noviembre 6, 2017 | Industria
“Estamos terminando las regulaciones específicas de la Ley de Transmisión, especialmente el reglamento de servicios complementarios”, detalló a este medio Andrés Romero, secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE) en el marco de la inauguración de la planta fotovoltaica El Romero Solar.
En este último periodo, antes de que termine el Gobierno de la Presidenta Michelle Bachelet, la entidad está enfocada además en la armonización normativa de los aspectos técnicos económicos del Sistema Interconectado Central (SIC) y el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING).
“En pocas semanas más vamos a tener un sistema eléctrico nacional y en ese sentido estamos pronto a dictar una resolución que va a determinar cuáles son las normas que son aplicables a cada uno de los sistemas”, detalló Romero.
Otro aspecto importante que queda por definir, explicó la autoridad, es el plan de expansión del sistema de transmisión con la nueva ley.
[Andrés Romero: “No tenemos ninguna duda de que se van a concretar los proyectos adjudicados”]
octubre 25, 2017 | Industria
(Emol) El primer parque eólico flotante marítimo del mundo comenzó a funcionar esta semana en Escocia. Una nueva revolución para las energías renovables y, sobre todo, para la eólica, la cual tuvo un aumento mundial en su capacidad de casi 13% en 2016 y se espera que la cifra siga subiendo para este año.
De hecho, al viajar por Chile ya no es extraño encontrarse con grandes parques eólicos, los cuales han ido aumentando en número y tamaño, de la mano con la promesa del actual Gobierno de lograr que el 70% de la energía del país se produzca de manera «limpia» para el 2050.
¿Es posible un parque eólico flotante en Chile? «Perfectamente posible», manifestó a Emol el vicepresidente ejecutivo de Generadoras de Chile, Claudio Seebach. Pero, recalcó, «tendría que tener sentido económico para hacerse porque los costos de un parque flotante son mayores a los terrestres».
En ese sentido, el ingeniero eléctrico explicó que todo depende del lugar en el que se haga un parque de dicho tipo ya que hay que considerar los costos de inversión en la transmisión de la energía hacia las zonas en donde sería consumida.
«Para que esto pueda darse en Chile, tienen que darse algunas condiciones especiales», señaló Seebach y luego explicó: «Primero, se tiene que dar las condiciones de que haya abundancia del recurso. Si bien tenemos harto viento en general y en nuestro mar también, hay una condición distinta a lo que se da en los mares del norte y de la misma Escocia».
«Lo que sucede es que en el fondo, nuestro Océano Pacífico no es tan pacífico, por ello un sistema como este es un desafío muy grande en cuanto al desarrollo tecnológico y técnico que requiere», dijo argumentando el tema de la profundidad de las costas chilenas y el tema del fuerte oleaje.
Además, respecto al tema de la transmisión, que podría significar altos costos, Seebach recalcó que «tenemos viento en la zona de Bío Bío, de Calama, Araucanía, eso es lo más cercano a la demanda, porque lo otro sería en Chiloé y Patagonia y eso requeriría enormes vías para llevar la electricidad».
De esta forma, el líder del gremio eléctrico señaló que esta expansión marina de la energía eólica es «una súper noticia y posibilidad para el mundo entero, en donde, para Chile, todo estará dado por el mercado y la competitividad entre los recursos renovables».
«Además, como tenemos tanto espacio en tierra firme, no necesariamente esto tenga tanta ventaja. En ese sentido, los grandes desafíos estarán en donde se podría ubicar algo así y que tenga consistencia con la demanda, las condiciones particulares de nuestro océano y cuán lejos va a estar de dónde se usará», finalizó.
octubre 17, 2017 | Industria
Con el objetivo de actualizar sus instalaciones otorgando mayor seguridad y confiabilidad al Sistema Eléctrico Nacional, EPM Transmisión Chile S.A. de la empresa colombiana EPM desarrolla al interior del parque eólico Los Cururos el proyecto de ampliación de la subestación eléctrica (SE) La Cebada de 220 kV, ubicada en el kilómetro 330 de la Ruta 5 Norte en la comuna de Ovalle, Región de Coquimbo.
Cabe señalar que el parque eólico Los Cururos fue la primera inversión de EPM en Chile y opera desde el 23 de julio de 2014, aportando una potencia de 109,6 megavatios al Sistema Eléctrico Nacional.
