calidad

del agua y que influyen en la operación y eficiencia de las

calderas empleadas en una central termoeléctrica, son la

formación de depósitos que corresponden a incrustacio-

nes indeseables de sales minerales y sólidos coloidales

que forman una capa en los tubos y demás componentes

del equipo, evitando la transmisión efectiva del calor. Esto

conduce a una baja eficiencia en la producción de vapor, y

mayores costos de operación. Es por ello importante emplear

un sistema previo de tratamiento de agua e implementar

el control de la conductividad y pH del agua

de proceso.

Soltex Chile S.A. a través de su representada Mettler

Toledo • Process Division, de Suiza, dispone de un

analizador de conductividad en línea para monitorear

las sales disueltas: el transmisor M300 ofrece un rango

de medición de: 0,02 a 2.000 uS/cm. Está diseñado para

trabajar con la máxima comodidad desde su pantalla de fácil

acceso y el menú de configuración rápida. Con su innovador

puerto USB el M300 ofrece numerosas opciones de cara

Sensor de conductividad de la serie InPro7000-VP, Soltex.

Transmisor M300, Soltex.

Controlador AQUIS 500, Veto.

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Paola Visintini Vaccarezza, gerenta de Comunicación de Chilectra

“Ahora competimos en igualdad de condiciones”

La ejecutiva menciona que actualmente en la compañía existen muchas mujeres que poseen cargos de jefaturas. De hecho, durante 2010, y por primera vez en la historia de Chilectra, una mujer asumió la jefatura de un área técnica.

aola Visintini es sicóloga de la Universidad de Chile. Sus inicios en el ámbito laboral se remontan hace 17 años, cuando comenzó a trabajar en el sector clínico. Posteriormente ingresó al mundo del Marketing a través de

una consultora de investigaciones y el Banco Santander.

En enero de este año asumió la Gerencia de Comunica-ciones de Chilectra, compañía donde trabaja hace una década y que le permitió ingresar a un sector que hasta hace algunos años era dominado preferentemente por varones. “Debo reconocer que para mí ha sido siempre muy natural trabajar con hombres. Cuando trabajé en un banco y llegué a Chilectra, siempre estuve mayoritariamente rodeada de hombres y fueron ellos mismos los que me hicieron tomar conciencia de que en estos sectores habían pocas mujeres”, comenta Paola Visintini.

La ejecutiva sostiene que nunca en su etapa laboral ha sentido algún tipo de discriminación. “Creo que en la actualidad no existe tanto esa distinción. No lo sé… en mi caso personal, me desenvuelvo completamente en forma normal y natural frente a todos mis pares y grupos de trabajos, independiente de si son hombre o mujeres”. Visintini menciona que actualmente en la compañía exis-ten muchas mujeres que poseen cargos de jefaturas. De hecho, durante 2010, y por primera vez en la historia de Chilectra, una mujer asumió la jefatura de un área técnica. “Esto porque antiguamente, y por cosas naturales, tanto las carreras como las compañías de carácter técnico estaban integradas mayoritariamente por hombres. No son cargos ejecutivos, pero sí son jefaturas de áreas donde antes predominaban los hombres. Ahora las mujeres van ganando terreno en forma absolutamente natural, compitiendo en igualdad de condiciones con los varones”, reconoce.

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Para Paola Visintini esta tendencia de que mujeres asuman cargos que anteriormente eran ocupados por el sexo masculino “se debe a una mezcla de algo natural, que se ha generado porque están ingresando más mujeres a las empresas. Ahora, existen más ingenieras y hay una mayor disposición de parte de las compañías en otorgar igualdad de condiciones tanto para los hombres como a las mujeres”. “Yo creo que en general las mujeres somos capaces de realizar muchas cosas en paralelo. Efectivamente, y mi experiencia me dice que somos bastante planificadas, muy ordenadas, lo cual permite que rindamos bien. Estas características admiten la generación de nuevas posibi-lidades para adoptar nuevas responsabilidades y cargos. De ahí la creación de nuevos espacios para las mujeres y yo soy una prueba de eso. A mí se me han dado esas posibilidades”, sostiene la ejecutiva.

Visintini enfatiza que “las mujeres estamos en igualdad de condiciones con los hombres para conseguir las mismas posiciones y cumplir los mismos roles dentro de la sociedad. Creo que tenemos las mismas capacidades, pero con un sentido y mirada distintos”. Y agrega que “en la medida que nosotras estemos convencidas de esto, las oportunidades y espacios se van a crear solos… y eso tiene que ver con el empoderamiento”.

La gerenta de Comunicaciones menciona que “si noso-tras creemos que la mujer requiere que se le generen los espacios de manera forzada, es creer que no es capaz de ganárselo sola. En ese sentido, creo firmemente que las mujeres somos capaces de obtenerlo solas, por méritos propios… igual que un hombre, porque es comprometida y capaz de demostrar sus habilidades”.

“Cuando llegué a la compañía y me entrevisté con el gerente general, le manifesté que estaba en la búsqueda de mantener ese equilibrio porque en dicho período mi hijo mayor estaba ingresando al colegio y quería ser una madre presente”, cuenta Paola Visintini.

Sectores más vulnerables Con respecto a las medidas que se deben establecer para apoyar el ingreso de la mujer al ámbito laboral, la ejecutiva señala que éstas deben estar enfocadas a los sectores más vulnerables, mediante la generación de redes de apoyo social, “para que las madres de los segmentos más

bajos tengan la posibilidad de salir de la casa y trabajar con la tranquilidad de que sus hijos están siendo bien cuidados”, explica.

Iniciativas de Chilectra En marzo de 2008 Chilectra suscribió con el Servicio Nacional de la Mujer (Sernam) el Programa de Buenas Prácticas Laborales con Equidad de Género, “Iguala.cl”, iniciativa que tiene como propósito avanzar en la incorpora-ción de buenas prácticas con el fin de fomentar una cultura laboral que incluya de igual manera a mujeres y hombres.

El acuerdo permitió consolidar un trabajo que se estaba efectuando previamente, midiendo las condiciones de igualdad de género en los ámbitos que determina el pro-grama. Dado el alto nivel de cumplimiento de los parámetros medidos, Chilectra fue reconocida por el Gobierno, en 2009, como una de las empresas que promueve la igualdad de género en Chile. Posteriormente, en septiembre de 2010, dicho convenio fue adherido por todo las empresas del Grupo Enersis en Chile.

Uno de los objetivos del Sernam es incorporar empresas que implementen buenas prácticas con equidad de gé-nero, con la asesoría técnica permanente del Ministerio, principalmente en ámbitos de reclutamiento y selección de personal, estabilidad en el empleo para mujeres, su-peración de la brecha salarial entre hombres y mujeres, acceso a capacitación, sistemas igualitarios de ascenso, conciliación entre vida laboral y familiar y clima laboral, desde una perspectiva de derechos laborales en materia de género y Responsabilidad Social Empresarial.

Otras de las iniciativas que se realizan dentro de este ámbito, es la premiación anual de “Energía de Mujer”, instancia donde se reconoce la labor de un grupo de mujeres en el desarrollo del país, cuyos ámbitos son las comunicaciones, artes, responsabilidad social, científico, entre otros.

Las mujeres estamos en igualdad de condiciones con los hombres para conseguir las mismas posiciones y cumplir los mismos roles dentro de la sociedad”.

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Nuevos proyectos energéticos en el SING

Abastecimiento asegurado (por un tiempo)

El crecimiento de la demanda en el SING se proyecta en 2.500 MW adicionales a 2020 para dar respuesta a los nuevos proyectos mineros. ¿Está el sistema preparado? En el corto plazo hay capacidad suficiente, pero en el largo se espera la entrada de más centrales.

M ucho se ha discutido en los últimos meses acerca de la capacidad de la matriz energética de generar suficiente energía como para ase-

gurar el crecimiento que se espera en Chile. Se han hecho públicas cifras que hablan que, para llegar a ser un país desarrollado en 2020, necesitaremos crecer a una tasa promedio del 6% anual y la generación eléctrica necesaria como para acompañar ese desarrollo debería aumentar en una proporción similar.En el caso del Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) la demanda energética a 2020 se calcula en 2.500 MW adicionales. Con las centrales que actualmente operan en el sistema se alcanza una potencia instalada de 3.574 MW.Este gran crecimiento en la demanda se debe, sin duda, a las grandes inversiones mineras que se proyectan en la zona y que son las principales consumidoras de electricidad del norte. En los próximos 10 años se espera se concre-ten proyectos mineros por US$60.000 millones, de los cuales, US$18.600 serán en la Región de Antofagasta y US$6.200 en la de Tarapacá. La presión por más energía se hace patente en el SING.

Proyecciones de consumo de la mineríaAlberto Salas, presidente de la Sociedad Nacional de la Minería, Sonami, explica que el consumo eléctrico de la minería alcanza el 14% del total nacional. Sin embargo, ésta es la actividad que más reporta al PIB, alcanzando casi un 20%.

Salas refleja con esa cifra que la industria minera se encuentra en un plan claro de eficiencia energética. Sin embargo, aún queda mucho por hacer en este ámbito, especialmente al tomar en cuenta que la minería del cobre aumentará su demanda energética a 2020 alcanzando

27,1 TWh, es decir un 35% más que en 2010 y un 52,5% mayor comparado a 2008.

“La demanda, especialmente en el área del SING, seguirá creciendo a un ritmo sostenido a medida que se vayan concretando las inversiones esperadas en el área minera”, dice Salas.

El secretario regional ministerial de Minería de la región de Antofagasta, Rodrigo Mendiburu, declara que la proyección del consumo de energía por parte de la minería hacia 2020 será del orden de 27.120 GWh, lo que significa un alza de un 52,5% en comparación con el consumo de 2008. La autoridad explica que en 2011 se superarán los 3,1 millones de toneladas de cobre fino producidas en la región y se mantendrá en ese orden por los próximos años. “Todo lo que hemos hecho hasta ahora y lo que podamos hacer en el futuro se ha hecho con energía. Esa es la base para este crecimiento. El país espera superar los 7 millones de toneladas anuales y para eso necesita energía buena, competitiva y sustentable”, manifiesta la autoridad regional.

De los casi U$25.000 millones en inversión minera que se esperan para las regiones de Tarapacá y Antofagasta, destacan proyectos como Teck Quebrada Blanca Hipógeno en la Región de Tarapacá, y la entrada en operaciones de la División Ministro Hales de Codelco en las cercanías de Calama.

En el caso de Teck Quebrada Blanca, Evelio Palacios, superintendente de Energía y Servicios de la compañía, explica que actualmente la operación tiene un consumo promedio de 36 MW, de los cuales 3 MW son suministrados por el SING (contrato con GasAtacama por 14 MW) y el 92% restante es autogenerado a través de una casa de fuerza eléctrica-térmica de 33 MW. “Con la autogeneración

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zar las operaciones que aportarán 170.000 toneladas de cobre fino y 300 toneladas de plata anuales a Codelco.

José Oyanadel Cortés, superintendente Mantenimiento Mina, División Ministro Hales, describe que actualmente la División Ministro Hales presenta un consumo aproximado de 10 MW y su consumo proyectado es de 90 MW. Hoy están abocados a las labores de construcción y prestripping por lo que, “en este minuto la División se abastece de energía eléctrica desde la subestación Salar de Chuquicamata. El proyecto contempla una subestación principal que es de DMH y estará conectada al SING. El contrato de suministro está en proceso de asignación”, explica.

Dentro de las instalaciones críticas en el consumo de energía, se destacan el chancador primario, la planta con-centradora y la planta de tostación. Para ellas se construirán generadores de respaldo, pero como consumo global no se proyecta instalar fuentes alternativas, por ahora.

Seguridad en el abastecimientoEl SING tendrá una capacidad mayor a 4.000 MW cuando entren en funcionamiento regular las centrales termoeléc-tricas Andina y Hornitos de E-Cl y Angamos I y II de AES Gener, que se sumarán al sistema a fines de 2011.

Con esta suma de potencia, la capacidad instalada en el SING alcanzaría los 4.460 MW, asegurando el suministro eléctrico en el corto plazo. “Hoy en el corto plazo la situación está controlada, el desafío es el largo plazo. Tenemos que pensar en 2020 ó 2030, qué tipo de energía queremos integrar a la matriz, qué es lo que necesitamos para crecer sustentablemente y, lo que es un tema no menor, qué energía es la que estamos dispuestos a pagar”, explica el secretario regional ministerial de Energía de la Macrozona Norte, Carlos Arenas.

Es que el Plan de Obras de la Comisión Nacional de Energía (CNE) indica que están actualmente en construcción o se proyecta levantar para los próximos años un total de 10 centrales termoeléctricas a carbón en la zona norte del país. Dentro de las que ya están construidas y próximas a su puesta en marcha regular figuran CT Andina (con una potencia de 150 MW); CT Hornitos (150 MW); Angamos Primera Etapa (actualmente aportando al sistema 230 MW) y Angamos II (230 MW).

de energía eléctrica en casa de fuerza, se co-genera a la vez una importante cantidad de energía térmica residual que en lugar de desecharla al ambiente se recupera y transfiere nuestros procesos de producción de cobre, con lo que evitamos generar su equivalente térmico mediante otros medios, como calderas, que eventualmente quemarían petróleo”, señala Palacios.

La empresa está abocada a su proyecto de explotar mine-rales hipógenos, que según las estimaciones requerirá de 250 MW adicionales. “Actualmente no se tienen contratos convenidos con generadoras del SING, pero estamos de-sarrollando los estudios de factibilidad tendientes a definir la mejor opción de suministro de energía para este nuevo desafío, estudios que consideran también la alternativa de construir una nueva planta de generación de electricidad con una potencia estimada de 300 MW”, explica el ejecutivo.

Según Palacios, la capacidad actual del SING no será suficiente en el contexto de las mayores demandas que realizará el sector minero ya que la capacidad actual ya está comprometida para iniciativas que están operando, así como para nuevos proyectos mineros que se implementarán. “Creemos que el objetivo de eficiencia de la infraestructura actual de generación-transmisión debe ser permanente en el mercado eléctrico nacional, lo que podría contribuir en parte desde el punto de vista de la capacidad de generación y la operación económica del SING, pero no satisface las mayores demandas del sector en su conjunto.

Creemos que la mayor demanda debe ser satisfecha con un incremento de la capacidad de generación del SING, entendiendo el principio de despacho económico de carga”, puntualiza Palacios.

El caso de la División Ministro Hales es distinto, ya que es una operación que está recién en su etapa de prestripping, por lo que no ha comenzado su periodo de mayor consumo de electricidad. En julio de 2013 tienen planificado comen-

El secretario regional minis-terial de Minería de la región de Antofagasta, Rodrigo Maendiburu, declara que la proyección del consumo de energía por parte de la minería hacia 2020 será del orden de 27.120 GWh, lo que significa un alza de un 52,5% en comparación con el consumo de 2008.

En el caso del Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) la demanda energética a 2020 se

calcula en 2.500 MW adicionales.

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Lo que más destaca son las inversiones en energía solar. Sólo en la Región de Tarapacá se registra un total superior a los US$1.400 millones, entre ellas destaca el parque fotovoltaico Atacama Solar que generará 250 MW en una superficie total de mil hectáreas en la primera región y con una inversión de US$773 millones. También está en calificación el proyecto Complejo Solar Pica que, ubicado en la misma región, pretende inyectar 90 MW al SING con una inversión de US$288 millones. A ambos se unen otras iniciativas en energía fotovoltaica en la localidad de Pozo Almonte que, en conjunto, tendrán una potencia nominal cercana a los 93 MW.

En el caso de Antofagasta, en lo que va corrido de 2011 se han presentado para ser evaluados por el SEA tres proyectos que representarían una inyección de 380 MW en ERNC. Se trata de Huerta Solar Fotovoltaica con 8 MW de capacidad, el Parque Eólico Calama con 56 aerogeneradores de 1,5 MW de potencia individual y la Central Geotérmica Cerro Pabellón de 50 MW. Adicionalmente, están aprobados las centrales solares Calama 1 y 2 de 9 MW cada una; la Granja Eólica Calama de 250 MW; el Parque Eólico Quillagua de 100 MW y el proyecto Valle de los Vientos de 66 MW.

“El gran desafío del SING es integrar las ERNC en la ma-triz energética y en el sistema de transmisión. El mercado eléctrico de generación y transmisión está estrechamente relacionado con el desarrollo minero. Es cosa de ver lo que pasa en los extremos norte y sur del sistema: donde existe menor desarrollo minero también hay menos líneas de transmisión e infraestructura de generación”, puntualiza el seremi de Energía.

El Plan de Obras de la Comisión Nacional de Energía (CNE) indica que están actualmente en construcción o se proyecta levantar para los próximos años un total de 10 centrales

termoeléctricas a carbón en la zona norte del país.

División Ministro Hales presenta un consumo aproximado de 10 MW y su consumo proyecta-do es de 90 MW.

Asimismo, desde 2009 que el Servicio de Evaluación Am-biental (SEA) aprobó inversiones por un total de US$3.540 millones en el SING que permitirían ingresar al sistema más de 1.800 MW de potencia instalada. Se trata de las centrales térmicas a carbón Infraestructura Energética Mejillones de E-CL, que considera las unidades 4 y 5 de 375 MW brutos cada una (US$1.500 millones); Cochrane, de Norgener, también con dos unidades de 280 MW (US$1.100 millo-nes), y la central diesel Parinacota de Termonor de 38 MW (US$40 millones). Este año, por su parte, se aprobaron en Iquique los proyectos de generadoras térmicas Patache, de 110 MW (US$150 millones), y Pacífico de Río Seco S.A., con una capacidad de 350 MW (US$750 millones).

En la zona norte, donde la escasez de agua hace imposible pensar en proyectos hidroeléctricos, hace que estas nuevas inversiones sean todas basadas en combustibles fósiles como el carbón y el diesel, en su mayor parte, y esto se debe también a lo atractivo del precio del carbón en la actualidad y a la escasez de gas natural argentino de años pasados. Sin embargo, con la operación del GNL Mejillones esta alternativa también se incorpora al momento de realizar las estimaciones, claro que el factor precio de este insumo será relevante a la hora de elegir entre las diferentes alternativas.

Muchos de estos proyectos sólo están esperando cerrar contratos de largo plazo con los grandes consumidores, que en el SING son las compañías mineras, para ponerse en marcha. “Los requerimientos de energía de los planes de expansión y nuevas operaciones mineras son importantes y el sistema debe darles respuesta para poder suministrar la electricidad necesaria tanto en la etapa de construcción como de operación. Hoy estamos pensando que en Tarapacá se necesitarán 700 MW adicionales para poder cubrir esta necesidad”, explica Carlos Arenas.

En todo caso, tanto en la zona norte como en el sur han ido adquiriendo creciente participación los proyectos eólicos, so-lares y geotérmicos. Especialmente en las regiones del norte, donde se dan condiciones privilegiadas para el desarrollo de estas nuevas Energías Renovables No Convencionales (ERNC), hay una importante cartera de proyectos.

Fotografía: Roberto Celis - Minería Chilena.

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El experto español reconoce que la energía renovable es un tremendo aporte a la matriz energética. Sin embargo, igualmente establece que para su incorporación se deben dar ciertos escenarios y tomar los resguardos del caso, uno de ellos, por ejemplo, tener un único sistema de transmisión nacional integrado.

a energía renovable es una realidad en el país gracias a la incorporación a los sistemas eléctricos de, principalmente, parques eóli-cos y micro, pequeñas y medianas centrales hidroeléctricas. Si bien éste ha sido un paso

importante para la matriz energética chilena, lo cierto es que su aporte es aún muy menor en comparación con las experiencias de otros países, como por ejemplo España, donde las renovables (en su mayor medida a base de energía eólica) suma miles de MW en una forma estructurada.

Pero claramente no es llegar e inyectar este tipo de energía a la red. Las renovables, por su condición de variabilidad, pero también por la falta de experiencia por parte de la coordinación, son complejas de asumir y por lo tanto hay que tomar los resguardos necesarios.

Alberto Carbajo es director general de Operación de la Red Eléctrica de España (REE), compañía que es dueña de prácticamente el 100% de las redes de transmisión de ese país, además de ser el operador del sistema eléctrico español. De visita en nuestro país, el experto asegura que la inyección de energía alternativa es un hecho relevante, sin embargo, hay que tomar los resguardos del caso.

Sobre la experiencia española y lo que Chile puede sacar en limpio de lo realizado en al península ibérica, Carbajo señala que “cuando empezamos hace 10 o 12 años estábamos

igual que Chile. Lo que pasa es que España, como le pasa a Chile, no tiene interconexiones con los países vecinos, y entonces muy importante es fortalecer las herramientas interiores para poder integrar las renovables de manera segura”. En ese sentido, para Carbajo el camino a seguir es el de instalar un programa de incentivo económico para la entrada de las renovables, a las que considera todavía tecnología inmadura y con costos superiores a los precios de los mercados.

En ese contexto, el experto español señala que cuando habla de incentivos económicos, a lo que apunta es a una prima hasta alcanzar un nivel que garantice una rentabilidad razonable de un 7% o de un 8%, para que el proyecto flote. “Eso, como primera cosa. Segunda cosa, como las energías renovables tienen alta variabilidad y muchas dificultades para su integración, porque son difícilmente previsibles, hicimos en España un centro de control para su

Alberto Carbajo, director general de Operación de la Red Eléctrica de España

Lo primero que hay que hacer es que haya un único sistema, mallar el SIC con el SING”

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integración, de manera que la maximizamos, pero siempre en condiciones seguras. Y tercero, lo que hemos hecho es establecer grupos de trabajo sectoriales: la red eléctrica con los eólicos; la red eléctrica con los termosolares; la red eléctrica con los fotovoltaicos, para que nos conozcan y también así nosotros conocerlos a ellos. En esos grupos de trabajo (llevan más de 20 sesiones), ellos ven cuáles son las necesidades del sector eléctrico y nosotros vemos hasta qué punto los requerimientos que les pedimos son asumibles por ellos; y si no son asumibles, hablamos con la administración para ver de qué manera, antes de hacer esos requerimientos mandatarios, se les puede dar un sentido que les compense los costos de la inversión para poder afrontarlos”, explica Alberto Carbajo.

Actualmente en Chile existe una cartera amplia de pro-yectos en energía renovable, pero muy pocos en etapa de desarrollo. Y es que tomar la decisión de llevar a cabo una iniciativa no es sencillo, porque está en juego el financia-miento, pero también cómo sumar esa infraestructura a la red, además de establecer y normar su operación en el sistema. “Antes de tomar esas decisiones políticas, hace falta que se le encargue a los centros de carga un estudio de cuánto soporta el sistema. Hay estudios de lo que son los nudos del sistema, si son capaces de absorber, y luego de lo que es capaz de absorber el sistema sin que se produzcan problemas de desequilibrios en ese balance generación-demanda, y de que no se caiga la red después de un incidente. Y por último, si hay un incidente que los sistemas de protección de la red despejen el corto circuito en tiempos limitados”, indica el experto.

Chile es un país lineal en términos eléctricos, por lo que el diseño presenta algunas complejidades. Muy diferente a la realidad española, que tiene un mallado circular. Car-bajo explica: “Lo primero que hay que hacer es que haya un único sistema, mallar el SIC con el SING. Después, algunas de las líneas que he visto, sobre todo en el norte, son casi en antena, es decir, desde la mina hasta el punto de conexión. En Europa existe un mallado circular que permite siquiera mantenimiento, si hay una línea fuera de servicio que no haya pérdidas de suministro, creo que eso es lo que conviene hacer. Y luego creo, aunque es difícil, podemos hablar en esos términos en Europa pero aquí no tanto, que es muy importante que haya una integración regional de los mercados energéticos. No tiene ningún

sentido que Perú esté mandando barcos de GNL por el Canal de Panamá y Chile esté importando de Trinidad y Tobago el gas para Chile, esto es una locura desde el punto de vista energético; lo lógico sería entenderse, sería más barato para Perú y para Chile. Y hay que mejorar esa integración energética, hay que buscar los espacios de colaboración y conseguir que haya mayor interconexión eléctrica entre los países, poder comercializar energía. Eso aumenta la seguridad del suministro y por lo tanto permite integrar renovables y además genera un valor añadido a las variables económicas”.

El problema para la integración energética regional en este lado del planeta tiene relación con los problemas geopolíticos. Aún así, Carbajo insiste en la premisa, ase-gurando que en Europa también se dio este escenario, sin embargo, los problemas fueron resueltos. “En Europa hablar de renovables es hablar de interconexiones, es lo mismo. De hecho las actividades prioritarias en la Unión Europea son las interconexiones que se llevarán a cabo, estamos haciendo otra interconexión con Francia para duplicar lo actual y estamos estudiando ya una interconexión subma-rina desde el País Vasco hasta Burdeos. Aparte, vamos a reforzar el sistema con Africa y estamos estudiando otra de España hacia Inglaterra. Todo esto está ligado, nos hemos puesto un objetivo muy ambicioso en Europa, pero si no damos estos pasos y usamos estas herramientas, las interconexiones, los bombeos, no se podrán cumplir los objetivos”, reconoce, agregando luego que “hay un principio que está recogido por los operadores de los sistemas y ese es el principio de la solidaridad. Cuando tenemos un problema en España, por ejemplo si se nos cae una central por un desequilibrio, todas las centrales europeas suplen el déficit de la central que se nos ha caído, y viceversa”.

Alberto Carbajo es enfático en señalar que una integración regional energética es a lo que debe aspirar Sudamérica, derribando barreras como,

por ejemplo, lo geopolítico.

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Seminario del Comité Chileno del Cigre

Optimización y reducción

La academia, empresas de generación, distribución y transmisión, así como grandes clientes, se refirieron a las tecnologías e inversiones que están desarrollando para optimizar el uso de estas redes eléctricas.

n el auditorio de la Sofofa se desarrolló el primero de los seminario que el Comité Chileno del Cigre tiene contemplado en su planificación 2011, dedicado a las tec-nologías de optimización y reducción de

impactos de las redes eléctricas de Alta Tensión, evento que contó con una masiva concurrencia y que abordó los logros y desafíos en la administración y desarrollo en este tipo de redes.

Sobre el mejoramiento del comportamiento armónico de redes eléctricas de Alta Tensión y su efecto en la confia-bilidad de sistemas eléctricos industriales, Jorge Pontt, académico de la Universidad Técnica Federico Santa María, señaló que en Alta Tensión hay fenómenos que generan dificultades que deben ser resueltas por los especialistas, por medio del desarrollo de conocimientos. Destacó que en el mundo hay una tendencia al desarrollo de las energías renovables y su interfaz con las redes eléctricas, y que por ejemplo, hay diversos esquemas de interfaz de energía eólica con los sistemas eléctricos a través de convertidores estáticos. Estos dispositivos deben proveer seguridad al suministro, por lo que las diferentes configuraciones deben ser estudiadas, para conocer así la interacción de la red

con el convertidor de carga. Entre estas interacciones están las armónicas, tanto estacionarias como dinámicas. Pontt destacó que los sistemas STATCOM soportan las redes, mejoran la eficiencia y el uso de los sistemas de transmisión y distribución, aportando así mayor confiabilidad. Por último, el académico puso énfasis en que para realizar análisis de comportamiento armónico el diseño de filtros de armónicas es indispensable.

