octubre 18, 2017 | Industria, Mundo
Una nueva misión público-privada, organizada por la Embajada de Canadá en Chile, se está desarrollando entre el 16 y el 20 de octubre en Toronto, provincia de Ontario, y en la que participan diversas empresas de distribución y transmisión de electricidad nacionales, el gremio que las reúne, ytambién representantes de las Cooperativas eléctricas, de la Comisión Nacional de Energía y del Coordinador Eléctrico Nacional.
Esta es la segunda misión técnico comercial que organiza la Embajada de Canadá en Chile en colaboración con EDC -la agencia de crédito de exportación del gobierno de Canadá, para dar a conocer la experiencia y las capacidades canadienses en redes inteligentes y reunirse con proveedores así con empresas de distribución y transmisión de la provincia de Ontario. En septiembre de 2016 se había realizado una exitosa rueda de negocios sobre Smart Grid en la ciudad de Montreal con un objetivo similar. Las empresas canadienses tienen amplia experiencia en ayudar a las empresas eléctricas en el mundo a resolver problemas y ahorrar dinero, ofreciendo innovadoras soluciones.
La delegación es encabezada por Andrés Romero, Secretario Ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía, y por Rodrigo Castillo, Director Ejecutivo de la Asociación de Empresas Eléctricas A.G., y contempla en su agenda encuentros con el Ministerio de Energía y el Ministerio de Comercio Internacional de Ontario; mesa redonda con la distribuidora Oshawa PUC sobre el impacto de la implementación de medidores inteligentes; visita al Coordinador del Sistema Eléctrico de Ontario (IESO); visita técnica a distribuidora eléctrica Alectra Utilities para conocer proyecto de red de autorecuperación “self healing grid”; una mesa redonda con el Ontario Energy Board, el regulador eléctriuco canadiense, sobre proceso de planificación de red de distribución, modelos de tarificación, estándares de servicio y calidad de suministro, entre otros; y por último, visitas técnicas a las distribuidoras Toronto Hydro y Hydro One, para conocer de cerca innovadores sistemas de almacenamiento de energía y sus gestiones en manejo de fallas de suministro.
Destaca la visita técnica al Laboratorio de Smart Grid del Centro Urbano de Energía de la Universidad Ryerson, el cual se está evaluando replicar en Chile en coordinación con Empresas Eléctricas A.G.
Este laboratorio fomenta la colaboración para el testeo de ideas, procesos y equipos relacionados con las redes inteligentes en un entorno que recrea las condiciones reales, por ejemplo, puede crear una réplica física y eléctrica de una subestación y de los alimentadores de cualquier empresa de distribución y cuenta con todos los esquemas de protección, interruptores, transformadores, soluciones de control de supervisión y adquisición de datos (SCADA por sus siglas en inglés) y sistemas avanzados de gestión de la distribución (ADMS por sus siglas en inglés). Los usuarios pueden introducir energías renovables, cargas inteligentes, almacenamiento de energía, entre otros, y utilizar la infraestructura de medición avanzada (AMI por sus siglas en inglés) para analizar sus interacciones bajo diferentes escenarios en tiempo real.
En la comitiva participan también, Rosa Serrano, Directora de Estudios y Regulación de Empresas Eléctricas A.G.; Fernando Flatow, Jefe de Regulación y Mercados de la CNE; Rafael Carvallo, Gerente de Tecnología e Innovación del Coordinador Eléctrico Nacional; Cristián Espinosa, Gerente General de la Federación Nacional de Cooperativas Eléctricas, y Arnoldo Toledo Presidente de Fenacopel; y ejecutivos representantes de Chilquinta Energía, Enel Distribución, Grupo CGE, Grupo Saesa y Transelec.
octubre 4, 2017 | Industria
(Diario Financiero) La venta de Transelec, la mayor empresa de transporte de electricidad en el país, parece haber activado el interés por este segmento del negocio con otros traspasos de propiedad que están en proceso o en evaluación.
Se trata de grandes consumidores de energía que poseen líneas propias para abastecer sus operaciones y también de generadoras eléctricas que, aprovechando el momento y los múltiplos positivos que se manejan para estas transacciones, están evaluando la venta de algunos de estos activos.
