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]
agosto 25, 2017 | Industria
En su última reunión celebrada el directorio del capítulo chileno del Consejo Mundial de la Energía (WEC-Chile) definió cambios en su conformación, eligiendo como presidente del directorio a Pierre Devillers, country manager de Engie Chile, y como único vicepresidente a Juan Ignacio Díaz, gerente general de Siemens Chile, cambiando la figura anterior de tres vicepresidentes quienes ahora pasan a ser directores titulares.
De este modo se mantiene como presidente honorario el ministro de Energía, Andrés Rebolledo, y como tesorero el director ejecutivo de la Asociación de Empresas Eléctricas, Rodrigo Castillo.
Los directores titulares quedan compuestos ahora por David Noé de Transelec, Francisco Peralta de Enap, Claudio Seebach de Generadoras de Chile, Pedro Urzúa de Enel Chile, Juan Eduardo Vásquez de Colbún. Y de directores honorarios, Andrés Romero, secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía; y Paula Estévez, Jefa del Departamento Internacional del Ministerio de Energía.
En la sesión del comité, liderada por su directora ejecutiva, Magdalena Balcells, se realizó un reconocimiento a Francesco Giorgianni, Gerente de Relaciones Institucionales de Enel América, quien presidió el directorio de WEC-Chile, desde su conformación el 11 de marzo de 2015. El directorio igualmente decidió dejar a Giorgianni como director honorario y past President de la organización».
El Capítulo Chileno del World Energy Council fue creado bajo el patrocinio del Ministerio de Energía de Chile y con la participación de las principales organizaciones del sector energético chileno e internacional. WEC Chile es una asociación sin fines de lucro, con personería jurídica propia y apoya el trabajo del WEC a nivel global realizando actividades y promoviendo acciones que fomenten el desarrollo energético nacional.
[Reunión del Consejo Mundial de la Energía abordó desafíos del sector en Santiago]
agosto 22, 2017 | Industria
(Diario Financiero) El Ministerio de Energía tiene una visión optimista respecto de los plazos en que podría completarse la construcción de la línea de transmisión Cardones-Polpaico, que con más de 750 km. a través de cuatro regiones (Atacama a la Metropolitana), es el proyecto más grande de su tipo en la historia.
«Esperamos que hacia el primer semestre de 2018 ya haya concluido este proyecto», comentó el titular de la cartera, Andrés Rebolledo, quien agregó que tanto la empresa como la institucionalidad pública están «trabajando de acuerdo al cronograma».
El secretario de Estado mantuvo para fines de este año el plazo de entrada en operación que ya se maneja para los dos primeros tramos del tendido, el que no ha estado exento de complicaciones y retrasos, especialmente el más extenso de ellos que además es el que conecta con la Región Metropolitana.
Esta línea, que construye la colombiana ISA a través de su filial Interchile, se inserta en las licitaciones que ha impulsado el Estado en materia de transmisión eléctrica, proceso que hasta el momento cuenta con 28 proyectos en construcción y una inversión conjunta en torno a los US$ 2.400 millones. Además, están en proceso de adjudicación, que culminará en 2018, obras por otros US$ 500 millones.
Sobre esto, el gerente general de Transelec, Andrés Kuhlmann comentó que «nosotros participamos siempre en todas las ampliaciones del sistema, así que estamos muy dedicados a estudiar todos esos proyectos y participar en ellos».
agosto 22, 2017 | Industria
(Diario Financiero) Lejos. Muy lejos de las expectativas con las que el gobierno incluyó en la reforma tributaria el cobro de un “impuesto verde” para gravar las emisiones de las centrales térmicas están las provisiones que las principales empresas eléctricas hicieron por este concepto al primer semestre.
En los cuatro mayores actores de este segmento, el tributo, que entró en vigencia en enero de este año y tendrá su primer pago efectivo en abril del próximo, les ha implicado a junio un monto total que supera levemente los US$ 35 millones.
La generación eléctrica estaría en el foco de este impuesto y la estimación del gobierno cuando impulsó este gravamen era que recaudaría US$ 200 millones. Luego aterrizó esta proyección a US$ 140 millones, aunque a la luz de lo que fue la primera parte del año, podría ubicarse en torno a la mitad.
Se trata de las provisiones que AES Gener, Enel Generación Chile, Engie Energía Chile y Colbún efectuaron por este concepto, que corresponde a un cobro por las emisiones que este tipo de unidades realizan a partir de su operación efectiva.
En concreto, el impuesto se calcula a partir de la cantidad de emisiones específicas de dióxido de carbono (CO2), óxidos de nitrógeno (NOx) y de Azufre (SOx), así como de material particulado de fuentes fijas conformadas por calderas o turbinas que, individual o conjuntamente, sumen una potencia térmica superior o igual a 50 MWT.
En el caso de las emisiones de CO2, la norma establece que el impuesto corresponde a US$ 5 por tonelada emitida y su determinación se realiza a partir de la certificación que en marzo de cada año realice la Superintendencia de Medio Ambiente del año calendario anterior.
Esta menor recaudación que se espera será, en parte, por la inversión realizada por las empresas para cumplir con la norma de emisiones.