Por su parte, Julio Saintard, perteneciente a la Vicepresi-dencia de Proyectos de Codelco, se refirió a la instalación de infraestructura eléctrica de Alta Tensión en la División El Teniente, que se enmarca en el Proyecto Nuevo Nivel Mina de la cuprífera estatal. Este proyecto estructural au-mentará la producción en la mina El Teniente, en un sector más profundo del cerro, sumando una nueva superficie de 2.500.000 m2 y 2.500 millones de toneladas de reservas a partir de 2017. Este proyecto hace necesario levantar infraestructura de apoyo, como la energética. Por ello, Nuevo Nivel Mina contempla ampliar el punto de suministro eléctrico de la mina (actualmente la Subestación Minero), desarrollar una línea de transmisión hasta el sector de Sewell (el punto más cercano al interior de la mina) y una subestación en el sector de Confluencia. Se hicieron estu-

de impactos de las redes de Alta Tensión

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dios de flujo de potencia que recomendaron que lo mejor es seguir con el sistema de subtransmisión en 110 kV, y que el sector en superficie que tiene menos riesgo para establecer otra subestación es en Sewell. Sin embargo, esta localidad tiene la condición de Monumento Nacional y Patrimonio de la Humanidad, por lo que se instalará una subestación GIS dentro de un edificio en desuso, un ex gimnasio cuya fecha de construcción es de 1965; así se respetarán las exigencias de su condición. Jaime Galleguillos, jefe de área de I+D de Endesa Chile se refirió al proyecto piloto en sistema de mantenimiento basado en condición, desarrollado en la Central Pehuen-che. Este piloto se inició en diciembre pasado y tiene como objetivo uniformar el historial de mantenimiento de las centrales de Endesa e integrar todo el análisis de la información y emisión de diagnósticos. Otro problema que aborda es la fuga de conocimiento por pérdida o jubilación del personal especializado en mantenimiento. Este piloto de mantenimiento es un seguimiento sistemático y continuo de variables indicativas del estado del sistema, el cual se compara con umbrales previamente establecidos por exper-tos de los sistemas. El sistema monitorea en tiempo real la condición de los equipos y entrega diagnósticos, ciñéndose a reglas que están basadas en el conocimiento de los es-pecialistas. Así, esta aplicación reducirá el mantenimiento reductivo, optimizará el preventivo y extenderá la vida de los equipos. Con este proyecto piloto, Endesa espera capturar conocimiento y experiencia de sus especialistas, reducir la tasa de fallas que comprometan la generación y optimizar el mantenimiento preventivo. Actualmente la compañía de generación eléctrica está terminando la instalación de nuevos instrumentos, a lo que seguirá la calibración de los mismos, el aprendizaje del sistema y la creación de nuevas reglas de decisión. Como resultado concreto, la empresa ya ha podido reunir y sistematizar modos de falla, los rangos y límites de operación de las unidades y conocer nuevas técnicas de medición y análisis en línea.

El tema de la compensación dinámica de reactivos para el Sistema Interconectado Central (SIC) fue explicado por Alex Alegría, ingeniero de Estudios de Transelec. Al

respecto, señaló que existían limitaciones en el sistema de 500 kV de Ancoa al norte, que estaban dadas por limitaciones de estabilidad de tensiones. La solución, a su juicio, fue utilizar fuentes de compensación de reactivos que auxilien al sistema durante y después de la falla de uno de los circuitos de 500 kV, y que permiten aumentar el monto de las transferencias. Por ello, Transelec puso en operación un STATCOM en la Subestación Cerro Navia y un SVC en la Subestación Polpaico. El primero permitirá absorber o inyectar reactivos de manera muy rápida, mientras que el SVC es un dispositivo capaz de absorber o inyectar potencia reactiva mediante el control de disparo de tiristores. Además, el ejecutivo destacó que el almacenamiento masivo de energía mediante el sistema Bess (baterías) es una extensión factible del STATCOM, aportando a la flexibilidad completa de operación. El jefe de unidad planificación del Sistema de Subtrans-misión de Chilectra, Antonio Hernández, se refirió a la experiencia de la compañía en la monitorización de líneas de Alta Tensión. Hernández informó que este proyecto comenzó con estudios de capacidad dinámica que Chilectra realizó en 2007. Ya en 2009 se instalaron los primeros equipos, gracias a un acuerdo de transferencia tecnológica con Endesa España. Durante el año pasado y lo que va de éste, la compañía ha realizado la operación piloto de la monitorización. Este sistema de monitoreo consta de tres partes: la obtención de las variables ambientales, de las de carga y temperatura, mientras que la tercera parte tiene relación con el concentrador de toda esa información y el software que la analiza. El ejecutivo destacó que Chilec-tra definió que para el periodo entre este año y 2016 se realizarán inversiones que repotenciarán 50 kilómetros de líneas de 110 kV, pero que con este sistema de monitoreo algunos tramos de líneas podrían ser postergados en uno o dos años, con un ahorro superior a US$1 millón.

Según Transelec, existían limitaciones en el sistema de 500 kV de Ancoa al norte, por limitaciones de estabilidad de tensiones. La solución: utilizar fuentes de compensación de reactivos que auxilien al sistema durante y después de la falla de uno de los circuitos de 500 kV, y que permiten aumentar el monto de las transferencias.

El secretario ejecu-tivo de la Comisión Nacional de Energía Juan Manuel Contre-ras, en su exposición inaugural.

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Mantenimiento de

los sistemas de puesta a tierraPor Hugo E. Martínez DarlingtonDepto. de Ingeniería Eléctrica – Facultad de Ingeniería – Universidad de AntofagastaAvda. U. de Antofagasta 02800 – Antofagasta – [email protected]

7.5.1. Electrodos en el concretoEste sistema se conoce como UFER y consiste en intro-ducir alambres largos de cobre, 10 m o más, en el interior del concreto armado, y unirlos al acero de refuerzo de la cimentación. Esta técnica fue desarrollada por Herb G. Ufer, funcionario del ejército de EE.UU, durante la segunda guerra mundial, para los galpones de almacenamiento de bombas en Arizona, quien en 1942 ante al IEEE presentó resultados de 124 puestas a tierra, con resistencia de puestas a tierra menores a 5 Ohm, las que fueron medidas durante 18 años. Esta técnica hoy es complementaria a los contrapesos, es decir, donde se monte una tierra UFER, deben ponerse contrapesos.

7.6. Electrodos químicosEste tipo de electrodos es usado desde 1987. Son tubos perforados rellenos de sales, que han demostrado gran efectividad al comienzo, con corta vida útil.

7.7. Aditivos químicos de relleno o suelos artificialesEn algunas circunstancias, debido a la alta resistividad del terreno, principalmente en el desierto de Atacama, II Región de Chile, se requiere emplear materiales de relleno especiales

o aditivos químicos. En estas situaciones se ponen alrededor del electrodo aditivos con la intención de reducir la resisti-vidad del terreno en la vecindad de éste, lo que reduce su impedancia de puesta a tierra. La reducción de la impedancia de puesta a tierra depende, principalmente, del valor de la resistividad original del suelo, de su estructura y del tamaño del sistema de la puesta a tierra. El material de relleno debe ser no-corrosivo, de un tamaño de partícula relativamente pequeño y que ayude a retener la humedad. En caso de que el material que se ha excavado sea apropiado para el relleno, antes debe harnearse y después compactarse.

Algunos materiales de relleno, que reducen la resistividad del terreno en el entorno del electrodo, son los siguientes:

7.7.1. BentonitaLa bentonita sódica es alcalina, ph de 10,5, aproximadamente. Absorbe casi cinco veces su peso en agua, reteniéndola, de forma que se expande hasta treinta veces su volumen, aproximadamente. Estando en el terreno absorbe la humedad del suelo, mientras no se presenten fallas a tierra, ya que se torna hidrofóbica. Su resistividad con un 300% de humedad es de 2,5 W-m, aproximadamente.

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7.7.2. Carbón vegetal o mineralSi bien el carbón mezclado con cloruro de sodio, sal, es de baja resistividad, lamentablemente presenta con bajo pH, es decir, es corrosivo, pero no permite bajar sustancialmente la resistencia de puesta a tierra, sobre todo por el tamaño de la partícula. Un carbón de partículas muy finas tiene una resistividad volumétrica de 1,8 W-m, aproximadamente.

7.7.3. Suelos artificiales.Es la respuesta a la industria por la necesidad de obtener bajas resistencias de puestas a tierra. Existen varios productos, en distintos países, con diversos nombres comerciales como: Amelioterre, Aterragel, Backfill, Chem-rod, Conducrete, Earthron, Electrofiill, Elprex, Erico-Gel, Exogel, Favigel, Gal, Gap, Graf, Gem-25, KAM, Laborgel, Marconita, Mitronite, Parres, Polyrod, Power Fill, Quibacsol, Quibacfill, Sanick-gel, Sankosha, Stoc-kosorb, Terracero, Terrafill, Thorgel, Vra, X-lit, etc. Al respecto es importante aclarar que aún no existe una normalización internacional para especificar un suelo artificial.

8. Medición de resistencia de puesta a tierraLa tecnología actual establece claramente que no hay artificio alguno que reemplace la medición directa de la resistencia de puesta a tierra. Estas mediciones, además de ser muy importantes en la verificación de la efectividad de una puesta a tierra, recientemente construida o para confirmar cambios,

como parte de una rutina de mantenimiento, requiere de un conocimiento especializado, por parte del responsable, para no tener accidentes o causar daños al equipamiento.

8.1. Métodos de medición de resistencia de puesta a tierraDentro de los métodos conocidos de medición de resistencia de puesta a tierra se pueden nombrar los siguientes:• De la curva de caída de potencial.• De la regla del 62%.• De la pendiente.• De los cuatro potenciales o de Tagg.• De la intersección de curvas.• Del triángulo o de Nippold.• Estrella triángulo.• Por corriente inyectada.• Por tensión inducida.• Con referencia natural• Selectivo.

8.1.1. Método de la curva de caída de potencial.Se encuentra basado en obtener una curva como la mostrada en la Figura 10. Si en una medición en terreno se entierra un electrodo de corriente (barra) a una distancia tal que quede fuera de la zona de influencia de la puesta a tierra que se desea medir y luego se miden valores de resistencia variando la distancia del electrodo de tensión, se puede ver que existe una zona plana de resistencia, equivalente a un valor fijo. Ese es el valor verdadero de la resistencia de puesta a tierra.

Para que el método sea más sencillo se pueden hacer tres mediciones. Si se promedian éstas y el valor de cada una se encuentra en un error aceptable, por ejemplo un 5%, compa-rándola con el promedio, entonces se puede dar este valor como oficial. Conocido el lado mayor de una puesta a tierra, se puede decir que una distancia, suficientemente lejana, para el electrodo de corriente, esté dentro 5 a 10 veces el lado mayor.

Cuando se determina el lado mayor de una puesta a tierra, que en una malla es la diagonal, o la profundidad en las barras, éste se multiplica por cinco y a esa distancia se clava o entierra el electrodo de corriente, distancia conocida como C. Luego se hacen las tres mediciones, se verifica que el error se encuentre por debajo del error previsto, determinándose que ése es el valor de la resistencia de la puesta a tierra. Ahora si los resultados no se encuentran dentro del error, se debe distanciar más el electrodo de corriente, ya que significa que la curva no presenta zona plana o de potencial. Si las distancias no permiten exten-derse más, se debe aplicar otro método.

En zonas urbanas donde a veces no es posible enterrar barras para medir, se pueden usar placas, láminas o, incluso, una tela humedecida para poder hacer contacto con la tierra, siempre y cuando el óhmetro de tierra sea de buena calidad. En la Figura 11 se presenta, de forma esquemática, la forma de medir con

Figura 10: Método de la curva de caída de potencial.

Figura 11: Método de la curva de caída de potencial en zonas urbanas

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el método curva de caída de potencial, en lugares donde no se puede enterrar barras.

8.1.2. Método de la regla del 62%Este método fue desarrollado por G.F. Tagg y publicado el 12 de diciembre de 1964, en el Proceeding of teh IEEE Vol. III. El autor informa que las zonas de influencia de las puestas a tierra pueden ser tan grandes que para evitar la superposición de estas áreas la persona que va a medir debe tomar distancias considerables entre el electrodo de corriente y la puesta a tierra a medir. Es fundamental, en este método, que las áreas de influencia no se superpongan entre sí. Está basado en considerar a la puesta a tierra como una semiesfera.

Las distancias entre el electrodo de corriente y la puesta a tierra deben ser entre tres a cinco veces, o más, el lado mayor de la puesta a tierra o su diámetro equivalente. La diferencia está en que el lugar donde se debe tomar el verdadero valor de la resis-tencia de puesta a tierra, es con el electrodo de tensión ubicado en la distancia de 0,618 veces C, respecto de la puesta a tierra.

En su libro “Earth Resistence”, Tagg publica una tabla de valores de distancias de los electrodos de corriente y tensión que no siguen la regla del 62%, sino que introduce algunos valores más empíricos para usar, especialmente, en grandes sistemas de puestas a tierra.

8.1.3. Método de la pendienteEste método, también, fue idea de Tagg, para ser aplicado en grandes sistemas de puestas a tierra, donde el centro eléctrico de la malla no está claramente definido, siendo sencillo, ya que basta con hacer las mediciones indicadas en la Figura 12, proporcionando buenos resultados, no siendo tan vulnerable en suelos no homogéneos.

La secuencia de medición y cálculo es la siguiente:1) Se mide el valor de la resistencia, con P2 en el 20%, 40%

y 60% de la distancia C.2) Considere R1, con P2 en el 20% de C.3) Considere R2, con P2 en el 40% de C.4) Considere R3, con P2 en el 60% de C.5) Determine el coeficiente de pendiente,

6) Según el valor de m calculado de la Tabla 3 encuentre el valor de k correspondiente.

7) Determine la magnitud de PT, a través de: TP k C= ⋅ .8) Clave o entierre el electrodo de tensión P2 en PT

9) Mida en esta nueva disposición la resistencia, la que debe ser el valor verdadero

10) Vuelva a realizar el proceso completo para otro valor mayor de C. Si el valor de resistencia verdadera disminuye apreciablemente, quiere decir que C debe aumentarse todavía más.

8.1.4. Método de la intersección de curvasEste método, también, se desarrolló para puestas a tierra de gran tamaño, más de 20.000 m2, resolviendo varios inconve-nientes: por un lado ya no exige ubicar el electrodo de corriente a distancias considerables, elimina dudas sobre las influencias mutuas entre los electrodos y no obliga a determinar un centro eléctrico. Consiste en obtener varias curvas de resistencia de dispersión y diferentes posiciones del centro eléctrico por medio de un procedimiento eléctrico se obtiene la verdadera resistencia de puesta a tierra.

El procedimiento del método consiste en:1) Se debe seleccionar una distancia C, para el electrodo de corriente tomando una serie de mediciones de resistencias en cada Xi entre el 0% y 90% de C.

Figura 12: Método de la pendiente.

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2) Se selecciona otra distancia C en la misma dirección y se repite el procedimiento.

3) En cada Xi se calcula la posición del electrodo de potencial, con la ecuación siguiente:

(10)

4) En cada Pi tomar el valor de Ri, graficar Ri en función de Xi.5) En el punto de intersección de las curvas Ri = f(Xi) se puede

leer el valor oficial de resistencia de puesta a tierra. Si se hacen más curvas más exacta será la solución.

En la Figura 13 se presenta una gráfica con tres curvas de mediciones de resistencia en función de Xi.

8.2. Resumen comparativo de los métodos de medicio-nes de resistencias de puestas a tierraEn la Tabla 4 se presentan las ventajas, desventajas y observa-ciones de los métodos usados en la medición de resistencias de puestas a tierra.

8.3. Medición de resistencias de puestas a tierra de torres de transporte de energía eléctrica de alta tensiónLa medición de la resistencia de puesta a tierra de una torre de transporte de energía eléctrica de una línea aérea, por los métodos convencionales, es complicada, dado que las torres se encuentran eléctricamente unidas a través del cable de guardia; lo que realmente se mide es el sistema formado por todas las puestas a tierra, que se encuentran conectadas en paralelo. Por lo tanto, el valor que se obtiene es pequeño, más si no se tiene en cuenta las áreas de influencia, no representando el verdadero estado de una puesta a tierra, en particular.

Tabla 3 Valores de K en función de M para el método de la pendiente

M K M K M K M K M K

0,01 0,6932 0,39 0,6446 0,77 0,5856 1,15 0,5071 1,53 0,37400,02 0,6921 0,40 0,6432 0,78 0,5838 1,16 0,5046 1,54 0,36680,03 0,6909 0,41 0,6418 0,79 0,5821 1,17 0,5020 1,55 0,36350,04 0,6898 0,42 0,6404 0,80 0,5803 1,18 0,4994 1,56 0,35800,05 0,6886 0,43 0,6390 0,81 0,5785 1,19 0,4968 1,57 0,35230,06 0,6874 0,44 0,6375 0,82 0,5767 1,20 0,4941 1,58 0,34650,07 0,6862 0,45 0,6361 0,83 0,5749 1,21 0,4914 1,59 0,43040,08 0,6850 0,46 0,6346 0,84 0,5731 1,22 0,4887 1,60 0,33420,09 0,6838 0,47 0,6331 0,85 0,5712 1,23 0,4859 1,61 0,32780,10 0,6826 0,48 0,6317 0,86 0,5693 1,24 0,4831 1,62 0,32110,11 0,6814 0,49 0,6302 0,87 0,5675 1,25 0,4802 1,63 0,31430,12 0,6801 0,50 0,6287 0,88 0,5656 1,26 0,4773 1,64 0,30710,13 0,6789 0,51 0,6272 0,89 0,5667 1,27 0,4743 1,65 0,29970,14 0,6777 0,52 0,6258 0,90 0,5618 1,28 0,4713 1,66 0,29200,15 0,6764 0,53 0,6243 0,91 0,5598 1,29 0,4683 1,67 0,28400,16 0,6752 0,54 0,6228 0,92 0,5579 1,30 0,4652 1,68 0,27580,17 0,6739 0,55 0,6212 0,93 0,5559 1,31 0,4620 1,69 0,26690,18 0,6727 0,56 0,6197 0,94 0,5539 1,32 0,4588 1,70 0,25780,19 0,6714 0,57 0,6182 0,95 0,5519 1,33 0,4556 1,71 0,24830,20 0,6701 0,58 0,6167 0,96 0,5499 1,34 0,4522 1,72 0,23830,21 0,6688 0,59 0,6151 0,97 0,5479 1,35 0,4489 1,73 0,22780,22 0,6675 0,60 0,6136 0,98 0,5458 1,36 0,4454 1,74 0,21670,23 0,6662 0,61 0,6120 0,99 0,5437 1,37 0,4419 1,75 0,20510,24 0,6649 0,62 0,6104 1,00 0,5416 1,38 0,4383 1,76 0,19280,25 0,6636 0,63 0,6088 1,01 0,5395 1,39 0,4346 1,77 0,17970,26 0,6623 0,64 0,6072 1,02 0,5373 1,40 0,4309 1,78 0,16580,27 0,6610 0,65 0,6056 1,03 0,5352 1,41 0,4271 1,79 0,15110,28 0,6597 0,66 0,6040 1,04 0,5330 1,42 0,4232 1,80 0,13520,29 0,6583 0,67 0,6024 1,05 0,5307 1,43 0,4192 1,81 0,11830,30 0,6570 0,68 0,6008 1,06 0,5285 1,44 0,4152 1,82 0,10000,31 0,6556 0,69 0,5991 1,07 0,5262 1,45 0,4111 1,83 0,08030,32 0,6543 0,70 0,5975 1,08 0,5239 1,46 0,4068 1,84 0,05880,33 0,6529 0,71 0,5958 1,09 0,5216 1,47 0,4025 1,85 0,03530,34 0,6516 0,72 0,5941 1,10 0,5193 1,48 0,39800,35 0,6502 0,73 0,5924 1,11 0,5169 1,49 0,39350,36 0,6488 0,74 0,5907 1,12 0,5144 1,50 0,38880,37 0,6474 0,75 0,5890 1,13 0,5121 1,51 0,38400,38 0,6460 0,76 0,5873 1,14 0,5096 1,52 0,3791

Figura 13: Intersección de las curvas.

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Artículo Técnico

Figura 14: Circuito de medición de resistencia de puesta a tierra energizada, con inyección de corriente.

Un método correcto, para medir la resistencia de puesta a tie-rra de una torre, consiste en desconectar el cable de guardia, mantenerlo aislado, preocuparse de la magnitud de la tensión que existe en el punto donde se instala el electrodo de potencial. Como esta operación se hace la mayoría de las veces con la línea energizada, resulta ser una tarea compleja, costosa y de alto riesgo. Incluso con la línea desenergizada o fuera de servicio es un trabajo lento y tedioso.

Existen en el comercio óhmetros de tierra de 5 kHz y 25 KHz que ofrecen una solución integral, pero en el desierto de Atacama no son capaces de entregar suficiente intensidad de corriente, por lo que no miden de forma directa.

A la alta frecuencia empleada, la reactancia inductiva del cable de guardia, en un vano de extensión normal, es alta, con lo que permite minimizar el efecto de las puestas a tierra de las torres adyacentes a la que se está midiendo. El instrumento sólo mide la resistencia de puesta a tierra de la torre considerada, incluyendo la cimentación, de manera que la magnitud leída representa el comportamiento, frente a una onda de impulso, como una descarga atmosférica, aproximadamente.

En el método convencional, si bien para medir la resistencia de puesta a tierra de una torre hay que aislar el cable de guardia, la influencia de las tensiones en el suelo o residuales depende de su magnitud relativa. Generalmente las tensiones residuales tienen una magnitud y ángulo de fase que varían en el tiempo. Esta variación se produce con mayor o menor velocidad, depen-diendo del origen y de las características del sistema eléctrico.

Una manera de minimizar el efecto de las tensiones residuales consiste en inyectar corriente de medición de una magnitud tal que las tensiones medidas sean mayores que las residuales. A veces esto no es posible, producto de que la intensidad de corriente es limitada por la resistencia del electrodo de corriente y la disponibilidad de tensión, que se resuelve incrementándola. En la Figura 14 se presenta un circuito utilizado para medir puestas a tierra de torres energizadas.

CONtINÚa EN La EDICIÓN 139 DE SEPtIEMBRE

Tabla 4 Resumen que compara los métodos usados en medir resistencias de puestas a tierraMétodo Lugar de aplicación Ventajas Desventajas Observaciones

Curva de caída de potencialEn puestas a tierra pequeñas o más complejas, si se hace la curva completa

Es de fácil comprensión. Exige pocos cálculos

En puestas a tierra grandes exige extensas longitudes de cable

Es un método didáctico. Las curvas de las gráficas sirven para aplicar otros métodos

Regla del 62%En puestas a tierra de cualquier tamaño

Es simple y rápida de aplicar

Requiere saber del centro eléctrico. Exige grandes distancias

Es el método más aplicado

De los cuatro potencialesEn puestas a tierra de tamaño mediano y grande

No se necesita determinar el centro eléctrico

Exige grandes distancias. Requiere de bastantes cálculos

Es un método que se usa poco. Se aceptan los resultados cuando se consideran grandes distancias

Intersección de curvasEn grandes puestas a tierra como en las s/e de potencia

Permite menores distancias que los métodos anteriores

Necesita más cálculos y gráficas

Es un método que ahorra distancias y permite determinar el valor de la resistencia, donde otros, por falta de espacio, no lo pueden hacer

De la pendienteEn grandes puestas a tierra, como en las subestaciones

Es más gráfico, con pocos cálculos

Debe tenerse más cuidado al usarse en suelos no homogéneos

Se puede usar combinado, con el de intersección de curvas, como verificación

Estrella triánguloEn pequeñas puestas a tierra, en locales urbanos

No requiere distancias largas

Necesita bastantes cálculos, siendo alto el error con distancias pequeñas

Se debe usar cuando los métodos convencionales no se pueden aplicar, usándose en áreas urbanas

Inyección de corrienteEn subestaciones grandes o terrenos de alta resistividad

Se garantiza una alta intensidad de corriente

Se requiere de un grupo portátil o una fuente de energía eléctrica distante

Puede haber interferencias con otros sistemas de energía eléctrica de baja frecuencia

Tensión inducidaEn puestas a tierra de un solo electrodo

Es solución en casos donde el error no es vital

Presenta errores grandes cuando existen corrientes de desequilibrio

Son tenazas diseñadas para lazos de tierra. Sólo se usan como una aproximación

De referencia naturalUso, en último caso, por persona calificada

Resuelve el inconveniente de que siempre es posible medir

Puede confundir si el resultado no es confiable

Se pueden cometer grandes errores, debiéndose usar sólo si otro método no se puede usar

Selectivo o de cuatro tenazas

En torres de transporte de energía eléctrica

No se necesita desconectar el cable de guardia

Alto costoNo está normado. Puede no funcionar el suelos con alta resistividad

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Desde el 12 de julio se encuentra abierto el periodo de postulación para nuevos socios de Anesco-Chile, proceso que se extenderá hasta el 01 de septiembre de 2011 y que tiene como fin fortalecer su base de expertos, ampliar su presencia a nivel regional y activar la implementación de Eficiencia Energética (EE). La Asociación señala que la invitación está dirigida a ESCOs, empresas de consultoría y gestión energética, proveedores de tecno-logía eficiente, instituciones de educación superior, grandes usuarios de energía, ONGs y profesionales relacionados con el área de la EE. Los interesados en postular deberán tener experiencia en materia de EE, presentar dos cartas de recomendaciones y com-pletar un formulario de inscripción que se encuentra publicado en el sitio Web www.anescochile.cl.