[Expansión de la transmisión considera dos líneas de 500 kV de un total de 114 obras]
En el mercado comentan que un factor que vino a impulsar estos procesos de enajenación fue la más reciente fase de expansión de los sistemas eléctricos. Este ejercicio se realiza cada cuatro años, pero es sometido a una revisión anual donde además de establecerse la ejecución de obras nuevas y ampliaciones de tendidos existentes, se recalifican líneas “dedicadas” o que fueron construidas para abastecer un consumo específico, como el de una faena minera. Así, si la autoridad lo determina, pueden pasar a ser considerados redes nacionales.
Esto implica no sólo que estas líneas pasan a ser parte de la tarificación que paga el sistema, sino que sus dueños deben ejecutar las eventuales obras de expansión que la autoridad determine que son necesarias.
Esta recalificación incluso obligó a algunas firmas a crear sociedades anexas para administrar estos activos, considerando que esta actividad no es parte de su core business.
De esta forma y analizando las empresas inscritas en los registros del Coordinador Eléctrico Nacional, entidad que administra el sistema, entre diciembre de 2016 y marzo de este año, al menos cuatro empresas crearon sociedades de transmisión. De estas, dos están relacionadas con operaciones de Antofagasta Minerals: Centinela y Zaldívar. En esta última, comparten la propiedad con la canadiense Barrick.
Precisamente, el brazo minero del grupo Luksic es una de las compañías que decidió desprenderse de Centinela Transmisión y mantiene activo un proceso de venta.
“En el caso de la líneas de transmisión, a principios de este año Centinela movió todas sus líneas y activos nacionales y la línea dedicada de 220kV (Esperanza – El Cobre) a una sociedad de giro exclusivo transmisión y está iniciando el proceso de venta de dicha compañía”, dijeron en la minera.
Añadieron que esta transacción se enmarca dentro de la estrategia del grupo de enfocarse en su negocio principal, “lo que ha significado ir enajenando algunos activos no-esenciales relacionados al suministro energético”.
Generadoras en el mismo pie
Las estimaciones apuntan a que el interés por este tipo de activos eléctricos corre por parte de operadores y también de fondos de inversión que ven una fuente segura de ingresos en la renta que entrega este negocio, aunque no se trata de montos excesivamente altos.
Las estimaciones del mercado apuntan a que por este tipo de activos de transporte eléctrico podría llegar a pagarse hasta quince veces su Ebitda. Son estos los números que han entusiasmado incluso a generadoras.
Ese sería el caso de AES Gener, que en el marco de un proceso de análisis de todas sus operaciones en el país, también está viendo alternativas que podrían derivar en la venta de algunas de sus líneas.
En su memoria anual, la eléctrica declara que en el Sistema Interconectado Central (SIC) posee 443 kilómetros de líneas de transmisión (incluidos las redes del complejo Guacolda) y doce subestaciones. En la red del norte grande cuenta con 809 kilómetros de líneas y once subestaciones.
octubre 3, 2017 | Industria
El nuevo sistema eléctrico que quedará tras la interconexión SIC-SING y los impactos que tendrá en los contratos y precios para los clientes será uno de los temas centrales que se abordarán en el XV Foro Eléctrico del Norte, Foronor 2017, que se realizará este miércoles 4 de octubre en el Hotel Enjoy de Antofagasta.
El evento es organizado por Technopress, una empresa del Grupo Editec, y partirá con la charla inaugural «Futuro del sector energético chileno en cuanto a la unificación de los sistemas y a los cambios en la matriz», a cargo de Javier Bustos, jefe de la División Prospectiva y Política Energética del Ministerio de Energía.
El primer módulo de Foronor tratará sobre la coordinación y operación del sistema eléctrico, donde Ernesto Huber, gerente de Operaciones del Coordinador Eléctrico Nacional; Carlos Aguirre, gerente de Operaciones de Mercado de AES Gener; Demian Talavera, gerente Corporativo de Gestión de Portafolio de Engie Energía Chile; Pablo Caerols, gerente general de EnorChile, y Eric Ahumada, vicepresidente de Desarrollo de Negocios de Transelec.
Posteriormente se analizará el nuevo sistema eléctrico nacional y sus implicancias en los contratos y precios para clientes, en que expondrán Francisco Aguirre, socio director de Electroconsultores; Iván Araneda, gerente general de CSP Cerro Dominador; Rubén Sánchez, director ejecutivo de Acenor, y Carlos Barría, director ejecutivo de GPM-AG.