El proyecto de ampliación de la SE La Cebada es parte del “Plan de Expansión del Sistema de Transmisión Troncal, período 2015-2016”, que impulsa el Ministerio de Energía y tiene por objetivo dar cumplimiento a la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NTS&CS) vigente a la fecha.
La iniciativa considera una inversión estimada de 8 millones y medio de dólares, con una duración de 24 meses a partir de noviembre de 2016. Actualmente se trabaja en la ejecución de obras civiles para las fundaciones de equipos de alta tensión, auxiliares y, posteriormente, se realizarán los montajes electromecánicos, eléctricos, las pruebas pertinentes y la puesta en servicio.
“Para EPM, además de actualizar nuestras instalaciones, es muy importante que el desarrollo de nuestras inversiones genere valor compartido con las comunidades donde estamos insertos, partiendo por La Cebada. Uno de las acciones en esta línea es fomentar entre los contratistas y subcontratistas la prioridad de empleo local con contratación de personal cercano al proyecto”, enfatizó Eduardo Cadavid, gerente general de EPM Chile S.A.
El ejecutivo agregó que “se proyecta una necesidad de contratación promedio de mano de obra de entre 80 a 120 personas en la fase de actividades de construcción de fundaciones y plataformas, sin embargo el número final de empleo local dependerá de las necesidades y competencias técnicas que se requieran para las diferentes etapas de la ampliación”.
La Cebada conecta la generación de energía limpia que produce Los Cururos con las líneas de transmisión de alto voltaje del sistema que tiene como principal característica ser una subestación GIS (Gas Insulated Switchgear), es decir, una instalación encapsulada con aislación eléctrica por medio de un gas especial. Además posee un diseño modular que usa menos espacio, da mayor seguridad y confiabilidad aumentando a su vez su vida útil, entre otros avances.
septiembre 27, 2017 | Industria
(Pulso) La colombiana ISA, a través de su filial Interchile, podría transformarse en una de las pocas transmisoras cuyas boletas de garantías son cobradas por no cumplir con los plazos. Esto, debido a un posible atraso en los hitos constructivos de su megaproyecto Cardones-Polpaico, el que con una inversión de US$1.000 millones unirá Cardones con Polpaico y será clave para la interconexión del Sistema Interconectado Central (SIC) y el del Norte Grande (SING).
La empresa ha logrado sortear las dificultades que ha enfrentado el proyecto, primero en su tramitación ambiental y posteriormente en la obtención de servidumbres en medio de la oposición ciudadana. Sin embargo en enero próximo enfrenta un evento clave: en dicho mes vence el plazo para el término de la construcción de la mega línea de 2×500 kV.
Y es que según comenta el propio coordinador, se anticipa que al menos dos tramos de la línea podría retrasar su entrada en operación. De hecho las auditorías realizadas a la obra, alertaría lo mismo.
“(Desde Cardones) hasta Pan de Azúcar va a estar dentro de este año; en Pan de Azúcar-Polpaico ISA tiene problemas con servidumbres que no ha logrado resolver todavía por lo que no tienen una fecha precisa para completar ese tramo, pero las estimaciones que ellos hacen es que estará a mediados de 2018”, comentó Germán Henríquez, presidente del coordinador eléctrico.
De concretarse dicho escenario, el proyecto estaría operativo seis meses después de la fecha proyectada de la puesta en marcha y por ello, y de acuerdo a las bases de licitación del proceso, Interchile se vería expuesta al cobro de la garantía además de multas.
“Todos los proyectos de transmisión trocal tienen boletas que van contra hitos constructivos, por lo tanto a medida que se van superando esos hitos, se van liberando esas boletas; por lo tanto, este proyecto tiene ese régimen y ese nivel de obligaciones respecto a desfases u hitos que no se cumplan en las fechas”, explicó Daniel Salazar, director ejecutivo del Coordinador.
En concreto, de acuerdo a las bases, la empresa debe presentar una boleta correspondiente al 2% del valor de la inversión referencial de cada obra nueva, establecida en el Decreto de Plan de Expansión, por cada hito constructivo, de forma sucesiva. En el caso de los tres tramos que incluye la línea, el valor de la inversión suma US$489 millones.