El abogado especialista en Derecho Eléctrico, Alejandro Vergara, planteó modificar la Ley General de Servicios Eléctricos, con la finalidad de destrabar el actual sistema de servidumbres eléctricas, durante las XI Jornadas de Derecho de Energía, organizadas por el Programa de Derecho Administrativo Económico de la Facultad de Derecho de la Pontificia Universidad Católica de Chile. Según Vergara, los mecanismos existentes, relacionados con la avaluación de las indemnizaciones de las servidumbres eléctricas, dilatan demasiado la forma de equiparar los intereses involucrados entre el propietario del terreno y el interesado en el proyecto. “Existe mucha especulación, los propietarios del suelo normalmente negocian directamente con las empresas y se llega a precios que son excesivos”, dijo.El experto agregó que “en 2010 ingresó al Congreso un proyecto de ley que introduce modificaciones a la Ley General de Servicios Eléctricos, como el cambio de la Comisión de Hombres Buenos a una o más Comisiones Tasadoras, y la agilización de su actuación mediante multas, entre otros aspectos. En general, es un buen proyecto. No obstante, propongo como nueva respuesta a este problema la aplicación de la teoría de juegos, tal como se ha hecho en la Ley General de Servicios Eléctricos, a propósito de la fijación de tarifas por el Panel de Expertos, de modo que la Comisión Ta-

Anesco- ChileAbrió proceso de reclutamiento de nuevos socios

Cornelec Realizó exitoso seminario “Reglamento y Normativas de Alumbrado Público: Calidad, Seguridad y Eficiencia Energética”

Abogado Alejandro Vergara“El fin a la especulación en materia de servidumbres eléctricas requiere de una modificación de rango legal”

Con una masiva concurrencia, en que destacaron representantes de municipios a nivel nacional, Serviu, Ministerio de Obras Públicas y profesionales del sector, la Corporación Chilena de Normalización Electrotécnica, Cornelec, realizó el pasado 20 de julio el Seminario “Reglamento y Normativas de Alumbrado Público: Cali-dad, Seguridad y Eficiencia Energética”. La actividad contó con la participación de destacados expositores que efectuaron

interesantes presentaciones, luego de las cuales atendieron las consultas del público asistente.Aparecen en la foto, de izquierda a dere-cha, Isac Roizenblatt, Francois Lovens, Jaime Villablanca, Alexis Núñez, Paulina Villalobos, Jorge Muñoz, Víctor Ballivian y Ernesto Sariego.Un completo artículo sobre las conclusiones del evento léalo en la siguiente edición de Revista ELECTRICIDAD.

sadora dirima entre dos valores para las indemnizaciones: el que proponga el propietario o el que proponga la empresa eléctrica, no estando facultada para decidir por uno intermedio. Incluso, las resoluciones de las Comisiones Tasadoras podrían ser apelables ante el Panel de Expertos, de este modo se pacificaría uno de los aspectos de mayor especulación y conflictos de la regulación actual: las servidumbres para instalaciones eléctricas”.

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EnapEl Directorio de la Enap nombró a Ricardo Cru-zat Ochagavía como nuevo ge-rente general de la compañía. De

profesión ingeniero comercial con mención en Economía de la Univer-sidad de Chile, y quien además cursó el Programa de Alta Dirección de Empresas de la Universidad de Los Andes, PADE, asumió su cargo el pasado 1 de agosto de 2011. Entre 2008 y 2011 Cruzat (49 años, casado y con dos hijos) se desempeñó como gerente general de Transnet.

Ministerio de EnergíaComo nuevo m i n i s t r o d e Energía asumió Rodrigo Alva-rez Zenteno. A b o g a d o d e

la Universidad Católica, militante UDI, ex diputado y ex presidente de la Cámara, al momento de su nom-bramiento como titular de Energía se desempeñaba como subsecretario de Hacienda, tarea que le fue enco-mendada por el Presidente Sebastián Piñera el 11 de marzo de 2010.

SkanskaEl I nge n iero Civil Mecánico Carlos Bermú-dez se integró como gerente de Desarrollo de Negocios a

Skanska, compañía de ingeniería y construcción de origen sueco. El profesional, titulado en la Universi-dad Técnica Federico Santa María y diplomado en Gestión de Negocios en la Universidad Adolfo Ibáñez, posee 20 años de experiencia en gestión operativa y comercial en proyectos del rubro de construcción y servi-cios a la minería. Anteriormente se desempeñó como gerente en diversas áreas en Comin S.A.

Designaciones

El parque eólico Cuel es el nuevo proyecto de Energía Renovable No Convencional (ERNC) que la empresa chileno-irlandesa Mainstream Renewable Power ingresó al Servicio de Evaluación Ambiental (SEA). La iniciativa, que estará ubicada en la Región del Biobío, en la comuna de Los Ángeles, podría comenzar a generar energía a fines de 2012, según las estimaciones de la empresa.El proyecto, que estará dividido en dos fases, requerirá para esta primera etapa una inversión cercana a los US$70 millones, para alcanzar una potencia instalada de 35 MW. Mainstream Renewable Power considera una segunda etapa de la iniciativa, que podría ampliar la capacidad del parque eólico Cuel hasta los 80 MW. “Tenemos un compromiso importante con Chile, pues como Mainstream Renewable Power queremos ser parte del requerimiento energético que hoy necesita el país para ser una nación desarrollada. Pero nuestra apuesta es por una solución sustentable, renovable y amigable con el medio ambiente. Lo anterior, además, incluye temas relevantes, como precio estable de por vida e independencia de combustibles importados”, explicó José Ignacio Escobar, gerente general de Mainstream Renewable Power en Chile.Con oficinas en Alemania, Canadá, Escocia, Estados Unidos, Inglaterra Irlanda y Sudáfrica, además de Chile, en nuestro país Mainstream Renewable Power tiene un portafolio de 994 MW de energía eólica y 300 MW de energía solar. Para ello cuenta con 14 proyectos localizados desde Arica a Chiloé. Así, su plan es tener operando tres parques eólicos y dos plantas solares hacia 2015, que en conjunto alcanzarían 600 MW de potencia instalada, con una inversión cercana a los US$1.200 millones.

El próximo 17 de agosto se llevará a cabo el encuentro empresarial “Regulación del Sector Eléctrico y su Adaptación a los Nuevos Escenarios”, que es organizado por el Comité Chileno del Cigre, en el marco de sus actividades 2011. El evento se desarrollará entre 08:30 y 14:00 en el Auditorio Sofofa, edificio las Industrias. El marco regulatorio del sector eléctrico requiere modernizarse y adaptarse permanentemente a los nuevos escenarios económicos y sociales que enfrenta nuestro país, de modo de permitir el suministro seguro de la demanda de electricidad a través de un parque generador competitivo y diversificado, interconectado mediante un sistema de transmisión eficiente y confiable, en un marco de sostenibilidad. Luego de las últimas modificaciones al marco regulatorio nacional efectuadas mediante las Leyes Cortas I y II, en 2004 y 2005 respectivamente, más la Ley de ERNC en 2008, ha surgido la discusión en torno a las señales que orienten el desarrollo de una matriz energética que permita a los consumidores finales acceder a un mercado con precios más competitivos y que brinde seguridad de suministro, interconectado mediante un sistema de transmisión que se desarrolle en forma oportuna y adaptado a los posibles escenarios de crecimiento de la demanda y la oferta esperada en el largo plazo. En ese contexto, el objetivo del seminario es crear una instancia de análisis y debate de las posi-bles opciones de mejoramiento del marco regulatorio del sector eléctrico nacional. Experiencias y propuestas en torno a las modernizaciones regulatorias que se visualizan en los siguientes ámbitos: • Desarrollo del parque generador. • Expansión de los sistemas de transmisión. • Competencia y comercialización de electricidad. • Seguridad y calidad de servicio. • Servicios complementarios.

Para mayor información contactar vía E-mail a Fanny Cárdenas [email protected]

Mainstream Renewable Power Ingresa nuevo parque eólico a tramitación ambiental

Comité Chileno de Cigre“Regulación del Sector Eléctrico y su Adaptación a las Nuevos Escenarios”

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L El presente informe fue elaborado por José Rocuant Plaza, de la empresa Comulsa, representante cámaras termográficas SATIR.

a medición termográfica es un método di-fundido a nivel mundial para la inspección de equipos eléctricos. El objetivo principal, en el caso de tableros eléctricos, es detectar diferencias de temperatura que permitan

identificar un mal conexionado, puntos flojos, sobrecarga y desbalance de cargas. Esta condición puede ser poten-cialmente peligrosa en el caso que la condición anómala se mantenga en el tiempo.

La mejor herramienta de inspección utilizada en la actualidad es la cámara termográfica, instrumento de avanzada tecno-logía, que ha sufrido una disminución importante de precios en los últimos años y que ha permitido su masificación para la inspección de instalaciones eléctricas industriales, permitiendo inspeccionar rápidamente varios tableros o equipos eléctricos durante una jornada de trabajo.

Tableros eléctricosAl realizar la inspección de varios tableros, se debe clasi-ficar en relevancia y urgencia cada una de las mediciones realizadas. Se puede definir un sistema de evaluación considerando una medición que para la instalación sea una condición normal y la medición realizada durante la inspección:

Donde se tiene:Tm = Temperatura medida durante la inspección (ºC).Tn = Temperatura en condición normal (ºC).

Por lo que en una clasificación rápida se puede definir la siguiente lista de relevancia y una acción a ejecutar:

• Tm-Tn ≤ 10ºC Relevancia normal. No es necesaria ninguna acción hasta una próxima

inspección.

• 10ºC < Tm-Tn ≤ 20ºC Relevancia leve. Realizar un seguimiento para ver la evaluación del punto

medido.

• 20ºC < Tm-Tn ≤ 40ºC Relevancia grave. Actuar lo antes posible para corregir el problema.

• 40ºC < Tm-Tn ≤ 70ºC Relevancia crítica. Estudiar la posibilidad de parar el proceso.

• Tm-Tn > 70ºC Relevancia muy crítica. Interrumpir el proceso inmediatamente para corregir el

problema.

Termografía

Informe Especial

en tableros eléctricos

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Informe Especial

En función de los resultados obtenidos, cada usuario podría definir sus pautas de inspección programada en el tiempo.

Para realizar una correcta medición es necesario conocer un concepto clave que ayudará en la labor de inspección termográfica.

Emisividad Es la expresión de la capacidad de un ob-jeto a emitir energía infrarroja. Los valores de emisividad varían de un material a otro. Los metales con una superficie áspera u oxidada tienen una mayor emisividad que una superficie pulida. Si un material de alta emisividad y otro de baja emisividad se colocaran juntos en el interior de un horno y se calentaran exactamente a la misma temperatura, el material de baja emisividad aparecería al ojo humano y al lente de la cámara mucho más tenue, haciendo que el material de baja emisividad parezca más frío que el de alta emisividad, aunque ambos estén a la misma temperatura.

Las cámaras termográficas actualesCorrección de emisividad por softwareActualmente las cámaras de altas pres-taciones permiten ingresar dentro de su configuración el valor de emisividad del material que se va a medir, pero si se realiza una inspección rápida de rutina y se desconoce este valor, se puede realizar una corrección posterior a través del soft-ware de la cámara, que incluye factores de emisividad conocidos para diferentes tipos de materiales o metales.

Video térmicoSi se desea realizar una medición ter-mográfica a un elemento que tiene un cambio térmico importante o crítico, pero se desconoce en que momento ocurre, lo recomendable será realizar una grabación de un video térmico, que permitirá analizar el comportamiento en el tiempo del equipo o elemento y se podrá evaluar punto a punto la temperatura que podría ser crítica para el sistema.

LentesEl lente estándar de la cámara será útil en

la mayoría de las ocasiones, pero se debe considerar que efectivamente la cámara tenga la capacidad de colocar un lente angular para tener un campo de visión más amplio, o un lente teleobjetivo para medir pequeños detalles de forma precisa, incluso a larga distancia.

Generación de informes personalizadosLos software actuales permiten corregir emisividad, generar gráficos y tendencias de temperatura del elemento medido, apar-te de generar informes personalizados que incluyen el logo de una empresa y los datos de la instalación donde se realizó la medición. Tecnología infrarroja Actualmente las cámaras temográficas de altas prestaciones son esenciales para evitar paradas imprevistas, reduciendo los costes por pérdida de producción al mínimo. Con los conceptos explicados y la cámara adecuada para su instalación, el manteni-miento predictivo se torna una necesidad para identificar problemas potenciales y reducir costes. La termografía en mante-nimiento se basa en el hecho de que la mayoría de los componentes muestran un incremento de temperatura cuando existe una mal función y la falta se detecta antes de que se produzca el fallo.

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Electricidad

El Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) provee de energía eléctrica a la Gran Minería, siendo esta industria la que demanda más del 93% de la electricidad generada en el sistema.

necesarias para la interconexión. Posterior-mente, en 1984, se fi rmó un contrato por el cual División Tocopilla suministraba 56 MW a Edelnor en S/E Crucero, nivel 220 kV. Este contrato aprovechaba las ampliaciones de la capacidad de generación en Tocopilla y tomaba como base unidades que usaban como insumo principal carbón. De hecho, a partir de 1983, División Tocopilla incorpora su primera unidad a carbón, de un total de cuatro, fi nalizando la instalación de la última de ellas en 1990.

Para dar vida al SING fue necesario interco-nectar las instalaciones de Edelnor y Codelco. En términos de líneas de transmisión, Edelnor desarrollaría un sistema 1 x 220 kV, de una extensión del orden de 400 km, que uniría las localidades de Mejillones y Pozo Almonte; una línea de transmisión en 1 x 110 kV, de 63 km, uniendo Mejillones y Antofagasta; una línea en 110 kV, energizada en 66 kV, de 39,5 km., que empalmaría Pozo Almonte con Iquique, paralela al circuito existente que operaba en 66 kV y subiría a 110 kV; adicionalmente, se modifi có la línea entre Pozo Almonte y Arica, de 66 kV a 110 kV. Por su parte, Codelco construiría un sistema de transmisión en 2 x 220 kV, paralelo al de 110 kV entre Tocopilla y Chuquicama-ta. En términos de subestaciones, Edelnor construiría las subestaciones Pozo Almonte (220/110/66 kV), Subestacion Crucero (220 kV) y Subestacion Mejillones (220/110 kV); mientras que Codelco levantaría subestaciones en Chuquicamata y Tocopilla (220/110 kV).

La entrada en operación de las obras se-ñaladas, y que dieron origen al Sistema Interconectado del Norte Grande, ocurrió

en noviembre de 1987, lo cual permitió, además de bajar los costos de genera-ción a nivel sistémico, por la presencia del insumo carbón, gatillar todo el desarrollo de la industria minera que actualmente ostenta el SING, y que originalmente no se previó.

Durante 1988, la generación total entre autoproductores y empresas de servicio público alcanzó un valor de 2.009 GWh, con 285 MW en su peak. La operación interco-nectada del sistema eléctrico era coordinada entre Codelco División Tocopilla, División Chuquicamata y Edelnor, destacando el hecho que consideraba el uso de sistemas EDAC por baja frecuencia para la seguridad del sistema.

En el transcurso del segundo semestre de 1993 se formaliza la entrada en operaciones del sistema eléctrico interconectado bajo el alero del Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC), y teniendo a la División Tocopilla de Codelco, Edelnor y Endesa entre sus primeros integrantes. Luego, el creci-miento de la demanda origina la instalación de nuevas unidades generadoras, de líneas de transmisión y subestaciones, así como la aparición de nuevos actores, lo que posibilita un mayor nivel de competencia, que iría en benefi cio directo de todos los usuarios.

Durante 2010, el nivel de generación de energía alcanzó un total de 15.104 GWh y un peak de 1.995 MW, valor que permite internalizar el nivel de crecimiento presentado por el SING desde el inicio de su operación, en 1987.

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Hidrocarburos

C “Porque hay que entender qué es lo que el consumidor quiere”. Así explica el alto ejecutivo de la compañía de gas licuado la política de la empresa a la hora de suministrar seguridad energética.

uando en el sector energético se habla de los diferentes combustibles que se hacen presentes como solución y como aporte a la generación de energía eléctrica, se contempla principalmente el agua, las

energías renovables y los hidrocarburos, entre ellos el carbón, el diesel y el gas natural. Sin embargo, aunque si bien no participa junto mayormente a los combustibles antes nombrados del segmento de producción de electricidad, hay un combustible que está trabajando en forma eficiente posicionarse mejor en el segmento el gas licuado.

Conocido principalmente como un combustible de consumo residencial e industrial, hoy también lo vemos en algunos automóviles. Lo cierto es que este tipo de hidrocarburo apunta a la diversificación, y una de las compañías impor-tantes del rubro es Lipigas, de la cual Angel Mafucci es su gerente general.

“Hubo una sensación años atrás de que el gas licuado era una energía que iba en decrecimiento por la llegada fundamentalmente del gas natural”, parte diciendo Mafucci a Revista ELECTRICIDAD. “Esta situación que se previó no sucedió, sino todo lo contrario, porque además hubo un

evento que marcó en el tema del desarrollo en Chile del gas licuado, que fue la escasez de gas natural desde Argentina. Eso hizo que en definitiva la sensación que tenía que tener la sociedad sobre tener diversificada las fuentes de energía fuera prioritario. Entonces, en ese contexto, el gas licuado comienza a jugar su rol, de hecho empieza a crecer tanto a nivel residencial como a nivel industrial; fundamentalmente a nivel industrial, porque se empieza a asociar al gas licuado como una energía con un atributo medio ambiental que le permite ser una suerte de transición entre la energía más contaminante y lo que son las energías renovables no convencionales”, dice Mafucci.

Por mucho tiempo en el país se entendió el gas licuado como un combustible de respaldo más que uno principal, como sí lo fue el gas natural, sobre todo en el área indus-

Angel Mafucci, gerente general de Lipigas

“Nuestro negocio es casi como el del retail”

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trial. Al respecto, Mafucci señala que “se dio una coyuntura de precio particular con el gas natural argentino, que tenía un nivel de precios tan bajo que hacía imposible competir. Pero esa coyuntura hoy no está”. Mafucci agrega que “hoy estamos hablando de otro tipo de competencia”, con el gas natural que el país importa a través de los puertos de Quintero y Mejillones, gas que llega a Chile convertido en GNL.

En materia del mapa de clientes, sobre si hay más clientes urbanos que rurales, el alto ejecutivo señala que en el caso de gas licuado son clientes fundamentalmente urbanos; y se va a seguir dando esta tendencia, porque el gas natural requiere niveles de inversión mucho mayores que el gas licuado, por ejemplo, para dotar una casa con gas, entonces el nivel de expansión que está tendiendo el gas natural es menor debido a que tiene precios más altos. “Cuando tuvo un precio, por decirlo de alguna manera, artificial, se permitía cualquier tipo de inversión, pero hoy no es así”, enfatiza el alto ejecutivo de Lipigas.

Este renacer del gas licuado como combustible permite no sólo recuperar nichos de negocios, sino que adicionar otros nuevos. Mafucci así lo reconoce: “Creo que el desarrollo que ha tenido el gas licuado ha sido un nicho, hoy estamos sustituyendo mucho diesel porque de alguna manera lo que buscamos es que con el gas se genere fundamentalmente eficiencia con menor generación de CO2. De todas formas, el gas licuado no se vende sólo por presentar una menor emisión de CO2, eso no es suficiente, la industria requiere de dos cosas: ser eficiente en términos térmicos y energéticos, pero además bajar los niveles de emisión, y eso implica que pasamos de ser distribuidores de gas a tener que meternos en analizar procesos térmicos y en cómo intervenimos”.

A partir de la investigación y desarrollo que está realizando la compañía, sumado a los servicios que hoy entrega Lipigas, claramente se podría considerar una empresa Esco. “De hecho, nada más para analizar los procesos mineros, tenemos una asociación con Bosch para buscar y vender soluciones solares a la industria minera”, señala Angel Mafucci. “Y estamos haciendo desarrollo junto con Codelco, por ejemplo, en el cluster minero, para desarrollar tecnología que pueda ser usada en la minería, usando una combinación de esa realidad. Creemos que es un ‘gana a gana’ para nosotros, si no lo hacemos con solar podemos quedar fuera en términos de costos. Y, por otro lado, la energía solar por sí sola no puede, requiere de energías de res-paldo que sean limpias, entonces se producen estas asociaciones”, explica quien también es el presidente de GLP Chile, la Asociación que reúne a las empresas de distribución de gas licuado.

LipigasEn esta competencia entre energéticos, se da por sentada una férrea lucha entre com-pañías por captar clientes. En ese contexto, Lipigas, según manifiesta Angel Mafucci, se mantiene como líder del mercado, con el 39% de participación en el negocio, sumando el sector industrial y el doméstico. “Hemos tenido la cualidad de sabernos conectar con los distintos grupos y clientes que tenemos, entender lo que busca un cliente industrial y lo que busca un cliente residencial. Esto es una responsabilidad, porque mantener niveles de participación altos no es fácil. Ahora, el consumidor evoluciona, exige más cosas y yo diría que ese es el desafío que tenemos: nuestro negocio es casi como el del retail, porque hay que entender qué es lo que el consumidor quiere. Algunos quieren que se les entregue el gas en poco tiempo, otros que les den consejos y otros no quieren problemas, hay distintas realidades de clientes”, manifiesta el alto ejecutivo.

A nivel de clientes, muy diferente son las realidades de, por ejemplo, uno residencial, que solicita abastecimiento para la casa, algunos consejos y servicio rápido, y uno industrial, donde el abastecimiento rápido y continuo es fundamental para evitar pausas en la cadena de producción. Y qué decir de un cliente de generación eléctrica. Al respecto,

Conocido principalmente como un combustible de

consumo residencial e industrial, hoy también

lo vemos en algunos automóviles.

Sucursales IquiqueCalamaAntofagastaCopiapóValparaísoTalcaConcepciónTemucoPuerto Montt

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el gerente general de Lipigas explica que “efectivamente los clientes requieren cosas distintas y la capacidad de la empresa de adaptarse a esos requerimientos es clave porque además los clientes van mutando y las empresas tenemos que ir adecuándonos. Ahora, en el negocio industrial y cuando hablamos ya de generación eléctrica, son temas complejos”. Y es que para Mafucci abastecer de gas licuado a una generadora eléctrica no es fácil, porque en general estas empresas buscan combustibles más baratos que el gas licuado”. Cabe consignar que Lipigas abastece de combustible a los parques generadores de los observatorios Paranal (ver revista N° 107, agosto de 2008, página 32 a 34) y Proyecto ALMA (ver página 63).

“Aquí hay desarrollo tecnológico hacia delante que es interesante”, dice Mafucci, “y es ahí donde nos estamos involucrando para buscar soluciones, tenemos que ir más

Lipigas inaugura la planta de gas licuado más moderna de América Latina

A fines de julio, Lipigas inauguró la planta de envasado de gas licuado más moder-na en América Latina. Las instalaciones cuentan con un sistema 100% automa-tizado que permite cargar, descargar, rellenar y manipular los cilindros, apilados en grandes contenedores metálicos, o pallets. Esto permite que el proceso sea más rápido y que todos los chequeos de seguridad de los cilindros se hagan en forma automatizada.

La planta de Maipú, que tiene la mayor capacidad de envasado en Chile en térmi-

nos de volumen (de ella salen diariamente hasta 30.000 cilindros), cumple con las más exigentes normas internacionales de cuidado al medioambiente. Gracias a la nueva tecnología, Lipigas aumentó en 62% la producción de gas licuado envasado en cilindros en la Región Metropolitana.

“La inversión de US$15 millones que hemos hecho en esta planta es reflejo de una industria que se desarrolla con fuerza y es un aporte valioso a la matriz energética nacional”, dice Ángel Mafucci, gerente general de Lipigas.

allá. Por ejemplo, las empresas mineras, su especialidad no es la generación de energía, tienen otros problemas y otros desafíos mayores que son propios de su core business; el tema energético lo tenemos que resolver nosotros”, reflexiona.

Bajo este concepto, Lipigas apunta a ser más que un proveedor de combustibles para la minería (provee de combustible al 95% de la industria): “Es que si sólo entregamos el combustible, el cliente va a buscar algo simple, entonces tenemos que cambiar hábitos de consumo, tenemos que demostrar que es más eficiente hacerlo con un combustible que tiene impactos medio ambientales menores. El cliente quiere soluciones, pero tiene otros problemas y está dedicado a otra cosa, está preocupado en cómo produce más, probablemente. El costo de la energía, si bien es importante dentro de su escala de problemas, lo cierto es que tiene otros problemas adicionales y aquí es en donde nosotros entramos, a través de un plan que tenemos con la minería que llamamos “Plan Personalizado Minero”, a través del cual estudiamos los usos de energía y en función de eso vemos dónde podemos entrar en forma rentable”, señala el también dirigente gremial. “Lo que hemos hecho en las mineras es levantar, junto con otras empresas que son especialistas en cálculo de uso eficiente de ener-gía, precisamente los procesos del uso de energéticos. Entonces, cuando se hace el levantamiento, se detecta en dónde hay nicho donde nosotros podemos entrar y generar un aporte a la empresa”.

Mafucci finaliza diciendo que todos los esfuerzos que están realizando los diferencia directamente de lo que hacen sus competidores. Pero también, y más importante incluso, diferenciarse “de los combustibles líquidos”, porque nuestro verdadero competidor aquí es el diesel más que otras empresas de gas licuado”.

Para Angel Mafucci, ac-tualmente se empieza a asociar al gas licuado como una energía con un atributo medio ambi-ental que le permite ser una suerte de transición entre la energía más con-taminante y lo que son las energías renovables no convencionales.

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partamento 304, Santiago.Teléfono : (56-02) 881 2466

Fax : (56-02) 881 2466 Ubicación : El proyecto se ubica en la comuna de Freirina, provincia de Huasco, Región de Atacama. El acceso al proyecto se realiza a través de la Ruta 5 Norte, en-trando por el cruce en dirección este-oeste hacia la Ruta C-46 Vallenar-Huasco.

Ejecutivos a Cargo Representante Legal : Fernando Araya RodríguezE-mail : fernando.araya@ener-

bosch.clPropiedad : Empresa Eléctrica Vallenar

S.A.Sistema Interconectado: SIC

Objetivo: El proyecto tiene como objetivo proveer de energía eléctrica al SIC, respon-diendo eficazmente a los requerimientos del corto plazo.

Tipo de Central: Termoeléctrica en base a Fuel Oil N°6Capacidad Estimada: 66,5 MWProducción anual: Dependiente de la operación de CDEC-SICInversión (Millones de US$): 72Vida Útil (años): Se evalúa un período mínimo de 30 años.

CENTRAL TERMOELÉCTRICA PARINACOTA

Etapa actual : En construcción Domicilio : Av. Manquehue Sur 520,

of. 320, Las Condes.Teléfono : (56-02) 245 5946

GENERACIÓN DE RESPALDO PEUMO

Etapa actual : DIA aprobado - construc-ción

Domicilio : Monseñor Sotero Sanz N°267, Providencia, San-tiago

Teléfono : (56-02) 231 9145Fax : (56-02) 231 5179Ubicación : El proyecto se ubica en la comuna de Parral, provincia de Linares, Región del Maule. El acceso al sitio del proyecto será a través del camino al predio existente en la propiedad que tiene salida a la Ruta 5 Sur en el km. 324.

Ejecutivos a Cargo Representante Legal : Carlos Bustamante VargasE-mail : agrí[email protected] : Río Cautín S.A.Sistema Interconectado: SIC

Objetivo: El proyecto tiene por objeto ins-talar y operar 60 motores de 1,64 MW cada uno, los que serán utilizados como unidades de respaldo utilizando petróleo Diesel.