El último módulo abordará los impactos de la nueva Ley de Transmisión en el sector minero, donde estarán Iván Saavedra, jefe de área Eléctrica de la Comisión Nacional de Energía; Juan Carlos Araneda, gerente de Planificación de Transmisión del Coordinador Eléctrico Nacional, y Christian Clavería, gerente de Energía de BHP.
Vea el programa completo aquí
[Aes Gener ve potenciales para la línea de interconexión por boom del litio]
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 28, 2017 | Industria
Entre 2005 y 2017 los niveles de cortocircuitos en las subestaciones críticas en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) y en el Sistema Interconectado Central (SIC) registran aumentos superiores a 300%, debido a los cambios topológicos ocurridos en ambos sistemas en eléctricos en los últimos años, según indicó el Erick Zbinden, jefe del Departamento de Integridad del Sistema del Coordinador Eléctrico Nacional.
El ejecutivo expuso en la Jornada Técnica «Aumento de niveles de cortocircuito en subestaciones críticas del Sistema Eléctrico Nacional», organizado por el comité chileno del Cigré en el Hotel Intercontinental de Santiago, donde abordó este tema ante un centenar de asistentes.
Registros
Según los datos del organismo coordinador, desde 2005 a la fecha los niveles de cortocircuito en subestaciones como O’Higgins, ubicada en la Región de Antofagasta, aumentó en 311%, mientras que en las subestaciones Cardones (SING) y Quillota (SIC) lo han hecho en 297% y 303%.
Erick Zbinden dijo que esto responde al crecimiento del sistema eléctrico en los últimos años mediante la incorporación de «nuevas fuentes de generación y un aumento de la generación eólica que sí tiene aportes a los cortocircuitos por los aerogeneradores», afirmando que esto ha provocado cambios topológicos al sistema.
«La tendencia entre 2005 y 2017 es que hay aumentos de hasta 300%, por lo que aquí solamente tenemos que pensar si estamos diseñando para el futuro si tpológicamente lo que estamos teniendo para el futuro es satisfactorio o no. Si tenemos tecnologías que nos acompañen en esos diseños, si se está estudiando la tecnología que pueda también acompañar esos diseños a la hora de ir definiendo cómo planificar el sistema eléctrico y cuáles son los niveles de cortocircuito que podemos ir esperando», precisó.
En el evento también participó Alex Santander, ingeniero del Departamento de Planificación Eléctrica del Coordinador Eléctrico Nacional, quien precisó los valores proyectados para niveles de cortocircuitos indican que la generación solar «no aporta con niveles fuertes de cortocircuitos en el sistema, así que podemos predecir que si se sigue ampliando la matriz de esa manera las subestaciones del norte quizás no tengan aumentos significativos en los niveles de cortocircuitos».
Sin embargo, el ejecutivo advirtió que desde la Región de Atacama hacia el sur es posible que aumenten estos niveles «porque está entrando generadoras eólicas, que si tienen tecnologías DFIG (generador de inducción doblemente alimentado) si aportan al cortocircuito».
A nivel regional las subestaciones que tienen mayores cortocircuitos están en la subestación Charrúa, con niveles cercanos de 50 kA, además de las instalaciones de San Luis (44,2 kA); Quillota (38,2 kA) y Crucero y Encuentro, con niveles de 22 kA.
Dentro de las posibles medidas de acción para enfrentar este fenómeno Alex Santander mencionó la posibilidad de normalizar los interruptores que vean sobrepasada su capacidad de ruptura en casos justificados, junto con reducir el acoplamiento del sistema o la instalación de reactores en serie back to back, en corriente continua (HDVC).
Por su parte, Christian Weishaupt, ingeniero senior de Planificación de Transelec, sostuvo que existe espacio para mejorar la normativa vigente en este tema, mediante la realización de «diagnósticos más certeros, haciendo una separación en el diseño».
A su juicio a largo plazo se hará más difícil evitar cambios estructurales, lo que es un factor relevante, «porque los niveles de cortocircuitos si bien es un elemento relevante, históricamente no ha sido considerado para efectos de la planificación de la transmisión».
«Es importante que esta discusión sea entre todos los actores que participan en el mercado, como el Coordinador, la Comisión Nacional de Energía, las empresa y los fabricantes», añadió el ejecutivo.
[Eléctricas plantean discutir temas de fondo en regulación por caída de suministro]