Sin embargo, considerando que hay dos tramos (Maitencillo – Pan de Azúcar y Pan de Azúcar – Polpaico) que se estima podrían verse afectado por retrasos, la boleta a ser cobrada por cada hito que no se cumpla en el plazo sería de unos US$65 millones. En el caso de que se retrase la totalidad de la línea, InterChile también estaría sujeto a multas equivalentes al 0,068% del proyecto por cada día de atraso en la entrada en operaciones del proyecto, con un tope máximo de 730 días.
No obstante, la empresa tiene la facultad de solicitar una prórroga o, como se va visto en casos anteriores, podría apelar a dichos castigos a la justicia.
Otros casos
Una de las empresas que se va visto expuesta a multas y el cobro de garantías por atraso en los plazos es la mayor transmisora de Chile, Transelec, con el proyecto Rodeo- Chena. En el marco de esta iniciativa, pagó una multa de US$1,8 millones, más el cobro de una garantía por US$313 mil. A este evento se sumaron los retrasos en dos de los hitos relevantes del proyecto Nogales‐Polpaico, donde se cobró dos boletas de garantías por US$2,9 millones y posteriormente se le aplicó una multa por el retraso de la puesta en marcha. La empresa apeló a ella y hoy el recurso se está resolviendo en la Corte Suprema.
[ISA recibe espaldarazo para tramo final de línea eléctrica clave para el sistema]
agosto 29, 2017 | Formación, Industria
El impacto para los clientes libres del mercado energético, producto de los continuos cambios normativos dentro del sector eléctrico en transmisión, con sus respectivos reglamentos, además de las licitaciones de suministro eléctrico y la vigencia de los impuestos verdes, serán los principales temas que se abordarán este 6 de septiembre en el seminario “La nueva normativa de la industria eléctrica y su
impacto esperado en los clientes libres”, que organiza la Asociación de Consumidores de Energía No Regulados (Acenor A.G.).
El evento se realizará en el Hotel Plaza San Francisco, en el marco del 14° Encuentro Anual de Clientes Libres del Sistema Interconectado Central (SIC) y del Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), donde expondrán autoridades del sector eléctrico, consultores y especialistas.
Programa
El objetivo del seminario es «clarificar el entorno eléctrico teórico y práctico donde se desenvuelven los consumidores no regulados, y en especial para determinar los impactos en los costos y precios futuros de la energía eléctrica que resultan fundamentales para emprender nuevos desarrollos e inversiones dentro de la industria nacional».
Dentro del programa está contemplada la intervención de Andrés Romero, secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), quien tratará los avances y desafíos de la nueva regulación eléctrica y la participación de los clientes libres, para después dar paso a la exposición de Pablo Benario, ex director del anterior CDEC SING (actualmente el Coordinador Eléctrico Nacional), quien hablará sobre la aplicación de la nueva Ley de Transmisión desde la perspectiva de un cliente libre».
Otros temas que se verán en el seminario son la expansión nacional y regional y sus posibles efectos en los clientes libres, por parte de Hugh Rudnick, director de Systep y académico de la Universidad Católica, además de la ponencia “Norma Técnica para Clientes Libres, ¿Hacia dónde vamos?”, a cargo de Sergio Illanes, director de suministro eléctrico distrital de Codelco Norte y director de Acenor.
También se expondrá sobre «Los Servicios Complementarios y el efecto esperado para los clientes
libres”, por parte de Juan Cembrano, ex director y ex presidente del anterior CDEC-SIC (actualmente Coordinador Eléctrico Nacional).
Por la tarde se realizará la presentación sobre la aplicación de la potencia de suficiencia y sus impactos esperados en los clientes libres, por parte de Claudio Roa, académico de la Universidad de Concepción, mientras que posteriormente el presidente de Acenor, Elías Valenzuela, se referirá al tema “Los ejercicios de agregación de demanda por parte de los clientes libres».
El último tema será sobre la gestión de demanda como un nuevo servicio complementario, que realizará Rubén Sánchez, director ejecutivo de Acenor, para terminar con un panel de discusión abierto al público.
Vea acá el programa completo del seminario
[CNE mostrará los avances y desafíos de la nueva regulación eléctrica y la participación de los clientes libres]