Tipo de Central: Respaldo en base a petróleo DieselCapacidad Estimada: 98,4 MWProducción anual: Dependiente de la operación de CDEC-SICInversión (Millones de US$): 45Vida Útil (años): Se evalúa un período mínimo de 25 años.

CENTRAL TERMOELÉCTRICA MAITENCILLO

Etapa actual : En construcciónDomicilio : Santa Victoria N°340, de-

Centrales y Proyectos en base a PetróleoEn el país, la generación de respaldo está compuesta principalmente por turbinas que funcionan en base a petróleo y diesel. Según los datos de 2010, un 13,77% de la capacidad instalada en el SIC y 9,7% en el SING funciona en base a uno de estos combustibles.

Esta tecnología se incrementó rápidamente a partir de la crisis de suministro que enfrentó el país a raíz de los cortes de Gas Natural desde Argentina. En general, este tipo de centrales son de rápida construcción, no requieren intervenir grandes áreas y debido a su alto factor de planta, lograron reducir el riesgo de desabastecimiento que era previsto en ese entonces.

Dentro de las medidas tomadas para incentivar la instalación de este tipo de centrales destacó la recuperación expedita del impuesto específico con el que se gravan las compras de com-bustible, para aquellas empresas que decidieran invertir en esta tecnología. Este incentivo, establecido mediante un proyecto de ley en 2008, finalizó en marzo de este año.

Actualmente, un 6% de los proyectos en proceso de evaluación en el SEIA corresponden a centrales en base a Fuel Oil N°6, y un 5,8% está compuesto por unidades cuyo energético es petróleo diesel

Fax : (56-02) 245 5946 Ubicación : El proyecto se ubica geográficamente en la comuna de Arica, provincia de Arica, Región de Arica y Pa-rinacota.

Ejecutivos a Cargo Representante Legal : Fernando Araya RodríguezE-mail : fernando.araya@ener-

bosch.clPropiedad :Termoeléctrica del Norte

S.A.Sistema Interconectado: SING

Objetivo: El proyecto tiene como principal objetivo proveer de energía eléctrica al SING inyectando y aportando energía para el suministro y demanda de consumo eléctrico, especialmente de la ciudad de Arica.

Tipo de Central : Termoeléctrica en base a Fuel OilCapacidad Estimada: 38 MWProducción anual: Dependiente del des-pacho de CDEC-SINGInversión (Millones de US$): 40Vida Útil (años): Se evalúa un período mínimo de 30 años.

AMPLIACIÓN DE CENTRAL OLIVOS

Etapa actual : DIA aprobadoDomicilio : La Concepción 81, of. 1904, ProvidenciaTeléfono : (56-02) 414 1441Fax : (56-02) 414 1440

Ubicación : El proyecto se realizará en la comuna de Los Vilos, provincia de Choapa, Región de Coquimbo. El acceso al sitio del proyecto se realiza por la Ruta 5

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Norte, específicamente en el km. 222.

Ejecutivos a Cargo Representante Legal : Carlos Bustamante VargasE-mail : agrícola.rio.blanco@agri-

sol.clPropiedad : Potencia S.A.Sistema Interconectado: SIC

Objetivo: La realización del proyecto tiene por objetivo ampliar la capacidad instalada de la actual Central, a fin de contribuir a dar seguridad al abastecimiento eléctrico del país, debido al aumento progresivo en la demanda del sector energético.

Tipo de Central : Termoeléctrica em base a petróleo diesel Capacidad Estimada: 9,6 MWProducción anual: Dependiente del despacho del CDEC-SICInversión (Millones de US$): 6Vida Útil (años) Se evalúa un período de funcionamiento de 100 años.

CENTRAL BARRILES

Etapa actual : En construcciónDomicilio : El Bosque Norte 500,

piso 9, Las CondesTeléfono : (56-02) 353 3200Fax : (56-02) 353 3210Ubicación : El proyecto se ubica en la comuna de Tocopilla, provincia de Tocopilla, Región de Antofagasta, distante aproxima-damente a 25 km. de Tocopilla. Se accede al sitio por la Ruta 24, que une Tocopilla con la Ruta 5 y la ciudad de Calama

Ejecutivos a Cargo Representante Legal : Pablo Espinosa A.E-mail : pablo.espinosa@elec-

troandina.clPropiedad : Electroandina S.A.Sistema Interconectado: SING

Objetivo: El proyecto tiene por objetivo con-tribuir a dar seguridad en el abastecimiento eléctrico del SING, debido al aumento pro-gresivo de la demanda del sector energético y la estrechez en la oferta de gas natural.

Tipo de Central: Termoeléctrica en base a petróleo pesado y diesel 2DCapacidad Estimada: 103,68 MWProducción anual: Dependiente del des-pacho de CDEC-SING

Inversión (Millones de US$): 100Vida Útil (años): Se evalúa un período mínimo de 30 años.

CENTRAL TERMOELÉCTRICA SALAR

Etapa actual : En construcciónDomicilio : Calle 11 Norte N°1.291,

Villa Exótica, Calama Teléfono : (56-55) 327 878

Fax : (56-02) 327 954 Ubicación: El proyecto se ubicará en Chu-quicamata, comuna de Calama, provincia de El Loa, Región de Antofagasta

Ejecutivos a Cargo Representante Legal : Sergio Gómez Núñez E-mail : [email protected] : Codelco Chile

Sistema Interconectado: SING

Objetivo: El proyecto tiene como objetivo servir de respaldo al sistema interno de la División Norte de Codelco, conectándose a la S/E Salar, de forma tal de proporcionar energía en caso de déficit o contingencias

Tipo de Central: Termoeléctrica tipo dual (petróleo-gas natural)Capacidad Estimada: 85 MWProducción anual: Dependiente del des-pacho de CDEC-SINGInversión (Millones de US$): 65Vida Útil (años): Se evalúa un período mínimo de 25 años.

CENTRALESANTILHUE I - II

Estado : Operación Capacidad (2010): 101,8 MWTipo : Ciclo abierto Generación anual (2010): 71,74 GWhCombustible : Gas / Petróleo DieselNúmero unidades : 2Operador : Colbún S.A.

Ubicación : Comuna de Valdivia, Re-gión de los Ríos

Dirección : Av. Apoquindo 4775, piso 11, Santiago

Teléfono : (56-2) 460 4000Fax : (56-2) 460 4005E-Mail : [email protected]

Personal EjecutivoGerente General : Bernardo LarraínGerente División Generación: Enrique DonosoEmpresas Relacionadas: Cenelca S.A.

ARICA

Estado : Operación Capacidad (2010) : 14,32 MWTipo : Petróleo Generación anual (2010): 24,67 GWhCombustible : Diesel Número unidades : 3Operador : E-CL S.A. Ubicación : Arica, Región de Arica y

ParinacotaDirección : Av. Santa Maria 2251,

Arica, Región de Arica y Parinacota


Personal EjecutivoEncargado Central: Ricardo PetersEmpresas Relacionadas: GDF Suez

CONSTITUCIÓN 1

Estado : Operación Capacidad (2010): 9,3 MWTipo : Termoeléctrica Genera-

ción anual (2009) : 1,89 GWh

Combustible : Gas-Diesel Número unidades : 6Operador : Elektra Generación S.A.Ubicación : Comuna de Constitución,

Región del MauleDirección : Avenida Luis Thayer Ojeda

260, Of. 3, Providencia, Santiago, Región Metro-politana

Teléfono : (56-2) 233 6819

Personal EjecutivoJefe de Planta: Rigoberto Ferrer Estado : Operación Capacidad (2010): 47,6 MWTipo : Térmica de gas oilGeneración anual (2010): 577 MWhCombustible : Diesel 2D Número unidades: 2Operador : Endesa S.A. Ubicación : 115 km de Copiapó, Re-

gión de AtacamaDirección : S/E Diego de AlmagroTeléfono : (56-52) 441 018

Personal EjecutivoGeneración Chile: Claudio IglesisENAEX

Estado : Operación Capacidad (2010): 2,7 MWTipo : Termoeléctrica Generación anual (2010): 533 MWhCombustible : Diesel Número unidades: 2

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Operador : E-CL S.A. Empresas Relacionadas: GDF SuezESPERANZA TG

Estado : Operación Capacidad (2010): 22,09Tipo : Gas-Oil Generación anual (2010): 1,84 GWh Combustible : Gas-Diesel Número unidades: 3Operador : EnorChile Ubicación : Dentro de las instala-

ciones de Minera Valle Central

Dirección : Camino Los Colihues Km. 13, Comuna de Re-quinoa, Rancagua.

Teléfono : (56-2) 637 5366Fax : (56-2) 242 1044

Personal EjecutivoJefe de Planta: Esteban Aros A.

ESTANDARTES

Estado : Operación Capacidad (2010): 4,8 MWTipo : Gas-Oil Generación anual (2010): s/a Combustible : Diesel Número unidades: 6

Operador : EnorChile Ubicación : Ciudad de Iquique, Región

de Tarapacá.Dirección : Manzana V, sitio 101, lote

21-22-23, Zona Franca, Iquique.

Teléfono : (56-57) 390 815Fax : (56-57) 391 808

Personal EjecutivoJefe de Planta: Jorge Vera T.

HUASCO TG

Estado : Operación Capacidad (2010): 91,8 MWTipo : Gas-Oil Generación anual (2010): 1,069 GWhCombustible : Gas-IFO 180, Petróleo

Tratado y DieselNúmero unidades: 3Operador : Endesa S.A. Ubicación : Puerto Guacolda, cerca-

nías de Huasco, Región de Copiapó.

Dirección : Carretera camino Gua-colda s/n


Personal Ejecutivo

Jefe de Central: Héctor Araya

Empresas Relacionadas: Enersis, AFP, ADR.

IQUIQUE

Estado : Operación Capacidad (2010): 43,01 MWTipo : TermoeléctricaGeneración anual (2010): 42,45 GWhCombustible : Diesel, Fuel-Oil

Número unidades : 5

Operador : E-CL S.A. Dirección : Av. Desiderio García 151,

Iquique, Región de Tara-pacá


Personal EjecutivoEncargado Central: Luis Apaz

Empresas RelacionadasGDF Suez

LAGUNA VERDE TG

Estado : Operación Capacidad (2010): 18,75 MW

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Tipo : Cogeneración Generación anual (2010): 4,21 GWhCombustible : Turbogas – Petróleo Die-

sel Número unidades: 1Operador : AES Gener S.A.

Ubicación : Laguna Verde, Región de Valparaíso

Dirección : Camino Principal S/N, Laguna Verde,

Valparaíso, Región de Valparaíso

Teléfono / Fax : (56-32) 234 8055

LOS VIENTOS, TG

Estado : Operación Capacidad (2010): 125 MWTipo : Gas – Oil Generación anual (2010): 49,18 GWhCombustible : Turbogas – Petróleo Die-

sel Número unidades: 1Operador : AES Gener S.A.

Ubicación : Llay Llay, Región de Val-paraíso

Dirección : Kilómetro 91, Ruta 5 Nor-te, Llay Llay, Región de Valparaíso

Teléfono : (56-2) 686 8606

MONTE PATRIA

Estado : Operación Capacidad : 9 MWTipo : Gas-Oil Generación anual (2010): 172 MWhCombustible : Gas-Diesel Número unidades: 8Operador : Elektra Generación S.A.

Ubicación : Provincia de Limarí, Región de Coquimbo

Dirección : Avenida Alonso de Cór-dova 5710, Oficina 1002, Las Condes, Santiago

Teléfono : (56-2) 229 8172Fax : (56-2) 220 6817

NUEVA ALDEA II

Estado : Operación Capacidad (2010) : 11 MWTipo : Termoeléctrica

Generación anual (2010): s/gCombustible : Gas – Petróleo DieselNúmero unidades : 1 (dual)Operador : Arauco Generación S.A.

Ubicación : Nueva Aldea, Región del

BiobíoDirección : Complejo Industrial Fo-

restal Nueva Aldea KM. 21 Autopista del Ita-

ta, Nueva Aldea, Ranquil, Región del Biobío


Personal EjecutivoGerente Arauco Generación: Carlos Rauld

Empresas RelacionadasCelulosa Arauco y Constitución S.A

PUNITAQUI

Estado : Operación Capacidad (2010): 9,3 MWTipo : Gas-Oil Generación anual (2010): 283 MWhCombustible : Petróleo DieselNúmero unidades : 6Operador : Elektra Generación S.A.Dirección : Avenida Alonso de Cór-

dova 5710, Oficina 1002, Las Condes, Santiago

Teléfono : (56-2) 229 8172Fax : (56-2) 220 6817

RENCA

Estado : Operación Capacidad (2010): 100 MWTipo : Convencional Generación anual (2010): 2,65 GWhCombustible : Petróleo Diesel A1 -

Vapor Número unidades: 2Operador : Sociedad Eléctrica San-

tiago S.A.Ubicación : Comuna de Renca, Región

MetropolitanaDirección : Jorge Hirmas 2964, Ren-

ca, Santiago, Región Me-tropolitana


Personal EjecutivoJefe de Planta: Jorge ValdiviaEmpresas Relacionadas: AES Gener S.A.

SAN FRANCISCO DE MOSTAZAL

Estado : Operación Capacidad (2010): 25 MWTipo : Termoeléctrica

Generación anual (2010): 620 MWhCombustible : Biomasa, Turbogas – Pe-

tróleo Diesel Número unidades: 1 Operador : Energía Verde S.A.

Ubicación : Entre Santiago y Ranca-

gua, Región de Bernardo O’Higgins

Dirección : Longitudinal Sur Km. 63, San Francisco de Mosta-zal, Región de Bernardo O’Higgins

Teléfono : (56-72) 492 591Fax : (56-72) 492 460E-Mail : energiaverde@energia-

verde.clPersonal EjecutivoJefe Planta: Rene Garcia

Empresas RelacionadasAES Gener S.A.

TAMAYA

Estado : Operación Capacidad (2010): 103,7 MWTipo : Termoeléctrica Generación anual (2010): 187,14 GWhCombustible : Diesel – Fuel Oil Nº6 Número unidades: 1 (10 motores)Operador : E-CL S.A. Ubicación : 25 km al Oeste de To-

copilla, Región de Anto-fagasta

Dirección : Sector Barriles, Tocopilla, Región de Antofagasta

Teléfono : (56-55) 819 284E-Mail : [email protected]

Personal EjecutivoEncargado Central: Francisco Vera

ZOFRI

Estado : Operación Capacidad (2010) : 6,06 MW

Tipo : Gas-Oil Genera-ción anual (2010) : 17,32 GWh

Combustible : Diesel Número unidades : 6Operador : EnorChile Ubicación : Ciudad de Iquique, Región

de Tarapacá.Dirección : Manzana V, sitio 101, lote

21-22-23, Zona Franca, Iquique.

Teléfono : (56-57) 390 815Fax : (56-57) 391 808

Personal EjecutivoJefe de Planta: Jorge Vera T.

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S istemáticamente corrijo a quienes, sin en-tender la conceptualidad económica propia de la industria eléctrica chilena, se refieren a los costos marginales de producción del kWh de energía, los que usualmente se

publicitan con ese nombre, como si ellos fuesen precios de la electricidad que pagan los consumidores que compen-sarían en forma justa los costos del productor generador de electricidad. Esto transmite, a quienes se informan superficialmente, un conocimiento erróneo que se hace necesario aclarar por las consecuencias que su ignorancia produce, particularmente en estos tiempos de abultados precios en un mercado eléctrico distorsionado en el que no se cumplen los principios de la teoría económica apli-cada a mercados perfectos y sus sistemas marginalistas de tarificación que son eficientes en ellos, pero no en el chileno, que ha estado –y seguirá– por algún tiempo de-sadaptado tanto en tecnologías eficientes de generación como también en el transporte.

Conforme define la teoría económica, costos marginales son costos de abastecer la última unidad de consumo en una cierta industria, y particularmente para la energía NO SON los costos de abastecer la totalidad del consumo pues, obviamente, para abastecer las primeras unidades de electricidad demandada, en el caso que deseo explicar, los costos son sólo aquellos de carácter variable asociado a la producción de máquinas generadoras muy baratas de producción, y luego creciendo hasta el punto que la demanda del último kWh consumido es satisfecha por la unidad más cara y más ineficiente económicamente de las despachadas por el organismo coordinador del sistema, CDEC en nuestro caso, ello para satisfacer de este modo

el consumo de energía del sistema eléctrico completo y de su demanda máxima de potencia, cuyo último kW lo satisface una máquina de baja inversión.

Así, conforme a la teoría económica, tarificar a costos marginales de expansión, para la máxima potencia de-mandada, y de operación para la energía, permite a los propietarios rentar tanto sus inversiones como la operación del sistema completo bajo el supuesto teórico que éste está eficientemente adaptado en oferta y demanda, lo que para ambos grandes sistemas interconectados chilenos hoy no se cumple, ya que el parque generador de la oferta todavía funciona parcial, pero ineficientemente, con petró-leo que sustituye el gas natural, combustible insuficiente para abastecer las eficientes máquinas generadoras construidas hace 12 años para ello, pero racionadas de gas argentino desde 2004, y sustituido por diesel primero y luego por Gas Natural Licuado, GNL, de origen remoto vendido por las plantas regasificadoras de Quintero para el SIC y Mejillones para el SING, pero a precios de petróleo abasteciendo máquinas no desarrolladas para ello.

Así entonces, recordemos que en el caso de centrales hidroeléctricas de pasada el costo de cada kWh producido es casi nulo, y para centrales a carbón hoy es menor a US$50 por MWh. Como la totalidad del consumo no se puede abastecer sólo con máquinas muy baratas de pro-ducción, pues ellas son de alto costo de inversión, una vez aprovechadas a plena producción dichas hidroeléctricas (o nucleares en sistemas donde las hay), las demandas mayores de electricidad son abastecidas actualmente por las que siguen en eficiencia económica, esto es unidades generadoras a carbón.

Columna de Opinión

Precios marginalistas de electricidad: ¿justos?

Por Francisco Aguirre Leo,socio ejecutivo de Electroconsultores.

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Esto ocurre tanto en nuestro sistema termoeléctrico del norte como en el hidrotérmico de la zona central, llegan-do progresivamente a que el organismo coordinador del balance producción-consumo eléctrico, el CDEC, ordene abastecer la demanda con unidades generadoras con GNL, y finalmente con diesel cada vez más caras por sus costos variables de producción, que superan los US$250 por cada MWh, pues aquí no importa el costo ya hundido de inversión, lo que determina así el costo marginal horario de producción de electricidad cuyas cifras son anormalmente altas en nuestros sistemas eléctricos interconectados.

Ahora bien, así descrito el sistema de operación del sistema eléctrico, deseo destacar lo que es el origen de este artículo: la legislación eléctrica define expresamente que dichos cos-tos marginales, también llamados precios spot, son aplicables como precios de intercambio de producción eléctrica entre las empresas generadoras, esto es, afectando entonces a las que satisfacen sus déficit comerciales comprando a costo marginal a las otras generadoras oferentes que equilibran la demanda física de electricidad, que entonces producen en exceso respecto a sus propios compromisos comerciales de contratos con clientes finales. La normativa demuestra que el legislador jamás tuvo la intención de que dichos precios que varían horariamente llegasen a los clientes finales con la variabilidad propia de costos de combustibles, sequías, fallas en protocolos internacionales o cambios legislativos, cuyo riesgo la ley establece que debe tomar la empresa generadora que desea comercializar más allá de su propia producción y que es precisamente el motor moderador de los especuladores, cuyo interés no es precisamente que el sistema eléctrico opere económica y eficientemente en su conjunto sino más bien que presente restricciones y fallas, sequías y altos precios de combustibles, para así mantenerse comercializando al precio spot con pingües ganancias.

En concreto, dichos precios de transferencia aplicaron en el pasado sobre grandes volúmenes de energía transada en que los comercializadores de electricidad se esforzaban por reducirlos, ya que valores altos de los costos marginales reducen o incluso pueden hacer negativa la renta de los contratos de ventas a grandes industriales y mineros, e incluso a las distribuidoras. Sin embargo, cuando hoy hay numerosos contratos de suministro celebrados con los principales consumidores finales basados en costos mar-ginales se pierde el motor moderador antes mencionado, lo que está promoviendo una reducción del interés de

Dichos precios de transferencia aplicaron en el pasado sobre grandes volúmenes de energía

transada en que los comercializadores de electricidad se esforzaban por reducirlos.

operadores existentes en acelerar inversiones eléctricas eficientes que rebajarían dichos altos costos marginales de suministro de electricidad.

En efecto, cuando las empresas generadoras están con sus carteras comerciales equilibradas, esto es con contrataciones comerciales similares a su producción segura, los volúmenes netos de electricidad transada a costos marginales son cifras reducidas que, paradójicamente, les hace muy atractivo a los operadores que existan razones de mercado que alcen los costos marginales, compensando entonces ampliamente sus notablemente menores costos de producción y también los de su comercialización con clientes finales. Esto último se evidencia especialmente cuando como producto de renegociaciones y de nuevos contratos de suministro, los costos marginales han sido traspasados, como precios de suministro eléctrico a grandes clientes finales y sorprendidos dramáticamente en algunos casos. Me refiero a singularida-des como la sorprendente conceptualidad de aplicación de una resolución ministerial –RM39- diseñado por los opera-dores del SING para traspasar a los mineros sobrecostos de ineficiencias de operación sino que vergonzosamente, además, beneficios de oportunidad transformados así en rentas reales. Esto amerita que la autoridad reguladora intervenga corrigiendo esa distorsión.

Lo descrito sin duda no ha sido voluntad de los clientes finales, sorprendidos con contratos erróneamente hechos u obligados por ausencia de oferta e incluso aplicados a las ventas de empresas generadoras a las distribuidoras de electricidad como consecuencia de la validación hecha por la propia legislación que rige los procesos regulados de licitación de estas últimas. Repito que la legislación nunca pretendió que estos precios aplicasen a clientes finales, pues de haberlo considerado entonces habría dado acceso a los clientes industriales y mineros a comprar en el mercado spot mayorista parte o el total de sus demandas

Figura 1: Precios de suministro eléctrico SING (US$/MWh) (se usa tasa de cambio del dolar del cuatrimestre correspondiente)

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a dichos costos marginales, lo que hoy debería ser uno de los cambios de ley que se estudien y que podría acelerar el interés de operadores existentes por readaptar eficien-temente la oferta y la demanda desadaptadas desde el racionamiento de gas natural que nos impuso argentina y por eventos económicos mundiales.

Como ejemplo demostrativo de lo anterior es que a una empresa eléctrica generadora le convendría hoy desarrollar perversamente sólo dos tecnologíaas, pero de extremos costos de inversión y de operación. Así, conseguiría que las transferencias entre generadores a costo marginal sobrerrentasen las tecnologías baratas de los que están en posición vendedora y, por otra parte, resultando indiferente o –incluso– rentable, a aquellos proveedores que en su gestión comercializadora deben adquirir en el mercado mayorista el suministro, pero esta vez indiferentemente a costo marginal, pues traspasan vía contrato dichos altos costos a sus clientes consumidores.

Aún más, parecería que en este mercado eléctrico chileno conviniera a las empresas operadoras que persistiera esta condición actual de entrabamiento del desarrollo eléctrico de centrales y líneas de transporte, pues ello mantiene en el tiempo la desadaptación entre oferta y demanda y sus costos marginales elevados, permitiendo los ejercicios antes descritos y que hasta ahora se traducen en altos precios de electricidad sostenidos en el tiempo más allá de lo esperable y que tienen a nuestro país en niveles de precios que mas que duplican el de países vecinos con mercados eléctricos de gestión similares al nuestro.

Así entonces, este es uno más de los desafíos que espero enfrente la comisión de expertos eléctricos recientemente conformada y que ojalá aborde aportando soluciones que esperaríamos fueren de prolongado efecto en el tiempo, para orientar el desarrollo de la industria eléctrica chilena perfeccionada una vez más.

Evidencia de la presencia y alta influencia de costos marginales en los contratosEn la gráfica anexa (ver figura 1), ejemplificamos lo descrito usando las estadísticas reales de precios en el SING, haciendo evidente cómo los precios de mercado libre (en azul) coinciden con los precios regulados de nudo (en verde) en tanto por debajo de ellos están (en rojo) los costos marginales del sistema. Se aprecia que estos últimos van incrementándose desde un mercado eléctrico que deja de ser eficiente en 2004, afectado a partir de entonces por la pérdida gradual del gas argentino; este combustible tuvo que ser reemplazado forzosamente en los generadores de ciclos combinados por diesel, cuyos precios se elevan internacionalmente para llegar a un máximo en 2008. Progresivamente desde 2006, dichos costos marginales fueron incorporados a los precios de contrato de los principales consumidores del SING y se advierte claramente cómo consecuentemente se elevan los precios de mercado y, conforme a la propia ley, arrastran también a los precios regulados de Arica, Iquique, Calama y Antofagasta, que a partir de entonces muestran triplicar los precios normales de 2004, en tanto los precios de contratos se alzan un máximo que alcanza a cinco veces durante la vorágine mundial de 2008, que luego se desploma en 2009, pero dejando una eviden-cia de precios mayoristas a cliente final, regulados y de mercado, influenciados y prácticamente igualados a los costos marginales, aún cuando costos de producción del sistema eléctrico son actualmente en 60% prove-nientes de carbón, a costos variables de generación que son cercanos a la mitad de dichos precios mayoristas y cuya diferencia sobrerrenta inversiones en cualquier tecnología presente en el mercado eléctrico del SING, afectado –además– por una competencia evidentemente ausente ya muchos años y en la que un actor relevante tiene el 50% del mercado, que alguna vez hace 12 años fue notablemente competitivo.

Si se repite este análisis en el Sistema Interconectado Central, al ser su matriz de generación con alta compo-nente hidroeléctrica, sólo se atenua, pero no se elimina la distorsión antes mostrada del SING, lo que se aprecia esta vez en el gráfico comparativo de la evolución de precios de mercado en ambos sistemas. (ver figura 2). Así, es también muy claro cómo la influencia de la sequía 2010 y sus consecuencia de altos costos marginales resulta en un traspaso de ello a los contratos de suministro de generadores a sus clientes afectados por esta conveniente innovación de la industria eléctrica, asegurando sus rentas traspasando riesgos y costos que la propia legislación definió como propios de ese sector, modalidad negocia-dora que con limitada competencia muestra resultados de un promedio de precios que se incrementó cerca de 30% a cifras que lesionan la industria y minería chilena y su competitividad en los mercados internacionales.

Figura 2: Precio medio de mercado SIC-SING (valores en dólares ajustados por CPI)

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Este segundo semestre comenzaría a operar la central eléctrica del proyecto de radioastronomía más importante del mundo.

l proyecto de radioastronomía ALMA (Atacama Large Millimeter/submillimeter Array), desarrollado en cooperación inter-nacional entre ESO (European Southern Observatory), AUI (Associated Universities

Incorporated, Norteamérica) y Japón, está entrando en tierra derecha. Durante el segundo semestre de 2011 o comienzos de 2012 se dará inicio a las operaciones de prueba de la central de abastecimiento eléctrico de este complejo astronómico, antes de la inauguración oficial de ALMA, en 2013.

ALMA se ubica en el llano de Chajnantor, una extensa planicie ubicada a más de 5.000 metros de altura, en la Región de Antofagasta, casi en el límite con Argentina y a unos 50 km al este de San Pedro de Atacama. El lugar de emplazamiento es estratégico. Chajnantor es una de las zonas más secas de la Tierra, lo que permite a los astró-nomos obtener insuperables condiciones de observación.

A diferencia de otros observatorios del país –tales como Paranal, La Silla o Cerro Tololo– ALMA es un proyecto que no usará telescopios sino antenas que recibirán toda aquella radiación que no pueda ser visible al ojo humano. Todo el conjunto de antenas tendrá capacidad para recibir radiación electromagnética en longitudes de onda milimé-trica y submilimétrica (es decir, que fluctúe entre 0,3 mm y 9,6 mm) con una sensibilidad y resolución sin precedentes. De hecho, la “visión” de ALMA será 10 veces superior a la del Telescopio Espacial Hubble.

ALMA estará compuesta inicialmente por 66 antenas de alta precisión, divididas en dos grupos de 54 y 12 unidades.

Las primeras 54 antenas –de 12 metros de diámetro cada una– actuarán de forma conjunta como una gran antena receptora. El otro grupo de antenas operará como conjuntos compactos de soporte. Por otro lado, el conjunto será modular, lo que quiere decir que las antenas podrán ser re-localizadas, re-ordenadas y re-configuradas según los requerimientos del equipo de científicos. De esta manera, ALMA podrá contar con un poderoso “zoom” variable.

Según ESO, ALMA es el proyecto de radioastronomía más poderoso para observar el Universo frío: el gas molecular y el polvo, así como también los vestigios de la radiación del Big Bang. ALMA estudiará los componentes básicos de las estrellas, los sistemas planetarios, galaxias y la vida misma. Proveerá a los científicos imágenes detalladas de estrellas y planetas naciendo en nubes de gas cerca de nuestro Sistema Solar, y detectará galaxias lejanas que están formán-dose en los confines del Universo observable, las que vemos tal como eran aproximadamente 10.000 millones de años atrás.

El complejo comenzaría a operar a plena capacidad en 2013, por lo tanto, constructores e ingenieros trabajan

Radioastronomía y Generación

ALMA instalará proyecto de 12 MW

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intensamente, sobre todo considerando que el segundo semestre de 2011 o primer semestre de 2012 será clave para los objetivos de este observatorio radioastronómico. Para operar el complejo es necesario un intenso abasteci-miento eléctrico que permita los consumos de las antenas, los poderosos computadores y otros equipos esenciales.

Massimiliano Camuri es Project Designer de ESO y quien encabeza el proyecto de ingeniería eléctrica de ALMA. Por estos días, este ingeniero italiano se encuentra liderando la instalación de tres turbinas generadoras que abastecerán al complejo.

Sistema de generaciónEl sistema de generación fue ideado en 2009 después de un intenso brainstorming. En un principio, ALMA se iba a interconectar al Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) mediante una línea de transmisión, pero el proyecto fue desechado por varias razones, dentro de las cuales se cuentan sus altos costos asociados. “Antes se pensaba traer una línea aérea, pero por razones de costo se decidió hacer un proyecto de autogeneración, similar a lo que se hizo en Paranal (ver Revista Electricidad N° 107, agosto de 2008, páginas 32 a 34) algunos años antes, en 2007”, dice Camuri.

El proyecto, que hoy se encuentra en desarrollo, considera la instalación de tres turbinas de 6 MW cada una, para una potencia nominal (potencia ISO) de 18 MW. Sin embargo, la potencia real será un 25% inferior, debido a que el sistema operará en altura, a 2.850 msnm. Así, cada turbina aportará 4 MW para un total de 12 MW.

Uno de los beneficios de tener tres generadores eléctricos es que existe un abastecimiento permanente del recurso eléctrico durante un largo tiempo sin necesidad de detener la máquina. En comparación, un motor electrógeno hay que detenerlo por lo menos cada 500 horas para hacer mantención (cambio de filtros o de aceite) y reemplazarlo a las 50.000 horas de vida. “En cambio, tener un sistema de turbinas que teóricamente la detienes por algunas horas una vez al año para hacer controles, boroscopía, y

Las tres turbinas tendrán una potencia real de 12 MW y abastecerán los con-sumos de las antenas, el campamento base y el edificio técnico.

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otros mantenimientos menores, como cambio de filtros, te permite ahorrar recursos por concepto de mantenimiento y de personal, aparte de no tener fuera de servicio la máquina por mantenimiento sigues operando tu planta sin mayor problema”, sostiene el especialista.

El proyecto de abastecimiento eléctrico debe adaptarse a las circunstancias, ya que la demanda de electricidad está aumentando lento, pero seguro. “Siendo un sistema en isla, la demanda ha aumentado desde 600 kW originales, y ahora vamos en 2 MW. La demanda crece porque todos los días se están agregando instrumentos y antenas. A medida que van llegando los equipos, éstos se van enchufando, por decirlo de alguna manera… es como un plug & play, quien llega se enchufa, y debemos preocuparnos de que la demanda siempre esté debajo de la oferta, de manera de no generar un blackout, la electricidad no se puede almacenar tan fácil”, asegura Camuri.

Respecto de las turbinas, éstas fueron compradas en Suiza y permiten operar en modalidad de co-generación. “El sistema ha sido diseñado para la posibilidad de un ciclo combinado, eso te permite ahorrar dinero, porque se recupera el calor de la combustión y después este calor lo llevas a una caldera y con la que produces un vapor que mueve una turbina y que con el alternador produce nueva electricidad, la que se agrega a la electricidad que ya se está produciendo”, explica Camuri. “El diseño del sistema y su flexibilidad es tal, que a futuro se podría agregar una componente de ERNC, como puede ser la solar PV o solar térmica”, complementa.

Abastecimiento de energíaLa central eléctrica, como es sabido, se ubicará en el norte grande, zona que depende casi 100% de las fuentes de energía fósiles y que tiene altos costos de hidrocarburos. Es por eso que la central eléctrica de ALMA usará una com-binación de combustibles para no correr riesgos respecto del abastecimiento. “Será un sistema multi-combustible. Este tema en el norte de Chile es muy crítico porque no hay variedad y la filosofía es no amarrarse con un solo tipo de hidrocarburo. Lo ideal es tener un proyecto que pueda

Principales consumos de ALMA

Por el momento, ALMA consume alre-dedor de 2 MW, potencia que proviene de una serie de equipos electrógenos. “Es una solución provisoria que se aca-bará pronto”, asegura Camuri. Una vez finalizado el proyecto, ALMA consumirá, de manera estable, alrededor de 6 MW, potencia que irá en aumento conforme crezca este complejo de radioastrono-mía. Los principales centros de consumo corresponden a las antenas, el edificio técnico y el campamento base.

Antenas: Serán 66 unidades instala-das en el llano de Chajnantor (5.000 msnm), las cuales consumirán 3 MW en total (cada antena demandará entre 40-50 kW). Son el equipo más crítico del complejo astronómico, ya que los sistemas eléctricos deben mantenerse refrigerados. Para ello, los ingenieros

han diseñado un sistema criogénico que mantendrá la temperatura de las antenas a -170°C, la temperatura del hidrógeno líquido.

Edificio técnico: Acá se recibirá la información proveniente de las antenas, la cual será procesada y transmitida a un sistema para su lectura por parte de astrónomos y astrofísicos. Está com-puesto por una serie de computadores de última generación, los cuales estarán protegidos por aire acondicionado, sis-temas de calefacción y tratamiento de aire. Este edificio se ubicará a 5.000 msnm y consumirá 1,5 MW.

Campamento base: Este lugar, ubi-cado metros más abajo (2.850 msnm), recibirá a los científicos e ingenieros, y consumirá 1,5 MW.

Las 66 antenas se ubican en el llano de Chajnantor, sobre los 5.000 metros de altura.

Massimiliano Camuri es Project Designer de ESO y quien en-cabeza el proyecto de ingeniería eléc-trica de ALMA.

funcionar con distintas mezclas, líquidos o gas, sin afectar la continuidad de servicio”, sostiene.

Otro de los aspectos importantes tiene que ver con el coeficiente de emisiones de la central eléctrica. En este sentido, ALMA está buscando las combinaciones de combustible que tengan la menor huella de carbono. Así, el LPG (Liquified Petroleum Gas o Gas Licuado de Pe-tróleo) se ha convertido en una de las opciones elegidas por el equipo de profesionales liderados por Massimiliano Camuri. “La gracia del LPG que se utiliza es que su precio es más bajo que el del diesel. Además, una de las ventajas es que es totalmente limpio, porque emite 4 o 5 veces menos que el diesel”, sostiene. El LPG se compone de una combinación de propano y butano, pero “nosotros elegimos por razones técnicas y conveniencia un LPG alto en butano, que tiene una densidad específica más alta y poder calórico más alto”.

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GWh jul 2011 jul 2010

Embalse Colbún - -

Embalse Rapel 60,3 44,1

Laguna La Invernada 3,6 1,4

Lago Laja 958,5 1.604,7

Lago Chapo 125,0 184,1

Embalse Ralco 233,2 239,7

Total 1.380,6 2.074,1

Var. Respecto a jul 2010 -33% --

GWh jun 2011 may 2011 jun 2010 Var. Anual Var. Mensual

Diesel 70 9 88 -21% 677%

Fuel Oil Nro. 6 24 21 18 33% 14%

Diesel + Fuel Oil

4,9 4,7 9,5 -49% 4%

Carbón 938 1.070 560 67% -12%

Gas Natural 298 268 374 -20% 11%

Hidro 5,2 6,0 4,7 10% -13%Carbón + Petcoke 0 0 210 -100% -

Total 1.340 1.378 1.265 6% -3%


Embalse 646 643 872 -26% 0%

Pasada 587 563 749 -22% 4%

Gas 4 9 31 -86% -53%

GNL 936 1084 489 91% -14%

Diesel 506 499 561 -10% 2%

Carbón 913 939 818 12% -3%

Otro 106 95 84 26% 11%

Eólico 34,4 15,0 24,7 39% 129%

Total 3.732 3.846 3.628 3% -3%

Información elaborada por Systep

n su afán por proporcionar más y mejor infor-mación al sector energético chileno y regional, Revista ELECTRICIDAD publica la sección Estadísticas, un completo cuadro con cifras del sector energético chileno con importantes

datos que aporta para visualizar un panorama en el corto y mediano plazo.

Esta información que entregamos es preparada por la empresa Systep Ingeniería y Diseños.

Si desea profundizar sobre éstos y otros aspectos del sec-tor eléctrico recomendamos revisar las publicaciones y el reporte que mensualmente se publica en www.systep.cl, que también está disponible en www.revistaei.cl.

El Sector en cifras

EGeneración Histórica y Costos Marginales SIC

Generación Histórica y Costos Marginales SING

Energía Embalsada SIC

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2008 2009 2010 2011

GWh

Embalse Rapel Laguna La Invernada Embalse Colbún Lago Chapo Embalse Ralco Lago Laja

Generación Mensual SIC

Generación Mensual SING

Energía Embalsada SIC

Fuente: CDEC-SIC, Systep

Fuente: CDEC-SING, Systep


(*) Se considera restricción de cota en Embalse Colbún.

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Generación y Costos Marginales proyectados SIC hidrología media

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Pasada Embalse CarbónGas GNL OtroDiesel Eolico CMg. Quillota 220

Costo Marginal Proyectado Quillota 220 (US$/MWh)

Generación Mensual por Empresa SIC Generación Mensual por Empresa SING



Fuente: CDEC-SIC, Systep Fuente: CDEC-SING, Systep

GWh jul 2011 ago 2011 sep 2011 oct 2011 nov 2011 dic 2011 ene 2012 feb 2012 mar 2012 abr 2012 may 2012 jun 2012Embalse 1.198 1.364 1.555 1.808 1.728 1.637 1.201 996 1.155 930 1.225 1.661Pasada 542 674 661 760 960 1.206 1.154 1.006 799 443 582 729Gas 38 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0GNL 836 743 240 131 152 71 157 200 467 532 433 291Diesel 125 0 222 258 247 42 54 69 131 325 133 39Carbón 991 971 883 759 697 1.020 1.495 1.445 1.554 1.504 1.554 1.066Otro 149 186 189 193 141 164 175 167 198 232 234 217Eólico 37 28 45 53 44 46 43 38 34 31 37 24Total Hidro 1.739 2.038 2.215 2.568 2.688 2.843 2.354 2.002 1.953 1.373 1.807 2.390Total Termo 2.138 1.900 1.533 1.342 1.236 1.297 1.881 1.880 2.350 2.594 2.354 1.613Total Generación

3.914 3.966 3.794 3.963 3.968 4.186 4.279 3.920 4.337 3.997 4.197 4.026

Generación proyectada SIC hidrología media

Mes Año HIDROLOGÍA SECA

HIDROLOGÍA MEDIA

HIDROLOGÍA HUMEDA

7 2011 164 164 1648 - 211 123 1169 - 205 147 13410 - 191 159 12211 - 165 144 11412 - 158 82 661 2012 154 83 732 - 159 90 843 - 178 121 954 - 181 177 1095 - 158 144 866 - 176 120 72


Gener 710 746 695 2% -5%

Colbún 931 871 846 10% 7%

Endesa 1.140 1.189 1.239 -8% -4%

Pehuenche 135 152 198 -32% -12%

Guacolda 424 448 417 2% -5%

Otros 392 441 233 69% -11%

Total 3.732 3.846 3.628 3% -3%

GWh jun 2011 may 2011 jun 2010 Var. Anual Var. MensualAES Gener 189 170 46 308% 11%Celta 64 105 102 -38% -39%Edelnor 242 247 226 7% -2%Electroandina 321 325 455 -29% -1%Gasatacama 222 164 237 -6% 36%Norgener 189 201 192 -2% -6%Otros 112 166 6 1641% -33%Total 1.340 1.378 1.265 6% -3%

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Fuente: CDEC-SIC, Systep Fuente: CDEC-SING, Systep

Precio de Combustibles SIC

Precio de Combustibles SING

Tipo Unidad jul 2011 jun 2011 jul 2010 Var. Anual Var. Mensual

Carbón US$/TON 121 123 101 20% -2%

Gas Natural US$/MMBTU 15,0 15,6 11,2 34% -4%

Diesel US$/m3 888 890 621 43% 0%

Tipo Unidad jul 2011 jun 2011 jul 2010 Var. Anual Var. Mensual

Carbón US$/TON 112 113 100 12% -1%

Gas Natural Argentino US$/MMBTU 14,7 14,7 8,8 67% 0%

Diesel US$/m3 886 877 626 41% 1%

GNL US$/MMBTU 14,7 14,1 15,6 -6% 4%

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Estudios

Teléfono : (56-33) 318 586

Fax : (56-33) 318 585

E-Mail : [email protected]

Personal Ejecutivo

Jefe de Planta : René Becker

Empresas Relacionadas

•EndesaChileS.A.

•Enersis

•AFP

SAN ISIDRO IIEstado : Operación

Capacidad

(2010) : 406,4 MW

Tipo : Térmica Ciclo

combinado

Generación

anual (2010) : 2.950 GWh

Combustible : GNL-Diesel

Número

unidades : 1 (dual)

Operador : Compañía Eléctrica

San Isidro S.A.

Ubicación : 8 km de Quillota,

Región de Valparaíso

Dirección : Ruta 60 Km. 25 sector

lo Venecia, Quillota

Teléfono : (56-33) 318 586

Fax : (56-33) 318 585


Personal Ejecutivo

Jefe de Planta: René Becker


•EndesaChileS.A.

•Enersis

•AFP

TALTALEstado : Operación

Capacidad

(2010) : 240 MW

Tipo : Ciclo abierto

Generación

anual (2010) : 148,1 GWh

Combustible : Gas natural

Número

unidades : 2

Operador : Endesa S.A.

Ubicación : 54 km al norte de

Taltal, Región de Atacama

Dirección : Ruta Paposo

Teléfono : (56-55) 263 047

Fax : (56-55) 612 249

E-Mail : operacionestaltal@

endesa.cl

Personal Ejecutivo

Jefe Explotación: Jorge Silva Salgado


•Enersis

•AFP

•ADR

TOCOPILLAEstado : Operación

Capacidad

(2010) : 1.001,7 MW

Tipo : Termoeléctrica

Generación

anual (2010) : 4.651 GWh

Combustible : Diesel – Fuel Oil Nº6

Número

unidades : 10

Carbón – Petcoke –

Gas Natural

Operador : E-CL S.A.

Ubicación : 200 km al Norte de

Antofagasta, Tocopilla, Región de

Antofagasta

Dirección : Avda. Dr. Leonardo

Guzmán 0780, Tocopilla, Región de

Antofagasta

Teléfono : (56-55) 819 176 /

819 205

Fax : (56-55) 819 322 /

819 270


Personal Ejecutivo

Gerente de Planta: Van Boggio

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Energías Renovables

C El objetivo del encuentro fue discutir las necesidades y desafíos de los operadores del sistema eléctrico del país (SIC y SING), frente a la incorporación masiva de tecnologías que dependen del comportamiento atmosférico, como el viento y la radiación solar.

on la participación de 200 actores relacio-nados con el sector energético, el Centro de Energías Renovables (CER) realizó, en conjunto con el Centro de Energía de la Universidad de Chile, el primer foro

denominado “Integración de Energía Renovable a Gran Escala: Desafíos del Operador del Sistema Eléctrico”. El objetivo del encuentro fue discutir las necesidades y de-safíos de los operadores del sistema eléctrico del país (SIC y SING), frente a la incorporación masiva de tecnologías que dependen del comportamiento atmosférico, como el viento y la radiación solar.

El subsecretario de Energía y presidente del Consejo Directivo del CER, Sergio del Campo Fayet, dijo que “si queremos cumplir con los estándares de confiabilidad requeridos, tanto el parque de generación como la red eléctrica en su totalidad, se deben considerar exigencias mínimas de conexión y operación, que se traducen en la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NTS y CS) de los sistemas interconectados. Para ello, los Centros de Despacho Económico de Carga (CDEC) de los sistemas interconectados del país han sido encomendados legalmente

para determinar la operación coordinada y preservar la seguridad global del sistema eléctrico”.

Para María Paz de la Cruz, recientemente nombrada directora ejecutiva del Centro de Energías Renovables (CER), es tarea primordial el acompañamiento a los diferentes actores del mercado la resolución de sus inquietudes, generación de documentos técnicos y todas las actividades que permitan detectar y materializar iniciativas de energías limpias. “Este foro cumple con el propósito de poner información relevante sobre la mesa, abrir espacios de discusión técnica y en-cauzar el debate hacia propuestas y posibles soluciones”, dijo la autoridad.

Iniciativa organizada por el CER

Energías renovables a gran escala

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El director de Operación y Peajes de CDEC-SIC, Eduardo Ricke, realizó la presentación “Experiencia en la integración de Parques Eólicos al SIC”. En ella, el ejecutivo concluyó que existe una baja penetración de la generación eólica en el SIC, por lo cual no origina impactos en la estabilidad del sistema y la reserva en giro no se ve afectada.

Ricke añade que entre los temas de relevancia para el sistema de transmisión está el de la congestión, por lo cual se administra mediante redespacho y automatismos. En cuanto a los costos marginales, se ven afectados específicamente a nivel local, y el bajo factor de planta atenúa el efecto en la evaluación de la expansión del sistema.

Patricio Valenzuela, jefe del departamento Operaciones CDEC-SING, se refirió a los desafíos que debe enfrentar la operación del sistema del norte en presencia de las energías renovables y detalló que entre ellas se encuentra la revisión de los actuales estándares en modelación de reserva mínima requerida, la cual es originada por la incertidumbre del viento y el establecimiento de brechas mediante modelos de programación y pre despacho.

Otros de los desafíos que existen en materia normativa es el de la transparencia en la asignación de pagos de reservas operativas en los servicios complementarios. En los planes de inversión, se debe incluir los requerimientos para incorporar las ERNC a gran escala, considerando la característica del SING y en los pagos de sistemas de transmisión, se deben establecer las señales adecuadas para la inversión ya que el mecanismo actual asigna pagos por uso y no por reserva de capacidad.

En relación al pago de potencia firme, Patricio Valenzuela sostuvo que se debe evitar las congestiones que impliquen insuficiencia local y aporte a las horas de mayor probabilidad de pérdida de carga. Adicionalmente, se tiene que explicitar el tratamiento de las interco-nexiones para mejorar la compatibilidad tecnológica y entregar una mayor inercia del SING.

Mientras Hugh Rudnick, académico del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Pontificia Universidad Católica de Chile (PUC), se refirió a la experiencia europea en materia de Energías Renovables No Convencionales (ERNC), Rodrigo Palma, investigador del Centro de Energía de la Universidad de Chile, realizó la presentación denomi-nada integración de energía renovable a gran escala. Explicó que la ingeniería cumple un rol fundamental en la búsqueda de soluciones tecnológicas que permitan una adaptación al sistema eléctrico local. Dentro de esta línea, Palma indicó que de acuerdo a la realidad europea, se permite obtener algunas nociones y estudios de casos, pero no necesariamente es aplicable a una realidad geográfica tan particular como la que caracteriza a nuestro país.

Se refirió además a las consecuencias que implica el desarrollo tecnológico e indicó que los costos de la evolución de la tecnología en el área de las Energías Renovables No Convencionales, además de la huella de carbono, será parte importante de los tópicos que se presentarán en el informe que la Comisión Asesora del Gobierno, el cual será entregado durante septiembre.

Av. Américo Vespucio Nº 2150 - Quilicura - Santiago - ChileTeléfono - (56 2) 620 87 00 - Fax (56 2) 620 87 01

Sede Antofagasta - Lapisluzi Nº982 - sector la ChimbaTeléfono - 055 531028 Antofagasta

www.bbosch.cl

Premio Carlos Vial Espantoso 2010

Expertos en Mantenimiento Eléctrico para

la Minería

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E Expo Apemec tiene como objetivo entregar a todos los actores del sector una plataforma comercial para la generación de oportunidades de negocios.

ntregando un mensaje sobre los reque-rimientos que debe incorporar la futura normativa, que estimule la generación de proyectos de Energía Renovable Convencio-nales (ERNC), se efectuó la segunda versión

de la feria mini hidro 2011, actividad que es organizada por la Asociación de Pequeñas y Medianas Centrales Hidroeléctricas (Apemec).

Expo Apemec tiene como objetivo entregar a todos los actores del sector una plataforma comercial para la gene-ración de oportunidades de negocios. Adicionalmente, se busca difundir los desafíos del sector con la finalidad de establecer sinergias entre los sectores público y privado para la generación de soluciones que permitan la superación las de barreras del sector.

Durante sus dos días de jornada, Expo Apemec, que logró congregar a más de 2.000 personas, impartió más 40 charlas técnicas en forma paralela, cuyas temáticas estaban relacionadas con la política energética para aprovechar el potencial mini hidro como fuente ERNC en Chile; ¿cómo resolver la conexión al SIC para PCHs y permitir la inyección de 1.000 MW en el corto plazo?; y los desafíos para contar con una normativa para el sector mini hidro a corto plazo y nuevos requisitos en Ley Ambiental.

La ceremonia de inauguración contó con la participación de Pedro Matthei, presidente de Apemec; el hasta entonces

biministro de Energía y Minería, Laurence Golborne; el mi-nistro de Agricultura, José Antonio Galilea; y los senadores Ximena Rincón y Antonio Horvath.

En el encuentro, el presidente de Apemec se refirió al crecimiento que ha experimentado la feria y que en la ac-tualidad la entidad cuenta con cerca de 160 socios, lo cual le ha permitido consolidarse como una de las asociaciones ERNC más grandes de Chile. “Durante los últimos dos años el sector minihidro ha demostrado que tiene un potencial muy importante. Hoy tenemos 250 MW entre iniciativas que están en fase de construcción y operación, y sobre los 400 MW en evaluación ambiental”, señaló Pedro Matthei.

El ministro de Agricultura dijo que una mini central hi-droeléctrica implica un gran avance para el sector, porque los agricultores se pueden abastecer de energía limpia y económica, aplacando los costos de producción que se generan en las labores agrícolas. Además, “se colabora, indirectamente, en la competitividad y rentabilidad de la producción agrícola nacional”, manifestó el secretario de Estado, agregando que la Comisión Nacional de Riego y el Ministerio de Energía suscribieron un convenio de colabora-

Expo Apemec 2011

El fortalecimiento del sector mini hidro

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en los hogares, instalaciones industriales y en empresas, y así poder descontar la energía que estén inyectando al sistema de su facturación de energía que reciben del concesionario o distribuidora.

Iniciativas para resolver los problemas de conexión En la sesión plenaria “¿Cómo resolver la conexión al SIC para PCHs y permitir la inyección de 1.000 MW en el corto plazo?”, el seremi de Energía de la Macro Zona Maule, Biobío y Araucanía, Rodrigo Torres, indicó que prontamente el Gobierno dispondrá de un seguro para las ERNC, el cual estará dirigido a mitigar los problemas de financiamiento. “Por ejemplo, si en una cuenca hay cinco proyectos y no todos se ejecutan, el dinero faltante lo cubriría este seguro”, dijo la autoridad regional.

Christian Jullian, de Invercap, indicó que la principal proble-mática que posee el sector de las PCHs es la conexión al SIC y que a su juicio la solución está relacionada con la generación de una línea de transmisión asociativa. Por su parte, Rodrigo Ackermann, gerente comercial de Transelec, se refirió a los desafíos que debe enfrentar la transmisión y explicó que este sector es relevante para el mercado eléctrico ya que permite diversificar la localiza-ción de generadoras y así bajar los costos de producción. Adicionalmente, facilita la competencia y permite entregar un suministro seguro de energía.

ción con la finalidad de fomentar la inversión privada en los proyectos de generación hidroeléctrica. “Este convenio ha permitido, inicialmente, realizar una estimación del potencial hidroeléctrico asociado a obras de riego existentes o en proyectos”, explicó Galilea.

“Los resultados preliminares del estudio, el cual se realizó entre las regiones de Atacama y La Araucanía, en proyectos hidroeléctricos cuya potencia es igual o superior a los 2 MW, permitió identificar 290 oportunidades para instalar centrales asociadas al riesgo con un potencial de 860 MW. Esto, sin considerar los proyectos hidroeléctricos que posee una potencia inferior a los 2 MW, el cual se visualiza también muy atractivo”, explicó el ministro. Laurence Golborne destacó la importancia de tener una mirada a largo plazo de la política energética, y no circunscrita a proyectos específicos. “Cuando el país empieza a producir más, y se encuentra en la etapa productiva de valor agregado y productos manufacturados, el consumo energético del producto aumenta. Panorama del cual nos tenemos que hacer cargo y para ello debemos trabajar fuertemente en materia de Eficiencia Energética, para desacoplar dicho crecimiento, que está por sobre el producto”, manifestó.

En relación con el proyecto 20/20, el secretario de Estado anunció que el Gobierno enviará prontamente indicaciones al proyecto sobre facturación neta (Net Metering) con el objetivo de estimular la generación distribuida y las ERNC

Tres preguntas a Pedro Matthei

- ¿Cuál es su evaluación de la Expo Apemec 2011?- Ha sido un éxito. Tenemos sobre 50 stands de empresas exhibidoras, 40 seminarios técnicos, sobre 2.000 personas visitaron la feria, es un salto enorme respecto de la Expo 2010.

- ¿Cuál es la situación del sector minihidro hoy?- Ya hay 250 MW en construcción y operación, US$600 millones invertidos por múltiples generadores grandes, pequeños, existentes y nuevos, y hay sobre 400 MW en evaluación ambiental. Los socios de Apemec suman sobre 2.500 MW, la Comisión Nacional de Riego (CNR) habla de un potencial de 1.700 MW en canales de riego. El sector minihidro tiene buen factor de planta -sobre el 70%- y el costo medio de generación es bastante competitivo, comparado con el carbón.

- Si ése es el escenario, ¿por qué no se concretan más proyectos?- El sector mini hidro enfrenta desafíos prioritarios: necesitamos una versión 2.0 de la Ley ERNC que favorezca al sector. El tema de la conexión a las redes, el proyecto de carretera eléctrica pública (anunciado por el Presidente Piñera) nos sirve mucho. Por otro lado, sobre el financiamiento bancario, quisiéramos financiamiento para estas PyMES de la energía. Requerimos de condiciones.

Durante los últimos dos años el sector minihidro ha demostrado que tiene un potencial muy importante. Hoy tenemos 250 MW entre iniciativas que están en fase de construcción y operación, y sobre los 400 MW en evaluación ambiental”, señaló Pedro Matthei.

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José Antonio Galilea, ministro de Agricultura: “Una mini central hidroeléctrica implica un gran avance para el sector, porque los agricultores se

pueden abastecer de energía limpia y económica”.

Agregó que en la actualidad existen riesgos que imposi-bilitan la realización de proyectos de transmisión y que la presencia de nuevos actores, como las ERNC, generan desafíos para el sector que deben ser resueltos. Para ello, las transmisoras requieren mitigar riesgos de ingresos ya sea a través de garantías explícitas durante el período de vida de la línea de transmisión o mediante la figura de aval del Estado, tanto para la no entrada de proyectos en los plazos previamente definidos como la salida de proyectos por diversas circunstancias.

En la presentación “Elementos económicos para resolver la conexión de mini hidro”, Luis Eduardo Escobar, gerente de Estudios de Imaginación Consultores, mencionó que el problema de conexión que presentan las pequeñas plantas puede ser resuelta si las empresas distribuidoras estuvieran obligadas a mejorar la capacidad de sus redes. “Si esto se hiciera, el costo de interconexión bajaría drásticamente”, reflexionó.

Desafíos para una nueva normativa Dentro del panel de discusión, Carlos Wachholtz, director responsable del Comité Ambiental de Apemec, se refirió a la labor de la Asociación y los objetivos que debe enfrentar su Comité Ambiental, el cual está trabajando conjuntamente son el Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA) con la finalidad de definir los temas principales que se de-ben abordar en el nuevo reglamento. “El sector mini hidro requiere de una normativa ajustada al desarrollo propio de la industria”, dijo.

Para Carlos Pugin, de Pugbett Consultores Ambientales, la normativa ambiental es relativamente fácil de cumplir, ya que no es el factor determinante en el éxito de los permisos ambientales. Sin embargo, a su juicio, existen muchos pro-yectos que han enfrentado una evaluación extensa, y que para lograr una evaluación favorable y expedita, el sector minihidro debe tener una planificación e implementación responsable de las iniciativas.

En ese sentido, el experto concluye que en la medida en que los proyectos posean una preparación y ejecución responsable y sean difundidos a la ciudadanía, el sector tendrá una percepción favorable ya que tendrá una identidad propia y obtendrá la confianza de los evaluadores. “Ade-más, los procesos de evaluación serán más cortos, menos riesgosos y disminuirá la probabilidad de presentación de recursos de nulidad u otros”.

Procedimientos administrativos de cen-trales minihidroEn la segunda jornada de la Expo Apemec se abordaron tanto los procedimientos administrativos como los procesos de ingeniería y construcción de centrales minihídricas. Respecto de lo primero, cabe destacar la presentación de Juan Francisco Mackenna, vicepresidente de Apemec, quien habló del MDL Programático. El Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL) permite a países con obligación de reducción de emisiones acreditar reducción mediante la compra de bonos de carbono en los países en desarrollo. Mackenna señaló que desde 2008 Apemec ha estado trabajando para que los desarrolladores se incorporen al MDL, toda vez que este mecanismo permite disminuir costos de financiamiento. En el mismo sentido, André Aguilar, del banco KfW –enti-dad que recientemente firmó un acuerdo de cooperación con Apemec–, señaló que esa entidad alemana participa, mediante el KfW Carbon Fund, como comprador de las primeras 500.000 certificados de reducción de emisiones (CERs) que beneficiarán a actores minihidro.

Más de 2.000 personas se dieron cita en esta importante feria secto-rial, lo que es una clara señal de que existe un real interés por desarro-llar la hidroelectricidad de pasada en el país.

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Clemente Pérez: “Definamos un criterio”

El abogado Clemente Pérez, del bufete Guerrero, Olivos, Novoa y Errázuriz, señaló que es necesario hacer cam-bios normativos para fomentar al sector min hidro. “Estoy pensando en cambios que no requieran ley, modificaciones de implementación rápida para pasar del discurso a la acción”, dice. Entre los puntos señalados por Pérez, destacan dos: en primer lugar, el abo-gado señala que actualmente existe un cuello de botella cuando los puntos de captación y restitución de aguas conce-bidos originalmente en un proyecto, son reubicados después de la ingeniería de detalle. “Estos traslados se consideran como nuevas solicitudes”, dice, cosa que retrasa los proyectos. Pérez propone que

se establezca un criterio. “Por ejemplo, si la ingeniería de detalle me arroja una diferencia entre 500 y 1.000 metros res-pecto del plan original y no hay terceros afectados, podría darse un fast track para evitar ingresar una nueva solicitud. Y si el traslado reduce el área de afectación, el fast track debiera ser automático”, dice. Otro tema que destacó tiene que ver con el emplazamiento de minihidros en comunas limítrofes. “En ese caso, hay que ir a la Dirección de Fronteras y Límites del Estado (Difrol), la cual es una dependencia del Ministerio de Relaciones Exteriores. Si le pregunto al funcionario de la DGA sobre la tramita-ción de la Difrol, él no sabe. Y eso son 6, 8 o 10 meses pegados”, concluye.

Por otro lado, Felipe Martin, asesor de la Comisión Nacional de Riego (CNR), comentó que este organismo estudió 15 casos de desarrollo de centrales minihidro. Martin señaló que se encontraron algunos problemas relacionados a derechos de aprovechamiento de agua sin regularizar o perfeccionar, además de baja organización de Juntas de Vigilancia, Asociaciones de Canalistas o Comunidades de Agua involucrados en el desarrollo de proyectos de este tipo. Por lo mismo, señaló que trabajan junto a Apemec para destrabar los distintos cuellos de botella de las PCH asociadas a obras de riego, tanto construidas como en estudio ambiental. Dentro de este trabajo conjunto, se pretende solucionar problemas relacionados a la instalación de sistemas de generación, mejorar el catastro de Derechos de Aprovechamiento de Agua (DAA) y realizar propuesta para el perfeccionamiento de DAA, entre otras.

Luis Ávila, de la Superintendencia de Electricidad y Com-bustibles (SEC), comentó que este organismo encuentra una serie de problemas que es necesario resolver al mo-

mento de solicitar las concesiones eléctricas. Dentro de las principales complicaciones, cuenta que los solicitantes presentan información desactualizada de planos, memorias explicativas y presupuestos.

Ingeniería y construcciónFrancisco Prat, de la constructora Mas Errázuriz, comentó que los proyectos minihidro requieren de sistemas mecánicos complejos y nueva tecnología que no siempre se encuen-tran probados. Por otro lado, señaló que el mandante, por lo general, tiene demandas y requerimientos específicos y muchas veces están sujetos a penalidades financieras por demoras en la entrada en operación o la imposibilidad de la planta de llegar al nivel de producción deseado. “Las responsabilidades del propietario no se eliminan con un contrato EPC”, adelantó.

En tanto, Sebastián Álvarez, de HR Ingeniería, comentó que el seguimiento y control en la etapa de suministro y fabricación debe ser realizada por personal calificado, dada la especialidad de los suministros y se debe completar un acta que dé cuenta de todos los controles realizados en los distintos procesos. Dentro de los controles habituales, se pueden contar la verificación de calidad y certificación de aceros y otros metales, control dimensional global y control dimensional de acuerdo a las tolerancias indicadas. Álvarez destacó que para llegar a buen puerto, tanto diseñador como fabricante deben mantener sinergias positivas, flexibilidad acorde al tamaño del proyecto; y otro asunto de real im-portancia –de acuerdo a su diagnóstico– es fomentar un mercado nacional para el diseño y fabricación de equipos hidromecánicos, dada la especificidad de las soluciones para cada obra en cada proyecto.

José Campaña, de Arcadis, en su presentación sobre geotecnia de proyectos minihidro, señaló que dentro de lo que se espera de un estudio geológico-geotécnico, hay que determinar las eventuales singularidades del terreno, tales como suelos expansivos, presencia de sales, filtracio-nes, suelos blandos, cavidades, entre otras. Por otro lado, hay que caracterizar las distintas unidades de suelo-roca presentes en el proyecto, su distribución en superficie y en profundidad de las unidades de suelo-roca, su caracteriza-ción hidrogeológica, la parametrización de las unidades de suelo-roca para analizar la interacción suelo-estructura.

Cuando el país empieza a producir más, y se encuentra en la etapa productiva de valor agregado y productos manufacturados, el consumo energético del producto aumenta”, señala Laurence Golborne, ex biministro de Minería y Energía.

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En tierra derecha se encuentran las uni-versidades chilenas que participarán, entre el 30 de septiembre y 2 de octubre próximo, en el Atacama Solar Challenge (ASC), la primera carrera de autos sola-

res que se realizará en el norte de nuestro país. En la competencia participarán varias universidades de toda América y siete de Chile, las cuales están desarrollando a toda máquina los prototipos que atravesarán el desier-to. Cuatro de ellas (Universidad de Chile, de Concepción, de La Serena y Técnica Santa María) recientemente recibieron financiamiento por parte de las empresas Gener, Codelco, Grupo CGE, SQM, Chemetall, Eurener, Marubeni y Fensa, en una ceremonia que se realizó en la Fundación Chile. El incentivo consistió en $50 millo-nes para cada plantel, el cual están usando para adquirir valioso equipamiento para los autos solares que están construyendo.

Conversamos con los cuatro equipos de ingenieros que están desarrollando estos innovadores vehículos. ¿Cómo avanzan sus proyectos?, ¿qué sienten a medida que se acerca la fecha de inicio del ASC?, ¿cuáles son los de-safíos que deben superar para concretar el proyecto?. Estas son algunas de las preguntas que Revista ELEC-TRICIDAD ha querido hacerles a los protagonistas.

Equipo Eolian (U. de Chile): “Nuestro proyecto es ambicioso”El equipo de la Universidad de Chile se encuentra desa-rrollando el Eolian II, segunda versión del legendario auto solar que en 2007 compitió en el Outback australiano. Sibila Valdés, encargada de comunicaciones del equipo, cuenta que los objetivos se están cumpliendo de acuerdo con los plazos originales. “En este momento que se es-

tán desarrollando pruebas y se está construyendo el mas-ter en Enaer, todo de acuerdo al cronograma”, sostiene.

La rapidez máxima, considerando buenas condiciones solares y de almacenamiento de energía, llegará a los 130 km/h en carretera, mientras que la rapidez promedio ascenderá a los 85 km/h. El rendimiento será aproxima-damente 80 km/kWh, considerando pérdidas eléctricas y aerodinámicas. Eolian II será construido con fibra de carbono, fibra de vidrio, kevlar, fibras vegetales y aluminio. El motor es síncrono de imanes permanentes, flujo axial. Las baterías corresponden a celdas de Litio. Para lograr una correcta transferencia de la potencia se utilizarán 4 MPPT (Maximum Power Point Tracker) que optimizan el intercambio energético entre las celdas solares y las baterías.

Respecto del financiamiento de este proyecto de $230 millones, “nuestros ingresos provienen de tres fuentes: Universidad de Chile, empresas y personas naturales. Las empresas auspiciadoras se encuentran divididas en categorías (Araucaria, Canelo, Alerce, Raulí y Quillay) de acuerdo al aporte monetario que realizan que van des-de los $200.000 a los $20 millones. Ya son parte de nuestra cruzada Collahuasi, Mitsubishi, Enaer, Enel, GasAtacama, Alquimia, Sodimac, M.E.P System, goso-

Cuatro son los equipos universitarios que compiten por construir el vehículo solar más rápido del desierto. Estos jóvenes ingenieros competirán en el Atacama Solar Challenge (ASC), que se realizará entre el 30 de septiembre y 2 de octubre próximo.

Jóvenes ingenieros

Materia gris para correr autos solares

Eficiencia Energética

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del auto y que son motivo de orgullo del equipo. “En primer lugar, el estudio aerodinámico realizado por nuestro equi-po de diseño (Ingeniería Aeroespacial), que permite contar con un arrastre al viento ocho veces menor a un vehículo tradicional. En segundo lugar, hemos realizado simulacio-nes estructurales que permitieron justificar la implementa-ción de polímeros reforzados con fibra de carbono y kevlar. Estos polímeros tienen una resistencia específica (resis-tencia/densidad) 15 veces mayor que el acero y dos veces más liviano que el aluminio”, dice Martínez.

El equipo lo componen 33 personas de distintas ingenie-rías. Dentro de las principales complejidades del proyec-to, “sin duda fue obtener recursos para el financiamiento. Afortunadamente, nuestra facultad se ha comprometido con el proyecto, y ellos se han hecho cargo de este pro-blema. Para el equipo esto es una gran ayuda, así solo nos enfocamos en la construcción del vehículo”, dice.

Proyecto Intikari (U. de La Serena): “Somos eficientes”“El proyecto avanza conforme a lo programado, en cuanto a los diseños y prototipos hasta la fecha, no hay mayores retrasos, lo único que se ha retrasado un poco son las piezas que la organización nos becó. Por otro lado, se está trabajando las diversas partes del auto con diversos cola-boradores, como Minera Los Pelambres, Maestranza Die-

lar y SKF”, comenta. El equipo ha ideado una campaña llamada “Adopta una Celda”, destinada a personas na-turales, las cuales son invitadas a aportar $20.000, el cual es el valor de una celda solar.

En estos momento, el equipo Eolian está compuesto por 50 personas aproximadamente. El equipo se divide en dos grandes áreas: Diseño y Construcción y Logística.

“Si tuviéramos que describir en una palabra nuestro proyecto, diríamos que es ambicioso, pues pese a las dificultades que podamos tener, nuestros objetivos son claros y pretendemos dejar en alto no sólo el nombre de la Universidad sino también el de Chile”, finaliza Valdés.

Proyecto Antünekul (U. de Concepción): “El arrastre al viento es ocho veces menor”El equipo dice que respecto a la construcción del vehícu-lo, ya están definidos tanto los aspectos eléctricos, elec-trónicos, diseño y mecánico. “Por el momento estamos a la espera de las baterías, motor y celdas solares para co-menzar con el montaje”, cuenta desde Concepción Ga-briel Martínez, parte del equipo de gestión de Antünekul.

Martínez destaca que dentro del contexto del funciona-miento, “sin duda lo relevante es el esquema eléctrico/electrónico, como son el motor eléctrico, celdas solares y baterías, esto es la columna vertebral de nuestro auto”, sostiene. De todas formas, Martínez asegura que la se-guridad es esencial. Por eso han diseñado un chasis para mantener protegido al conductor.

El vehículo cuenta con un motor eléctrico de flujo axial de 3,7 kW, que permite contar con una transmisión di-recta a la rueda, evitando pérdidas de eficiencia por transmisiones mecánica. La energía proviene de 6 m2 de celdas solares policristalinas de un 15% de eficiencia, que entregan al motor alrededor de 942 W. Aparte de los aspectos eléctrico/electrónico, existen dos caracte-rísticas que el equipo ha implementado a la construcción

Dimensiones Antünekule

Peso (kg)200 (7 veces más liviano que un Toyota

corolla)

Velocidad máxima (km/h) 120

Chasis Fibra de carbono + kevlar (bidireccional)

Dimensiones (m) 4,7 x 1,7 x 1,1

Motor eléctrico (kW) 3,7

Nº de ruedas 3

Aerodinámica 8 veces menor a un vehículo normal

Celdas Solares 263 celdas policristalina, 6 m2

Fuente: Proyecto Antünekul – U. de Concepción

Vehículo solar Antünekul, de la Universidad de Concepción.

Vehículo solar Eolian II, de la Universidad de Chile.

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sel, Liceo Politécnico de Illapel, entre otros”, dice desde la Región de Coquimbo Cristián Muñoz, del proyecto Intikari.

El equipo cuenta que todos los componentes son rele-vantes, ya que si uno falla, el objetivo de ganar la carrera se verá afectado. “Hasta el momento, contamos con el patrocinio de minera Los Pelambres y todas sus empre-sas colaboradoras. Por otro lado, el recurso humano es bien variado. Tenemos alumnos de la Universidad de La Serena (Ingeniería Mecánica, Ingeniaría Industrial, In-geniería en Minas, Diseño). Incluso están participando alumnos del Liceo Politécnico de Illapel, profesionales de Minera los Pelambres, académicos de la Universidad de La Serena”, cuenta.

Dentro de los desafíos que ha encontrado el equipo para desarrollar el proyecto, cuentan que coordinar a tal can-tidad de gente ha sido complejo. “El lograr coordinar a tanta gente siempre es lo más difícil, además de comprar las piezas en el extranjero”, concluye Muñoz.

Proyecto Ergon (U. Técnica Federico Santa María): “El diseño del auto es armonioso”El equipo de la Universidad Técnica Federico Santa Ma-ría está compuesto por 14 estudiantes y se encuentran desarrollando el vehículo solar Ergon, cuyo significado es “Dios Padre de la Energía” en griego.

Vehículo solar Ergon, de la Universidad Téc-nica Federico Santa María.

Fuente: Equipo Eolian – U. de Chile

Alto 1,02 m

Ancho 1,7 m

Largo 4,9 m

Inclinación perfil principal 2°

Peso sin piloto 180 kg

Dimensiones Eolian II

Vehículo solar Intikari, de la Universidad de La Serena.

El equipo cuenta que “la principal ventaja del automó-vil es su diseño completo, ya que no sólo nos hemos dedicado a diseñar un auto aerodinámico y eficiente exteriormente, también hemos diseñado la mecáni-ca y electrónica del vehículo, de modo que todo rinda de la manera más eficaz, obviamente sin dejar de lado la se-guridad. Es por esto que tenemos una ventaja, ya que en sí mismo, la construcción y diseño del auto es armonioso”, cuenta Rodrigo Pereira, parte de la división de Proyectos de Ingeniería de Ergon.

El equipo recibió $15 millones de pesos de financiamien-to por parte de la empresa privada. “Pero más importante aun que el valor monetario es el tiempo que nos aho-rra tener que comprar estos elementos. Por ejemplo, el motor vale $6 millones y para poder obtenerlo se debe pagar el 100% y se demora 5 meses en llegar a Chile, con lo cual nuestro proyecto correría serio riesgo de no poder realizarse”, dice Pereira.

El equipo cuenta que el premio permitió ahorrar mucho tiempo de gestiones. “Más importante, nos permitió se-guir con este proyecto de ir a competir al norte de Chi-le, ya que si no lo conseguíamos, era muy poco factible poder participar en la Atacama Solar Challenge; quizás como proyecto, seguiría para participar en una versión fu-tura o quizás en la World Solar Challenge de Australia en 2013 (…) También nos posiciona en un lugar muy aven-tajado con respecto a los que no ganaron la beca ya que obtenemos elementos de primer nivel”, concluye.

“En este momento se están desarrollando pruebas y se está construyendo el master en Enaer, todo de acuerdo con el cronograma”, sostiene Sibila

Valdés, del equipo Eolian.

La compañía mantiene un contrato exclu-

sivo con la multinacional ANDRITZ HYDRO, el

cual le permite certi� car sus procesos tanto en

taller como en terreno a partir de los más altos

estándares de calidad, seguridad, capacitación

laboral y protección del medio ambiente.

Desde su fundación en 1988, METALIZA orientó su desarrollo estratégico hacia la especialización en la reparación y protección de equipos indus-triales a partir del proceso de termorrociado, conocido también como “metalizado”.

Actualmente, METALIZA cuenta con la experien-cia, capacidad y reconocimiento necesarios para ofrecer los servicios más avanzados existentes a nivel mundial en el área de recubrimientos inteligentes focalizados en:

▶ Protección contra los efectos de la fricción y desgaste.▶ Protección contra la corrosión.▶ Control dimensional.▶ Control de tolerancias.▶ Reparación y restauración de piezas.

METALIZA responde con soluciones de clase mundial a las necesidades de reparación y protección de equipos industriales

EMPRESA ESPEC IAL IZADA EN RECUBR IM IENTOS POR TERMORROCIADO:

METALIZA emplea en sus procesos equipos y materiales SULZER METCO, líder global en el de-sarrollo de tecnologías de termorrociado. Además, este grupo internacional entrega asesoría directa a la compañía y sus especialistas.

La calidad y especialización de las soluciones que ofrece METALIZA a sus clientes del sector gene-ración hidroeléctrica en Chile y el extranjero está respaldada por la alianza estratégica que mantiene con la multinacional ANDRITZ HYDRO. Mediante este contrato exclusivo, la compañía chilena está reconocida y certi� cada en todas sus actividades y procesos, y opera como Centro de Servicio Autorizado de este grupo corporativo internacional con sede en Austria.

Emilio Assef, Gerente General de METALIZA, explicó que esta alianza implica múltiples bene� cios para la empresa tanto a nivel interno como en la relación con sus clientes.

“Todos nuestros trabajadores cuentan con ca-pacitación constante tanto en Chile como en el exterior; disponemos de equipos e infraestructura de vanguardia para proyectos en taller y en terreno; y trabajamos en función de los estándares más exigentes de la industria mundial. Estos factores son la base para ofrecer servicios de excelencia en el mercado”, enfatizó el ejecutivo.

CONSOLIDACIÓN Y LIDERAZGOMETALIZA ha tenido una activa y reconocida partici-pación en el mantenimiento y protección de partes y equipos de centrales generadoras de energía, tanto en el ámbito hidroeléctrico como termoeléctrico.

Paralelamente, ha extendido sus actividades en forma transversal hacia todos aquellos sectores en los cuales la productividad y continuidad de operaciones de los equipos industriales es un elemento crítico. Entre ellos, se encuentran la mi-nería, siderurgia, agroindustria, procesos forestales, celulosa, papel, construcción naval y aeronáutica y la industria pesquera.

La consolidación de METALIZA le ha permitido internacionalizar sus operaciones, principalmente a países andinos como Ecuador, Perú y Bolivia. Además, se han ejecutado proyectos tanto en taller como en terreno para clientes en Argentina,

Brasil y Corea del Sur.

FORTALEZAS DE LOS SERVICIOS DE METALIZA

• Trayectoria y especialización reconocida y respaldada internacionalmente.

• Equipos profesionales y técnicos capacitados constantemente en Chile y el exterior.

• Oferta de servicios enfocada a las necesidades propias de cada cliente en diversos sectores.

• Alta capacidad de respuesta mediante soluciones en taller y en terreno.

• Ahorro de costos para el cliente a partir de la movilidad de personal y equipos en breve plazo.

• Sistema de gestión integrada de calidad, seguridad y protección del medio ambiente.

Contacto y más información:Senén Cornejo GarcíaGerente Desarrollo de NegociosFono: (56-2) 9230300E-Mail: [email protected]: www.metaliza.com

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

Emilio Assef Docmac, Gerente General METALIZA.

Pared de tubos hogar de caldera

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H Importante en la búsqueda de ejecutivos por parte de las empresas de energía, es que quienes reúnen las condiciones se puedan desarrollar en una amplia gama de tareas en las compañías.

oy en día existen empresas especia-lizadas en la búsqueda de ejecutivos, servicio que se presta a las gran-des empresas, como las del sector energético. Estas consultoras saben

cómo detectar al mejor candidato, por medio de una metodología que incluye avisos, búsquedas dirigidas (“hunting”), entrevistas presenciales y test psicológicos.

Estos servicios de búsqueda pueden solicitarse para encontrar a un ejecutivo de mando medio. Como explica Álvaro Vargas, gerente general de Trabajando.com Chile,

“dejar en manos de expertos es la principal ventaja de externalizar la búsqueda, fundamentalmente porque es gente que conoce el mercado laboral a la perfección”. Así se consideran distintas variables para dar con el candidato ideal, como la cultura de la empresa, las

Ejecutivos para el mando medio de una compañía

Empresas dedicadas a la selección de personal

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tareas a desempeñar y los conocimientos y habilidades del que se quedará con el puesto.

En estos procesos se habla de dos tipos de características o cualidades de los postulantes: las duras y las blandas. “El perfil que buscan las empresas, indepen-diente del cargo al que se está postulando, es que sean personas multidisciplinarias que cuenten con habilidades duras muy determinadas, pero que también cuen-ten con competencias blandas, como por ejemplo, tener un alto nivel de tolerancia, saber trabajar en equipo, así como también que sepan manejar altos niveles de pre-sión y estrés. Eso es lo que las empresas requieren de los profesionales actuales”, grafica Vargas.

¿Qué pasa en el caso que se esté buscan-do un ejecutivo para la línea media de la empresa? Según la visión de Gonzalo Díaz, consultor especializado en la selección de ejecutivos y quien se desempeñó como gerente de Recursos Humanos de Chi-lectra, las habilidades que se buscan para este tipo de empleado son básicamente tres: “primero, que sea una persona que se maneje muy bien con el equipo humano, ya que es el que ejerce el manejo directo a un grupo de personas; segundo, que sea una persona que maneje la parte de computación, porque todos los adelantos tecnológicos y técnicos van amarrados a un software, por lo que tiene que mane-jarse muy bien con los índices para tener diagnósticos bien asertivos; lo tercero es que tiene que ser una persona que no tenga miedo de ejercer la autoridad o el mando, que pueda tomar una decisión con o sin la aprobación de la gente, porque a la larga eso es lo que le da la seguridad al resto de las personas”.

Este profesional también tiene que tener un conocimiento profundo de lo específico, como por ejemplo, de la maquinaria que se utiliza en un proceso productivo. Esa cualidad es denominada por Díaz como “acopio de mando”, que no es más que el captar la adhesión de un equipo por el conocimiento en detalle de lo micro. De todas maneras, Vargas señala que hay

Gonzalo Díaz es consultor especializado en la selección de ejecutivos y se desempeñó como gerente de Recursos Humanos de Chilectra.

características “ideales” para cualquier ejecutivo, “que son transversales al cargo que se busca, como por ejemplo, que sean profesionales productivos, motivados y comprometidos con la empresa, así como también personas con buena disposición y manejo interpersonal”.

En el caso de una empresa del sector ener-gético, está la posibilidad de buscar este candidato dentro de su dotación o afuera. A juicio de Díaz, “creo que en el sistema de energía eléctrica debiera buscarse dentro de la casa el crecimiento o desarrollo de las personas; pero de todas maneras uno puede salir a buscar en la competencia. A veces es sano hacer concursar a gente dentro de la compañía con gente de afuera, para determinar cómo está la calidad y cómo están los conocimientos; pero en el caso de la energía eléctrica, sin duda es muy fuerte que la persona haya estado dentro de la cultura de crecimiento y res-ponsabilidades de una empresa”.

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Álvaro Vargas, gerente general de Trabajando.com Chile.

Más allá de la experiencia laboral, hay diversos elementos que pueden desequilibrar la balanza a la hora de quedarse con un cargo determinado.

Hay situaciones en que la empresa de headhunting puede ser un aporte, como la selección de ejecutivos que serán destinados a vivir fuera de las grandes ciu-dades. Como ejemplifica Díaz, “una empresa eléctrica puede requerir contratar operadores de centrales, que son puestos de mando medio para abajo. Generalmente la empresa está buscando gente que quiera irse a vivir a determinada parte de la geografía de Chile. A lo mejor las personas que están trabajando en esa empresa no tienen interés en irse a un lugar distinto; ahí el headhunter puede ayudar concretamente, siendo más eficiente que la empresa, que no tiene el tiempo para estar buscando”.

Los “plus” para ser seleccionadoMás allá de la experiencia laboral, hay diversos elemen-tos que pueden desequilibrar la balanza a la hora de quedarse con un cargo determinado. Uno de ellos es la presentación del currículum vitae, también conocido como CV. En palabras de Vargas, “el currículo es la principal carta de presentación a la hora de buscar empleo. Por lo mismo, es muy importante confec-cionarlo adecuadamente, de manera de despertar el interés de quien recluta. Un buen CV consigue entrevistas y una buena entrevista consigue trabajo; desde ese punto de vista, el 50% de la tarea está en hacer un buen currículo”.

Otro factor diferenciador es el dominio de un idioma, idealmente del inglés. A juicio del gerente general de Trabajando.com Chile, el ideal es tener un buen manejo del idioma tanto a nivel hablado como escrito. “Esto no quiere decir que sea primordial, pero una persona que conoce otra lengua siempre va a ser un aporte en el lugar que esté, principalmente si es para cargos ejecutivos o gerenciales. Creo que el general de los trabajadores no le toma el peso a manejar un segundo idioma; no consideran que éste es un tema de vital importancia, sobre todo en el mundo globalizado en el que estamos, en donde el futuro del mercado laboral está derivando cada vez más a las multinacionales, las que ciertamente requieren trabajadores que manejen un buen nivel de este idioma”. Una visión similar tiene Díaz, quien agrega que el dominio del inglés es una muestra de desarrollo personal, a la vez que una he-rramienta de trabajo útil, ya que con el desarrollo de la Internet, es más abundante la bibliografía en esa lengua. “Nosotros estamos preocupados que nuestra gente hable inglés, mientras en Europa hablan cuatro idiomas”, sentencia el consultor.

Otro elemento a considerar en el candidato para quedarse con un cargo es conocer sus inquietudes más allá de lo estricta-

mente laboral, esto es, saber de las actividades que desarrolla fuera del horario de oficina. Para el gerente general de Trabajando.com Chile, “hay ciertos hobbies o pasatiempos que demuestran algunas habilidades o experiencias que señalan a los reclutadores ciertos indicadores, ya que algunas de estas cosas pueden ayudar al candidato a desempeñar mejor un cargo. Por ejemplo, en el caso del deporte, puede indicar trabajo en equipo, esfuerzo, paciencia, tolerancia a la frustración, entre otras cualidades. Otros hobbies pueden evidenciar creación, ingenio e imaginación. Todo dependerá ciertamente del puesto al cual se postula”. En relación a este elemento, el ejecutivo aclara que “es necesario tener en cuenta ciertos aspectos del CV, como por ejemplo, que este documento debe irse ‘modelando’ de acuerdo a la vacante a la cual se postula y, por otro lado, si se quieren incluir aspec-tos como los pasatiempos, éstos deben expresarse brevemente”.

Por otro lado, Díaz valora que los candidatos a un cargo hayan viajado o estudiado en el extranjero, o que tengan la intención de hacerlo próximamente. En sus palabras, “la gente está saliendo y cuando pasa eso, se rompen muchos paradigmas, muchos mitos. Por eso también es importante el inglés, porque si esa persona no lo habla, no va a poder conversar con el coreano ni con el japonés ni con el taiwanés,

va a poder hablar nada más con los chilenos, los dominicanos o los nicaragüenses… poco, el

mundo es más amplio. A mí me gusta cuando viene un candidato y me dice que fue con préstamos de la Corfo a estudiar afuera, despierta más mi interés”.

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l desarrollo de los sistemas eléctricos requiere de planificación, sea esta centralizada o entregada al libre mercado. La necesidad de disponer de instala-ciones suficientes para abastecer los crecimientos futuros de la demanda es crucial para minimizar

los costos futuros y mantener la seguridad de suministro requerida.

Desde el punto de vista técnico, la planificación de sistemas de trans-misión requiere de una compleja modelación que incluye el desarrollo de análisis de suficiencia y de seguridad del sistema eléctrico. Por otra parte, el análisis económico enfrenta el típico problema de diseño de redes donde a mayor redundancia de la red, mayores son los costos de inversión y mantenimiento de transmisión, pero menores son los costos de operación y falla. Por el contrario, si planificamos un sistema de transmisión menos robusto, tendremos menores inversiones en infraestructura, sin embargo, los costos esperados de operación y déficit del sistema, pueden resultar muy altos.

Para el desarrollo del análisis de planificación de sistemas de trans-misión, se incluyen todas las variables operativas del sistema eléctrico, determinándose escenarios de expansión con distintas tecnologías de generación, proyecciones de la demanda eléctrica, evolución de precios de combustibles y disponibilidad de los insumos de gener-ación eléctrica, entre otros componentes relevantes. En el Sistema Interconectado Central (SIC), es crucial la correcta modelación de la incertidumbre hidrológica, la cual define un amplio espectro de condiciones de operación que deberán soportar técnica y económi-camente, los sistemas eléctricos en todo el periodo de evaluación que el planificador analice.

Bajo esta perspectiva, con la integración de generación intermitente a gran escala en los sistemas eléctricos, el análisis de planificación de la transmisión se hace mucho más desafiante, por cuanto debe incluir, de la forma más rigurosa posible, el efecto de dichas tecnologías. En este sentido, el planificador debe dimensionar de forma eficiente las

redes, considerando perfiles esperados de viento, cuya variabilidad debe incluir tanto condiciones de alta disponibilidad de energía eólica, como aquellas donde el viento deja de soplar.

Se pueden identificar dos efectos que deben ser analizados, sin perjuicio de otros de igual o mayor ponderación: el dimensionamiento y la probabilidad de falla. El primero de ellos impone al planificador resolver si debe o no ampliar las redes, considerando que, en general, la generación intermitente tiene bajos factores de planta, por lo tanto, su uso esperado del sistema de transmisión es reducido; sin embargo, necesita la infraestructura necesaria para evacuar en algunas horas su potencia máxima disponible. Aunque este problema puede ser resuelto a través de la evaluación económica de cada uno de los proyectos de expansión, no deja de ser relevante en términos de la asignación de pagos de la red de transmisión. Asimismo, el dimen-sionamiento se relaciona, además, con el nivel de congestiones que el planificador está dispuesto a asumir, considerando que éstas causan desacoples económicos, produciendo precios locales y distorsiones del mercado que pueden resultar en altos costos para los usuarios.

El segundo efecto se relaciona con incorporar en el espectro de condiciones de operación analizadas, aquellas que afectan la probabi-lidad de falla del sistema y, por ende, el costo de déficit respectivo. En particular, en el SIC la combinación entre una condición hidrológica de sequía y horas de bajo nivel de viento, pueden aumentar el costo de operación y falla resultante de la operación económica de largo plazo, lo que desde un punto de vista de seguridad, se resuelve con el respaldo suficiente para cubrir dichos escenarios probables.

La planificación de la transmisión en sistemas eléctricos con alta penetración de generación intermitente requiere del análisis riguroso de todas las condiciones nuevas que imponen dichas tecnologías. Bajo esta premisa, con la determinación de contar con la mejor información y modelación posible, es muy probable lograr el diseño de una red de transmisión robusta, eficiente y segura.

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Columna de Opinión

Por María Paz de la Cruz,directora ejecutiva del Centro de Energías Renovables (CER).

Planificación de sistemas de transmisión y generación intermitente

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Informe Técnico

T El abogado vinculado a UDI deberá enfrentar el desafío de aumentar la capacidad energética del país, con una mayor presencia de las Energías Renovables No Convencionales.

ras la sorpresiva renuncia de Fernando Eche-varría, finalmente es Rodrigo Álvarez el nuevo ministro de Energía. El presidente Piñera lo anunció el viernes 22 de julio, tan solo horas después de que se oficializara la salida del

empresario de la construcción de la cartera energética.

Al contrario de su antecesor, Álvarez viene precedido de una trayectoria profesional dedicada a la política. Abogado de la Universidad Católica, mientras estudiaba en esa casa de estudios se desempeñó como vicepresidente de las juventudes UDI, en 1988. Oriundo de Punta Arenas, fue electo diputado por esa ciudad en 1997, siendo reelecto en 2001 y 2005. En 2006 ocupó la vicepresidencia de la UDI y en 2009 se convirtió en presidente de la Cámara de Diputados. Ese mismo año compitió por la diputación de Providencia y Ñuñoa, perdiendo la elección a manos de la ahora diputada RN Marcela Sabat y el DC Jorge Burgos. Sin embargo, siguió vinculado al aparato público, al ser nombrado en 2010 por el Presidente Sebastián Piñera como subsecretario de Hacienda, cargo en que era bien evaluado por el Mandatario.

“Bienvenido a bordo, apreciamos su experiencia y estamos seguros que será un gran ministro”, le dijo Piñera tras tomarle el juramento. Esto porque en el nombramiento de Álvarez influyó el reconocimiento a la experiencia política que le tiene su partido, con figuras fuertes tras él, como Pablo Longueira y Juan Antonio Coloma, y el aprecio del Mandatario por su capacidades. A la valoración política y comunicacional, también en su nombramiento se agrega el hecho de ser de Punta Arenas, ya que le ayudaría a enfrentar dos temas claves para el ejecutivo: la tarificación del gas en Magallanes y el proyecto carbonífero de la Minera Isla Riesco. Cabe destacar que Álvarez trabajó en terreno con Laurence Golborne en el diálogo que se sostuvo con la Asamblea Ciudadana, grupo que reclamaba por el eventual aumento del precio del gas en Magallanes en enero de este año.

Rodrigo Álvarez

Un político para el Ministerio de Energía

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Medio Ambiente

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Empoderamiento del Ministerio de Medio Ambiente

Paulatina instalación de la nueva institucionalidad

El Ministerio de Medio Ambiente y la institucionalidad ambiental están viviendo una importante fase en el proceso hacia su implementación definitiva.

or estos días se está discutiendo en el Con-greso las características tanto del Servicio de Biodiversidad y Áreas Protegidas (SBAP) como de los Tribunales Ambientales, los cuales son parte del compromiso para ga-

rantizar la instalación y correcto funcionamiento de la nueva institucionalidad ambiental. Paralelamente, el Ministerio de Medio Ambiente (MMA) en sí mismo está en plena fase de instalación. Por ejemplo, muchas de las funciones de esta Secretaría de Estado corresponden a antiguas funciones de otras reparticiones públicas.

Este proceso de instalación y asentamiento coincide con una serie de hitos que se han sucedido desde el año pasa-do, los cuales han puesto al nuevo Ministerio en el centro de la discusión pública y política. Respecto de los temas de interés público, podemos mencionar los casos de la termoeléctrica Barrancones (agosto 2010) e HidroAysén (mayo recién pasado), los cuales motivaron enormes pro-testas ciudadanas de norte a sur del territorio justamente por su componente medioambiental (protección de una reserva natural y protección de la Patagonia).

Por otro lado, en el terreno estrictamente político también ha habido pronunciamientos. Sin duda, la gestión de la Ministra María Ignacia Benítez ha sido compleja al interior de la cartera. Además de los dos conflictos antes mencio-nados, ha debido enfrentar cuestionamientos de diversa índole: debió pronunciarse para desmentir un posible conflicto de interés en el caso de las cinco centrales de la Patagonia y ha debido enfrentar cuestionamientos a su preparación política.

Estas turbulencias se dan justo en el periodo de marcha blanca y de empoderamiento tanto del Ministerio como de la nueva institucionalidad ambiental frente al resto de los interlocutores políticos. Por estos días, el Ministerio trabaja en la instalación de nuevas atribuciones, las cuales vienen a

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Medio Ambiente

El Ministerio de Salud también dejará algunas atribuciones en manos de Medio Ambiente. Es el caso de ciertas com-petencias sobre evaluación de riesgos de los productos químicos, organismos genéticamente modificados y otras sustancias que puedan afectar el medio ambiente. “En lo que se refiere a la salud ambiental, planes y programas en torno al cambio climático, que eran antiguas atribuciones del Departamento de Salud Ambiental del Ministerio de Salud, esas atribuciones debieran traspasarse a la división que corresponda al interior del Ministerio de Medio Ambiente”, indica la abogada.

Estos cambios no solamente representan la presencia de nuevos organismos encargados de funciones específicas, sino que denotan una nueva forma de trabajar y coordinar. “Acá hay un tema de organización, así vigilas que hay in-tegridad, y que las distintas divisiones al interior del MMA que tengan que trabajar en conjunto es una realidad que debe plasmarse, porque el mundo es interdisciplinario y MMA es por naturaleza interdisciplinario, deben juntarse y conversar entre sí y también deben conversar con otros ministerios”, sostiene la experta.

complicar la configuración del nuevo ordenamiento. ¿Cómo se empoderará este nuevo Ministerio frente al resto del gabinete? ¿Cuáles son los desafíos futuros?

Nuevas atribucionesEl Ministerio de Medio Ambiente está absorbiendo varias atribuciones que antaño correspondían a otros ministerios. “El MMA tiene una serie de atribuciones nuevas”, dice la abogada y experta en temas de medioambiente Paulina Riquelme. “La conservación de la diversidad biológica, la evaluación de los riesgos de los productos químicos y residuos, la supervigilancia de la calidad ambiental, entre otras, serán competencias que deben pasar al Ministerio de Medio Ambiente”, señala la profesional.

Esto ha motivado que el MMA se esté coordinando con los Ministerios de Energía, Agricultura, Obras Públicas y Salud, para establecer sus respectivas atribuciones y áreas de acción. En otras palabras, se está en pleno proceso de demarcación de los límites. “Es una raya que es importante establecer para los efectos de la generación de políticas y planes”, dice Riquelme.

Respecto de Energía, el nuevo Ministerio de Medio Am-biente se encargará de fiscalizar y verificar las emisiones de material particulado (PM10), dióxido de azufre (SO2), óxidos de nitrógeno (NOx) y monóxido de carbono (CO). El Ministerio de Agricultura, en tanto, se enfocará de lleno en el fomento productivo, dejando la protección de la biodiversidad en manos de Medio Ambiente. El Servicio Agrícola y Ganadero (SAG, dependiente de Agricultura), ya no tendrá facultades para intervenir en temas de humeda-les y fauna silvestre, como lo hacía antiguamente. El SAG mantendrá sus competencias habituales, pero con un foco más dirigido a la función correctiva que a la de protección de la biodiversidad.

Lo mismo ocurre con la Corporación Nacional Forestal (Conaf, que depende de Agricultura), organismo que se dividirá en dos: el Servicio Nacional Forestal (SNA, que dependerá de Agricultura), el cual se encargará de todas aquellas acciones enfocadas en el fomento productivo del sector forestal, y el Servicio de Biodiversidad y Áreas Prote-gidas (SBAP, actualmente en discusión parlamentaria), que dependerá de Medio Ambiente y que será el administrador de todas las áreas protegidas del país (parques nacionales, reservas y monumentos naturales).

La Dirección General de Aguas (DGA, que depende de OO.PP.), ya no se preocupará de temas relacionados a conservación de recursos hídricos. “MMA abordará todo lo relacionado a manejo de cuencas, caudal ecológico, vulnerabilidad ambiental de los acuíferos. Frente a estos problemas, que antiguamente la DGA resolvía, ahora deberán ser resueltos por el MMA”, dice Riquelme.

Ministra de Medio Am-biente, María Ignacia Benítez.

Abogada Paulina Riquelme: “MMA abordará todo lo relacionado a manejo de cuencas,

caudal ecológico, vulnerabilidad ambiental de los acuíferos. Frente a estos problemas, que

antiguamente la DGA resolvía, ahora deberán ser resueltos por el MMA”.

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Medio Ambiente

Empoderamiento tomará tiempoEl Ministerio de Medio Ambiente se encuen-tra en una fase decisiva de su implementa-ción. En estos momentos se discute en el Congreso la creación de nuevos organismos, lo cual necesita una discusión jurídica dura. Pero eso no se ha dado. “En el Congreso, a veces la discusión es poco fructífera”, dicen desde interior del MMA. “El otro día fui a la discusión sobre la creación del Servicio de Áreas Protegidas, pero en el Congreso, a veces, se quedan en nimiedades. Por ejemplo, nos entrampamos por definir dónde estará la oficina del Servicio, si en Santiago o en Valparaíso, en vez de preocuparnos de lo importante”, dice una fuente del MMA.

Por otro lado, se debe luchar contra la re-sistencia de los organismos por perder

atribuciones. Hay quienes señalan que esto será un problema para la imple-mentación, de acá a cuatro años más, porque esto toma tiempo. En el sector se indica que las personas son funda-mentales, así como las instrucciones que se entreguen desde la presidencia, para que la nueva institucionalidad y el nuevo Ministerio de Medio Ambiente sean bien implementados.

“Otro tema interesante es la nueva norma y cambio de mentalidad que yo veo que todavía no se asume el cambio potente con la entrada en vigencia de la fiscali-zación y sanción (...) las consecuencias ambientales de mis decisiones, la gestión ambiental de las empresas, es un gran tema”, dice Paulina Riquelme.

Cambio de atribuciones

Los ministerios de Energía, Obras Pú-blicas, Salud y Agricultura -que antigua-mente tenían competencia medioambien-tal- se encuentran traspasando algunas de sus funciones al Ministerio de Medio Ambiente.Energía: MMA se preocupará de todo lo relacionado a material particulado (PM2,5), dióxido de azufre (SO2), óxi-dos de nitrógeno (NOx) y monóxido de carbono (CO) y otras emisiones de ter-moeléctricas, entre otras.Obras Públicas: La DGA (que depende de OOPP) dejará de preocuparse de los temas relacionados a manejo de cuen-cas, caudal ecológico y vulnerabilidad ambiental de los acuíferos.

Salud: El Departamento de Salud Am-biental del Minsal dejará competencias sobre evaluación de riesgos de los pro-ductos químicos, organismos genética-mente modificados en manos de Medio Ambiente.Agricultura: Este ministerio se enfocará de lleno en el fomento productivo, dejando la protección de la biodiversidad en manos de Medio Ambiente. El SAG ya no tendrá facultades para intervenir en temas de humedales y fauna silvestre, mientras que la Conaf se dividirá en dos: Servicio Nacional Forestal (que daependerá de Agricultura) y Servicio de Biodiversidad y Áreas Protegidas (SBAP, que dependerá de Medio Ambiente).

Respecto de Energía, el nuevo Ministerio de Medio Ambiente se encargará de fiscalizar y verificar las emisiones de mate-rial particulado (PM10), dióxido de azufre (SO2), óxidos de nitrógeno (NOx) y monóxido de carbono (CO).

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En el marco de una vi-sita al país del director, fiscal y responsable para las Américas de Siemens AG, Peter Solmssen, fue firma-do un memorándum de entendimiento con

Codelco. Por medio de este acuerdo, suscrito entre el representante de la empresa alemana y el presidente ejecutivo de la cuprífera,

Diego Hernández, Siemens se comprometió a realizar estudios tendientes a incorporar aplicaciones de cobre, dada su calidad antimicrobiana, en sus líneas de producción de tecnologías.Asimismo, el director de Siemens sostuvo reuniones con clientes y autoridades, destacando su encuentro con el biministro de Minería y Energía, Laurence Golborne, a quien Solmssen expuso la amplia variedad de proyectos energéticos en el que Siemens participa actualmente en el mundo, y especialmente las innovaciones tecnológicas de la empresa en el uso de energías renovables no convencionales.

ABB Apoya nueva norma europea para motores eléctricos de Baja Tensión

Siemens Firmó memorándum de entendimiento con Codelco

Maestranza DieselAyuda a construir auto solar

Maestranza Diesel (MD), en con-junto con Minera Los Pelambres (MLP), entre otras empresas, ha estado apoyando el auto solar de la Universidad de La Serena, que en el presente mes de agosto participará en el torneo “Atacama Solar Challenge”, evento que busca mostrar y promover la innovación científica en el apro-vechamiento de los recursos solares como fuente energética.Alrededor de $50 millones cuesta la construcción de un vehí-culo solar de carrera. MD está haciendo su aporte a través de la fabricación del chasis de aluminio (proceso de dimensionado de tubos, corte, doblado y prearmado previo a la soldadura) y de las suspensiones delanteras y traseras del bólido llamado “Intikallpa” (energía del sol).

Desde mediados de junio comenzó a regir en Europa la norma que establece niveles de eficiencia energética a los motores eléctricos de Baja Tensión, regulación a la que ABB entregó su respaldo, en sintonía con su postura de ofrecer a sus clientes motores de alta eficiencia tanto en el estándar norteamericano NEMA como en el europeo IEC.La norma se impondrá en tres etapas que irán incrementando la exigencia hasta llegar a su punto máximo (IE3) en 2017, favore-ciendo un mejor uso de la energía para todos los motores bajo el EU MEPS (Estándar Mínimo de Desempeño de Energía), que cubre a la mayoría de los motores de dos, cuatro y seis polos en un rango de potencia de 0,75 a 375 kW para corriente alterna y frecuencias de suministro de energía de 50 y 60 Hz.En Estados Unidos este nivel de exigencia rige desde 2010 con

su equivalencia en el estándar NEMA, el que ABB comenzó a suministrar a partir de la adquisición de la empresa Baldor Electric Company en febrero de 2011.“Con el amplio portafolio de motores eléctricos de alta eficiencia que cumplen las exigencias de las normativas europeas internacio-nales (IEC) y norteamericanas (NEMA), ABB demuestra una vez más la utilización de tecnologías de vanguardia en sus productos y su interés en que los motores eléctricos utilicen la energía más eficientemente. Esto se traduce en un menor impacto ambiental y una mayor competitividad”, señaló Héctor Farías, gerente de la Unidad de Negocios de Motores y Generadores de ABB en Chile.Además de Europa y Estados Unidos, países como Australia, China, Brasil y Canadá ya han incorporado normas similares.

Eecol Electric Organizó seminario de alimentación eléctrica para minería

En el marco de la reciente Exponor 2011, la empresa Eecol, a través de su sucursal de Antofagasta, ofreció un seminario sobre alimentación eléctrica para desarrollos mineros a rajo abierto, ocasión en que se presentaron soluciones a desafíos que se manifiestan en minería moderna. La actividad se enfocó en los siguientes temas:- Conductores mineros: menores costos por tonelada.- Protección eléctrica en minería a rajo abierto.- Salas eléctricas y equipamientos en la minería.- Accionamiento eléctrico para estaciones de bombeo.En las charlas participaron expertos extranjeros y nacionales. “Este es el comienzo de grandes seminarios realizados en nuestra sucursal”, enfatizó el jefe de Eecol Antofagasta, Cristián Pavez.

Diego Hernández y Peter Solmssen.

ArcAdis inauguró moderno edificio

corporativo

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Ante la presencia de clientes y colaboradores, ArcAdis chile inauguró su nuevo edificio corpo-rativo en chile. La empresa, que está cumpliendo 30 años en nuestro país, trasladó todas sus divi-siones a esta moderna construcción ubicada en la comuna de Providencia.

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Foto 1. Hernán Bezamat, Gerente General de ARCADIS Chile y Harrie Noy, Presidente de ARCADIS NV, afuera del nuevo edificio.

Foto 2. Harrie Noy, Presidente de ARCADIS NV; Javier García, Gerente General de ARCADIS Perú; Cristián Labbé, Alcalde de Providencia; Hernán Bezamat, Gerente General de ARCADIS Chile y Alejandro Jadresic, Decano Universidad Adolfo Ibáñez.

Foto 3. Marcello Fuentes, de la Embajada de Holanda; Nicolás Fuster, de Xstrata; Anita Zúñiga, de Transelec; Francisco Arriagada, Consultor Senior ARCADIS Chile y Claudio Campos, de Antofagasta Minerals.

Foto 4. Edgardo Marinkovic, Gerente de Minería ARCADIS Chile; Maaike Van Koldam, de la Embajada de Holanda; Nelson Pizarro, de Lumina Copper; Harrie Noy, Presidente de ARCADIS NV y Hernán Bezamat, Gerente General de ARCADIS Chile.

Foto 5. Alan Sherwin, de Enex; Rodrigo Infante, de Enex y Marcelo de Moras, Gerente de Infraestructura de ARCADIS Chile.

Foto 6. Verónica Bilbao, Gerente Medio Ambiente Minero ARCADIS Chile; Hugo Rojas, de Teck y Cecilia Riveros, Gerente de Relaves ARCADIS Chile.

Foto 7. Marcelo de Moras, Gerente de Infraestructura ARCADIS Chile; Rodrigo Infante, de Enex; Hernán Bezamat, Gerente General ARCADIS Chile; Jaime Lira, del Ministerio del Medio Ambiente y Pablo Daud, Consultor Senior ARCADIS Chile.

Foto 8. Luis Valenzuela, Director ARCADIS Chile y Maaike Van Koldam, de la Embajada de Holanda.

En la oportunidad, el Presidente de ArcAdis NV, Harrie Noy, acompañado por el gerente general de ArcAdis chile, Hernán Bezamat, destacó el creci-miento alcanzado por la compañía y el futuro que le espera. como invitado especial, Alejandro Jadre-sic, decano de la Facultad de ingeniería y ciencias de la Universidad Adolfo ibáñez, ofreció una charla sobre los desafíos energéticos que enfrenta chile y las oportunidades que ellos generan.

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Constructora GardilcicEl ingeniero civil en Minas Mario Inostroza Silva se incorporó como gerente de Construcción para el área de Minería Subterránea. Ti-tulado en la Universidad de Santiago de Chile, posee un

Master en Economía de Minerales, de Curtin University of Technology de Australia y estu-dios diversos que incluyen un diplomado en Gestión Empresarial, además de participación en entrenamientos de desarrollo de ejecutivos. Tiene 23 años de experiencia en minería a gran escala, de los cuales 18 años se desempeñó en Codelco Chile División Andina.

Constructora GardilcicEdgardo Muñoz Henríquez se incorporó a la constructora como administrador de Obras de Superficie. Es ingeniero civil mecánico de la Universi-dad Técnica del Estado y tiene

una vasta experiencia como ingeniero adminis-trador en proyectos de construcción de obras de superficie y energía.

MINCOM Fue designado Jorge A. Flórez como nuevo vicepresidente regional para Latinoaméri-ca. Con más de 28 años de experiencia en la industria minera, particularmente en las áreas de análisis de pro-

cesos y venta consultiva, Flórez posee un amplio conocimiento sobre mantenimiento de activos y procesos end-to-end en minería. Previamente se desempeñó como gerente general para Amé-rica Latina de Turnpoint Solutions y trabajó en Siemens. En Mincom Latinoamérica fue antes vicepresidente de Servicios y gerente general de las oficinas de Perú, Colombia y México, cuya apertura lideró.

Constructora GardilcicRodrigo González Miranda asumió el cargo de gerente de Desarrollo de Proyectos. Es ingeniero civil de Minas de la Universidad de Santiago de Chile, diplomado en Admi-nistración de Contratos de la

Universidad Católica. Su experiencia profesional supera los 25 años, ocupando diversos cargos en la empresa desde ingeniero administrador de Obras, gerente técnico y gerente de Construcción.

Una interesante ponencia hizo el abogado de Comtec René Retamales en la Expo Apemec 2011. El profesional expuso sobre las “Dificultades prácticas en la tramitación de una concesión definitiva de transmisión eléctrica”, abordan-do los problemas del actual procedi-miento para obtener una concesión eléc-trica ante el Minis-terio de Energía y la SEC, así como las posibles soluciones.La ponencia se basó en los cono-cimientos y la dila-tada experiencia que Comtec posee en su área de negocios específica, en particular en la gestión inmobiliaria para proyectos eléctricos. El abogado de Comtec expresó que en el actual escenario las soluciones se encuentran en generar estudios de calidad previo a la presentación de la solicitud de concesión. Esto implica realizar certeros catastros de propietarios, obtener información técnica de los predios, utilizar herramientas tecnológicas para confeccionar de manera precisa los planos generales de obras y los planos individua-les de servidumbre, realizar estudios de títulos exactos, que tendrán como efecto positivo una mayor asertividad en las negociaciones de las servidumbres voluntarias.

ComtecOfreció interesante ponencia en Expo Apemec 2011

SAM Traerá productos de destacados fabricantes a Expomin 2012

SAM, empresa dedicada a la automatización industrial, anunció que estará presente en la próxima versión de Expomin, en 2012. Según informó, será la compañía más joven del rubro de productos de instrumentación y control, materiales eléctricos, entre otros, que exhibirá en esta feria.“Este es un espacio que congrega a los diferentes agentes de la industria minera nacional e internacional, así como a las empresas proveedoras de maquinarias, equipos y servicios, y se constituye como una oportunidad para compartir con reconocidos expertos en los temas de minería”, destacó la empresa a través de un comunicado.Preparándose para Expomin 2012, SAM se encuentra en conversaciones con destacados fabricantes extranjeros, entre ellos EMG Automation de Alemania, Norplex-Micarta de Estados Unidos, Amarillo Gear (también de EE.UU.), para seleccionar las muestras comerciales que exhibirá en la feria.“El objetivo de SAM para Expomin 2012 es estimular la integración entre la propuesta de la compañía en soluciones de productos y los empresarios del sector minero, a través de la generación de proposiciones de valor y las oportunidades de negocios respectivas”, sostuvo la empresa.

ArcAdis inauguró moderno edificio

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Ante la presencia de clientes y colaboradores, ArcAdis chile inauguró su nuevo edificio corpo-rativo en chile. La empresa, que está cumpliendo 30 años en nuestro país, trasladó todas sus divi-siones a esta moderna construcción ubicada en la comuna de Providencia.

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Foto 1. Hernán Bezamat, Gerente General de ARCADIS Chile y Harrie Noy, Presidente de ARCADIS NV, afuera del nuevo edificio.

Foto 2. Harrie Noy, Presidente de ARCADIS NV; Javier García, Gerente General de ARCADIS Perú; Cristián Labbé, Alcalde de Providencia; Hernán Bezamat, Gerente General de ARCADIS Chile y Alejandro Jadresic, Decano Universidad Adolfo Ibáñez.

Foto 3. Marcello Fuentes, de la Embajada de Holanda; Nicolás Fuster, de Xstrata; Anita Zúñiga, de Transelec; Francisco Arriagada, Consultor Senior ARCADIS Chile y Claudio Campos, de Antofagasta Minerals.

Foto 4. Edgardo Marinkovic, Gerente de Minería ARCADIS Chile; Maaike Van Koldam, de la Embajada de Holanda; Nelson Pizarro, de Lumina Copper; Harrie Noy, Presidente de ARCADIS NV y Hernán Bezamat, Gerente General de ARCADIS Chile.

Foto 5. Alan Sherwin, de Enex; Rodrigo Infante, de Enex y Marcelo de Moras, Gerente de Infraestructura de ARCADIS Chile.

Foto 6. Verónica Bilbao, Gerente Medio Ambiente Minero ARCADIS Chile; Hugo Rojas, de Teck y Cecilia Riveros, Gerente de Relaves ARCADIS Chile.

Foto 7. Marcelo de Moras, Gerente de Infraestructura ARCADIS Chile; Rodrigo Infante, de Enex; Hernán Bezamat, Gerente General ARCADIS Chile; Jaime Lira, del Ministerio del Medio Ambiente y Pablo Daud, Consultor Senior ARCADIS Chile.

Foto 8. Luis Valenzuela, Director ARCADIS Chile y Maaike Van Koldam, de la Embajada de Holanda.

En la oportunidad, el Presidente de ArcAdis NV, Harrie Noy, acompañado por el gerente general de ArcAdis chile, Hernán Bezamat, destacó el creci-miento alcanzado por la compañía y el futuro que le espera. como invitado especial, Alejandro Jadre-sic, decano de la Facultad de ingeniería y ciencias de la Universidad Adolfo ibáñez, ofreció una charla sobre los desafíos energéticos que enfrenta chile y las oportunidades que ellos generan.

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Dartel Mostró nuevas tecnologías en Exponor 2011

Cam Implementará Sistema de Gestión de Energía en diversos proyectosConecta

Se adjudicó contrato de mantención de Metro S.A.

Nexans Construirá planta para cables EHV en EE.UU.

Un completo abanico de pro-ductos y servicios presentó Dartel en Exponor 2011, en la ciudad de Antofagasta. La distribuidora de materiales eléctricos presentó en esta oportunidad nuevas tecno-logías y soluciones para la minería e industria, como las luminarias Led, los paneles

de control PLC y los novedosos cables reflectantes y fluorescentes.Entre las marcas promovidas en el stand de Dartel se encontra-ban: Siemens, Schneider, Cooper Crouse-Hinds, 3M, Legrand, Marlew, PPE y Nexans.

Cam, empresa especializada en soluciones integrales en el ámbito de la energía eléctrica, implementará su Sistema de Gestión de Energía en una serie de proyectos este año, principalmente en generadoras y distribuidoras. La eficacia de esta herramienta ha sido probada también en rubros como el de salud y centros comerciales, previéndose la ejecución de nuevas y exitosas inicia-tivas en sectores aún no intervenidos.Con la pronta entrada en vigencia de la ISO 50001, las empresas certificadas bajo esta norma deberán contar con sistemas de medición y registros que les permitan reducir y au-togestionar sus consumos energéticos. El Sistema de Gestión de Energía está compuesto por una red de medidores interconectados e integrados en una plataforma computacional que permite, entre otros aspectos, monitorear en línea la información de los consumos energéticos. Esta data puede ser enviada al cliente mediante re-portes históricos o en tiempo real. Además, el sistema posibilita identificar los puntos con mayor consumo de energía, visualizar y proyectar la demanda, detectar anomalías en la red eléctrica y diferenciar los consumos por centros de costos.Parte fundamental del proceso es el servicio de instalación, verificación y puesta en marcha de medidores en subestaciones y grandes consumidores, que cuenta con certificación ISO 9001. Cam está acreditada y autorizada por el INN y la SEC para funcionar como laboratorio de calibración, laboratorio de ensayo y organis-mo certificador de medidores electrónicos y electromecánicos.

Nexans anunció que construirá una planta para la fabricación de cables subterráneos de extra alto voltaje (EHV) y una posible extensión para abastecer las actividades submarinas en alto vol-taje, en Estados Unidos. La inversión total proyectada asciende a unos US$80 millones. La compañía establecerá esta nueva planta para capitalizar el significativo desarrollo esperado en cables de EHV en Norteamérica durante los próximos años. Se espera que las nuevas instalaciones estén operativas en el verano boreal de 2013.“Una demanda creciente por electricidad de parte de consumidores e industrias está impulsando ambiciosos planes para el desarrollo de grandes proyectos de infraestructura energética en Norteamé-rica. Para una transmisión efectiva y eficiente de energía eléctri-

ca, con mínimas pérdidas, se re-quiere operar con niveles de extra alto voltaje. Insta-lando esta nueva planta, Nexans quedará con una posición ideal para abastecer estos proyectos con cables EHV de máxima calidad, diseñados y manufacturados para satisfacer las condiciones específicas del mercado local”, dijo Frédéric Vincent, presidente y CEO de Nexans. En 2010 Norteamérica representó más del 10% de las ventas totales del grupo.

Metro S.A. otorgó a la empresa Conecta un contrato de mantención integral para su sistema EDAC-SITR por un periodo de tres años. Esto, en consideración a la relevancia que tienen los Esquemas de Desconexión Automática de Carga (EDAC) por sub-frecuencia con Sistemas de Información en Tiempo Real (SITR) a los CDEC, para mantener la estabilidad de los sistemas eléctricos interconectados, en razón a la normativa técnica de seguridad y calidad de servicio eléctrico.El contrato adjudicado contempla la realización de mantenciones preventivas programadas y atenciones de emergencia. Están planifi-cadas mantenciones mensuales de Nivel 1, semestrales de Nivel 2 y anuales de Nivel 3.

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En el Centro Técni-co de Indura tuvo lugar el II Foro de Marketing Industrial de la Universidad de Chile, dándose con-tinuidad al ciclo de conferencias programadas para 2011.El tema tratado en esta oportunidad fue “Comunicaciones Integradas de Marketing en un contexto B2B”, dictado por Roberto Mora, ge-rente de Planeación y Desarrollo del Centro de Marketing Industrial (CMI) de la Universidad de Chile. Además, la gerenta de Marketing y Gestión Comercial de Indura Marcela Cortés, presentó un resumen de la estrategia comunicacional de dicha compañía.El evento contó con la participación de varias compañías B2B: Attex, AsfalChile, Cementos Bío Bío, Cap Acero, Talleres Lucas, Editec, Ekato, Maestranza Diesel, Indura, Kychenthal, Copec, Sandvik y Simma.

Una activa participación tuvo Schwager Energy en el Seminario Internacional Biogás 2011, llevado a cabo en el Centro de Extensión de la Pontificia Universidad Católica de Chile. La jefa de Proyecto de Schwager Energy Josefa Gutiérrez expuso sobre la generación de biogás a partir de riles lácteos, desde de la experiencia de la empresa en el proyecto L&E, que está desarrollando en la Región de Los Lagos, el cual incluye la construcción y puesta en marcha de dos plantas de generación de biogás. “Hace más de un año tenemos en funcionamiento un reactor piloto. Desde ahí hemos ido testeando cómo mantener los nutrientes, cuáles son las condiciones óptimas de operación y otras variables que las bacterias requieren para conseguir los resultados esperados. Decidimos probar generando nuestras propias bacterias metanogénicas con el fin de producir nuestra propia cama de lodo. Los resultados obtenidos en nuestro reactor piloto permiten establecer que podremos producir el biogás necesario para proveer de energía eléctrica y térmica a nuestra planta y a las empresas productoras de queso que nos surten de riles”, sostuvo la profesional.

Schwager Energy Expuso sobre generación de biogás a partir de riles lácteos

CMI Realizó II Foro de Marketing Industrial

MKSLiliane de Carvalho Cardoso asumió como jefa comercial del Área de Ingeniería de MKS S.A. De profesión in-geniera civil en Informática de la Universidad Diego Por-tales, cuenta con más de 15

años de experiencia laboral en Chile, liderando el desarrollo de proyectos de alta tecnología, administrando portafolia ventas de soluciones de ingeniería e integración.

DeloitteLa firma de servicios profe-sionales nombró como socio a José Quinteros, quien des-de hace más de un año está a cargo de la oficina de Deloitte Antofagasta, y desde su nue-vo rol seguirá cumpliendo

dichas funciones.El ejecutivo es contador público y auditor de la Universidad de Santiago de Chile, con postítulo de Auditoría Computacional de la Universidad de Chile. Posee amplia experiencia en auditoría interna para empresas mineras, retail, manufac-tura y bancos. Es especialista en inventarios de activos fijos y existencias.

TecnoRedGuillermo Vega Vergara, técnico universitario en Electrónica e ingeniero en Control e Instrumentación (c) de la Universidad Técnica Federico Santa María, fue nombrado jefe de Sistemas

de Medida en la empresa TecnoRed. Anterior-mente se desempeñaba como encargado del Laboratorio de la compañía.

TecnoRedEl ingeniero electrónico Mauricio Barra Dinamar-ca, titulado en la Pontificia Universidad Católica de Val-paraíso, asumió el cargo de jefe Laboratorio de Medida de TecnoRed.

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hile está comenzando a avanzar en temas de eficiencia en el uso de energía, en concordancia con una tendencia mundial. De hecho, la creación de la Agencia Chilena de Eficiencia Energética (AChEE) y el etiquetado de artefactos electro-

domésticos son ejemplos concretos de aquello.

En esta misma línea, el Plan de Prevención y Descontaminación de la Región Metropolitana (PPDA) propone diversos programas estratégicos a desarrollar, entre los que se incluye uno para el control de la contaminación dentro de las viviendas, que entre otros aspectos considera: i) la certificación de emisiones de artefactos de uso doméstico, preferentemente equipos de calefacción que utilicen gas o kerosene; ii) la elaboración de un procedimiento de acceso a la información para los consumidores sobre los niveles de emisión de equipos que combustionan al interior de los hogares; iii) el desarrollo de un programa de educación ciudadana con el fin de sensibilizar a la ciudadanía respecto de las condiciones de combustión intradomiciliaria; y iv) el diseño de estrategias y metodologías para la inserción de la contaminación intramuros en las políticas de eficiencia energética.

Si bien el actual sistema de etiquetado resulta adecuado para artefactos electrodomésticos, no lo es para los equipos de calefacción que usan combustibles y que no poseen ducto de evacuación de gases al exterior. Para estos artefactos el etiquetado energético no es suficiente, ya que generan gases y partículas que contaminan el aire interior de la vivienda, un aspecto importante que no está considerado en la norma vigente. De este modo, un artefacto de calefacción puede ser eficiente desde un punto de vista energético, pero genera un mayor nivel de contaminantes en comparación a otros que puedan ser menos eficientes. Lo anterior muestra que un sistema más adecuado para este tipo de artefactos es el establecimiento de un etiquetado dual, que esté basado en normas de medición que permitan obtener resultados comparables en cuanto al consumo energético y generación de contaminantes, bajo una misma condición de uso, de manera tal que el usuario se pueda informar objetivamente antes de adquirir un equipo de calefacción.

Etiquetado energéticoy contaminación intradomiciliaria

Dictuc realizó un estudio para el Sernac en 2009, el cual evidenció que la información que entregan los fabricantes o distribuidores a los consumidores es incompleta, y no permite realizar compara-ciones objetivas entre artefactos. Por esto, es común encontrar información sobre los metros cuadrados que tempera el artefacto, sin indicar la temperatura del espacio a calefaccionar, la tem-peratura externa, la calidad constructiva, etc. También es común escuchar que hay artefactos que generan mínimas emisiones contaminantes, pero sin señalar cantidad ni bajo qué condiciones de ventilación, por ejemplo.

Mientras no exista un sistema de normas y etiquetado, difícilmente existirá más información disponible para los usuarios que la poca que se tiene ahora. En este sentido, lo que señala el PPDA, en términos de los desafíos por alcanzar en materia de la contami-nación intradomiciliaria, es sumamente importante.

En esta misma línea, un grupo de diputados presentó un proyecto de ley (Boletín N° 7673-12) para agregar un inciso a la Ley del Consumidor, que establezca que “los artefactos a calefacción de gas y kerosene, sin ducto de evacuación de gases, deberán indicar información acerca de la emisión de gases nocivos para la salud y los riesgos a que se somete el consumidor por el excesivo uso de éstos, mediante un aviso en lugar visible del artefacto y que ocupe al menos un 15% de su espacio visible”. Esta iniciativa se basa en los estudios realizados por Dictuc, lo que representa un gran paso para lograr avances reales en esta materia. En conversaciones que he sostenido con distintas autoridades de salud, he constatado la real preocupación que existe por el tema y lo opinión compartida de coordinar la participación de entes relacionados con el medio ambiente, energía y salud para lograr objetivos concretos, como lo es la moción parlamentaria.

La realidad nacional y los estudios realizados acerca de la con-taminación intradomiciliaria han demostrado que se requieren acciones concretas en los lineamientos señalados en el PPDA, de modo que en el mediano plazo disminuyan los problemas de salud por exposición a gases y partículas contaminantes dentro de las viviendas, y se fomente el uso de tecnologías eficientes y limpias.

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Columna de Opinión

Por Fabián Hormazábal P., subgerente Área Energía Sustentable Dictuc.

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Intronica Lanza nueva pinza amperimétrica Fluke 381

Vestas Anuncia nueva serie de aerogeneradores GridStreamer™ de 2 MW

LureyeOfrece nuevos generadores para el sector minero

Vestas anunció una nueva y mejorada serie de los aerogeneradores GridStreamer™ de 2 MW. Las mejoras en el rendimiento de los últimos modelos fueron posibles gracias a un tren de transmisión mejorado, un mecanismo de control de cargas optimizado y un sistema de potencia basado en un convertidor de frecuencia total. La nueva serie ofrece un alto factor de capacidad y alcanza una potencia nominal de 2 MW con un diámetro de rotor de 90 metros en zonas con altas velocidades de viento medias; y con un diámetro de rotor de 100 metros en emplazamientos con velocidades de viento bajas a moderadas. Gracias a su diseño modular, los nuevos aerogeneradores facilitan el aprovisionamiento local de componentes y servicios. El diseño de la multiplicadora y los sistemas de control mejorados permiten la instalación de aerogeneradores con un mayor diámetro de rotor en emplazamientos con velocidades de viento superiores. La multiplicadora incluye brazos de reacción integrados y una unidad de lubricación integrada con menos componentes para reducir la complejidad y el costo de mantenimiento.Cada aparato incorpora un generador de imanes permanentes que optimiza la producción debido al aumento del rango de la velocidad de giro. El ahorro se ve incrementado gracias a la reducción de los costos de cimentación, instalación y conexión a la red, inclu-yendo la eliminación de los gastos de la subestación a través del cumplimiento total de los códigos de red a nivel del aerogenerador.Las tareas de mantenimiento se pueden realizar en altura, con mayor seguridad y facilidad, debido al diseño mejorado de la góndola.

www.vestas.com

Lureye Arriendos, sucursal Antofagasta, presenta su nuevo grupo electrógeno de 1.000 kVA de potencia, ideal para el sector minero, el cual posee características como su doble estanque, aportando hasta 96 horas de autonomía (los equipos de estanque normal aportan 48 horas). Esta característica permite su instalación en lugares remotos, lo que reduce los costos de uso. Los nuevos generadores también cuentan con estanque antiderra-mes, característica de importancia en zonas altamente sensibles a estas situaciones y que ayuda a evitar multas, así como los

Intronica está lanzando al mercado la nueva pinza amperimétrica Fluke 381 de CA/CC, con pantalla extraíble y tecnología iFlex™. Además de realizar todas las tareas que se esperan de una pin-za amperimétrica, este instrumento permite retirar la pantalla para disfrutar de una mayor flexibilidad. Un solo técnico puede efec-tuar el trabajo que solía precisar de dos personas. Para su funcionamien-to debe colocarse la pinza en el conduc-tor, retirar la pantalla y desplazarse por la instalación para accionar los controles o retirar el equipo de protección; todo ello mientras se observan las lecturas en tiempo real. La nueva sonda de corriente flexible iFlex (incluida) amplía el rango de medida a 2.500 A de CA, a la vez que proporciona una mayor flexibilidad de visualización, la posibilidad de medir en conductores con formas irregulares y un acceso a los cables mejorado. Homologación de seguridad: EN/IEC 61010-1:2001; 1000V CAT III, 600V CAT IV.

www.intronica.cl

altos costos de reprocesar la tierra.“Lureye se alegra de la buena acogida de estos equipos, lo que se refleja en la alta y continua demanda de ellos”, comentó Rodolfo Leyton, subgerente Comercial de la sucursal Antofagasta.

www.lureye.cl

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TodoterrenoPresenta protectores solares para un trabajo seguro

Cam Trae ductos de barra

La empresa Todoterreno Ingeniería y Gestión Ambiental Cía. Ltda. está promoviendo el uso de los protectores solares Protecprof factor 50 y 30, productos de alto estándar formulados para ambientes laborales extremos, en alta cordillera, pampa, desierto, playa, entre otros. Contienen dióxido de titanio (recomendado por la FDA), lo que les permite ejercer una acción física (mecánica), formando una película reflectante a modo de barrera que controla de forma preventiva los posibles efectos dañinos causados por la exposición a la radiación ultravioleta.Estos productos están formulados para funcionar bajo el concepto de protector solar, dado que contienen físicos y químicos. Además, han sido mejorados con Aloe Vera, antioxidante y humectante 100% natural. El Protecprof FPS 50 suma a su condición protectora el filtro químico soluble Tinosorb, que absorbe las radiaciones UV-B y en

mayor cantidad las UV-A. Asimismo, el Protecprof FPS 30 incor-pora un filtro ultramicro-nizado que hace que su película protectora no necesariamente deje la piel blanca.

Un sistema moderno de canalización eléctrica prefabricado y norma-lizado es lo que ofrece Cam con su ducto de barra. Este garantiza instalaciones más seguras y eficientes en la transmisión de corrientes altas, con muy bajas caídas de tensión, disminuyendo así la necesidad del tamaño de la fuente generadora (transformador o grupo electró-geno) a un nivel más pequeño. Entre sus características se destaca:Su diseño compacto, que permite ser menos invasivo en el ambiente de instalación.• Logra rendimientos superiores en el diseño de las redes eléctricas de las edificaciones modernas.• Está libre de elementos contaminantes.

• Posee un peso liviano.• Cuenta con aislamiento epóxico.• Su carcasa es de aluminio.• Tiene certificaciones UL, CE, ASTA y KEMA, en cobre o aluminio en los rangos de 630A a 6.300A y en tecnología abierta en lo rangos de 160A a 400A.

www.cam-la.com

Vitel Promueve variadores de frecuencia LSis

Ante la necesidad ac-tual de tener un control fino sobre los motores y contar con información remota del estado de éstos, surgen como so-lución los drive y princi-palmente los variadores de frecuencia (VDF). LSis, representada por

Vitel, cuenta con una amplia variedad de VDF que cumplen con altos estándares de fabricación, contando con certificaciones como CE y UL.

Estos VDF son de muy fácil manejo e instalación, reducida man-tención, programación amigable con el usuario, amplia gama de potencia y bajo costo.Próximamente Vitel contará con un amplio stock de variadores de frecuencia de la línea IG5A, que tienen, entre otras caracte-rísticas: comunicación RS485 integrada; control seleccionable; entrada análoga 0 a 10Vcc; salida de frecuencia 0,1 a 400 Hz, por mencionar las principales.Vitel realizará constantes capacitaciones a sus clientes para potenciar en el mercado esta línea de productos.

www.vitel.cl

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• Claudia Droppelmann, Ejecutiva Comerciale-mail: [email protected].: 757 4282, 06 844 1969

• Carolina Ibáñez, Ejecutiva Comerciale-mail: [email protected].: 757 4241, 09 333 8778

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• Claudia Poduje, Ejecutiva Comerciale-mail: [email protected].: 757 4281, 08 595 7979

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14 de Febrero 2065, oficina 502Edificio Estudio 14, Antofagastae-mail: [email protected].: 55-267 931, 09 017 1700

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¿Mayor cantidad de energía con mínimo impacto ambiental?

Ciertamente.

ABB y Transelec ponen en servicio el STATCOM de mayor tamaño en el mundo, en la subestación Cerro Navia de la empresa transmisora. El STATCOM o SVC Light® (static var compensator) permite estabilizar los voltajes, reducir la probabilidad de ocurrencia de un blackout y aumentar en un 14% la capacidad de transmisión de energía eléctrica, desde las centrales generadoras hasta la Región Metropolitana.El equipo forma parte de las tecnologías FACTS (Sistemas Flexibles de Transmisión en Corriente Alterna), que tienen la capacidad de producir una mayor cantidad de energía con un mínimo impacto ambiental. ABB es líder mundial en el creciente campo de FACTS, con cerca de 800 instalaciones en operación o en construcción alrededor del mundo. www.abb.cl

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