Enel lleva la delantera
De acuerdo con los balances de estas empresas, es el brazo local de generación de la italiana Enel la que lleva la delantera en términos de las provisiones efectuadas por este concepto, ya que al primer semestre reservó con este fin poco más de US$ 16 millones.
Le siguen casi empatados, Engie Energía Chile y AES Gener, con provisiones por US$ 6,8 millones y US$ 6,7 millones, respectivamente.
Más atrás se ubica Colbún. La firma controlada por el grupo Matte informó que a raíz de este impuesto reservaron US$ 5,7 millones.
Conocedores de la industria comentan que la cifra reportada por Enel Generación Chile responde a lo intensiva que ha sido esta empresa en su generación en base a fuentes térmicas y, en particular, con gas natural licuado (GNL).
Lo contrario habría sucedido con las otras empresas que, por restricciones técnicas o bien por la indisponibilidad de este último combustible, no tuvieron toda su capacidad de generación en condiciones de operar durante la primera parte de este año.
Mientras AES Gener y Engie dieron cuenta de un impacto de este impuesto en sus balances, porque les restó márgenes o elevó sus costos en el caso de contratos más antiguos con sus clientes, Colbún, por ejemplo, declaró que su cuenta de “otros ingresos” se vio incrementada, producto “de la porción del impuesto que grava las emisiones de las centrales térmicas traspasada a clientes libres”.
De hecho, este traspaso del impuesto motivó disputas entre las generadoras y grandes consumidores, como las mineras.
Transelec interesado en futuras licitaciones
A un año de vigencia de la Ley de transmisión, el gobierno sigue licitando nuevas obras para mejorar el transporte de electricidad. Con una inversión futura de US$ 500 millones, los proyectos que se adjudicarán el próximo año ya están en la mira de las grandes empresas del rubro, y Transelec no se queda atrás.
«Nosotros participamos siempre en todas las ampliaciones del sistema, así que estamos muy dedicados a estudiar todos esos proyectos y participar en ellos», comentó ayer su gerente general, Andrés Kuhlmann. Actualmente hay 28 obras de transmisión en construcción, con una inversión aproximada de US$ 2.400 millones. Uno de ellos es la línea Cardones-Polpaico, la «carretera eléctrica» que unirá cuatro regiones del país (desde Atacama a Metropolitana).
Pese a los retrasos del tercer tramo de este tendido, el Ministerio de Energía se mantiene optimista acerca de los plazos para su entrada en operación.
«Esperamos que hacia el primer semestre de 2018 ya haya concluido este tramo», dijo el titular de la cartera, Andrés Rebolledo, quien agregó que tanto la empresa como la institucionalidad pública están «trabajando de acuerdo al cronograma».
Los otros tramos debieran entrar en operación este año, precisó.
agosto 21, 2017 | Industria
Transelec inauguró la nueva subestación eléctrica Lo Aguirre, en la comuna de Pudahuel, la cual cumplirá un importante rol en el sistema en el Sistema Interconectado Central (SIC), toda vez que permitirá disponer de un nuevo punto de abastecimiento al centro de carga del centro-sur, alivianando los flujos de potencia que transitan por las líneas del sistema de 500 kV entre las subestaciones Polpaico (al norte de Santiago) y de Alto Jahuel (al sur de la capital).
La instalación, que contempló una inversión de US$70 millones, es el punto de partida de la línea Lo Aguirre- Cerro Navia, de 16 kilómetros, de los cuales 1,5 kilómetros serán subterráneos, además de que se contempla el reemplazo de las estructuras reticuladas de las torres de transmisión por postes urbanos, a fin de no intervenir el paisaje urbano por donde pasa la línea de alta tensión.
Andrés Kuhlman, gerente general de Transelec, dijo que la subestación «asegura el suministro de electricidad en condiciones extremas en la ciudad de Santiago pues a futuro vamos a tener un componente de energías renovables muy importante en el sistema, con una inyección del sur y del norte muy cambiante entre invierno y verano, por lo que este tipo de refuerzo es clave para que ese cambio de dirección de suministro sean seguros».
El ejecutivo también señaló que la nueva subestación es la primera que utiliza la tecnología GIS en 500 kV, «lo que permite reducir considerablemente el espacio físico destinado a estas instalaciones, pues con esta técnica es posible construir patios de alta tensión en un ambiente cerrado y compacto, que contiene gas como aislante».
«Con esta tecnología evitamos intervenir en extremo el paisaje de nuestras comunidades vecinas, pensando en el avance y crecimiento de la ciudad, además de que este tipo de subestaciones reducen los costos de mantenimiento, al estar el equipo encapsulado, por lo que no hay deterioro de aislación ni requerimientos de lavado», precisó el ejecutivo.
Kulhman sostuvo que la tecnología GIS también será utilizada en el proyecto de la subestación Entre Ríos, en el sur.
Rebolledo
El ministro de Energía, Andrés Rebolledo destacó las nuevas tecnologías que incorpora la subestación, señalando que también «este proyecto cumple con los objetivos de la Agenda de Energía, que es el diálogo con las comunidades, con el cambio a torres de transmisión que visualmente son mucho más amigables».
La autoridad además recalcó que estas obras se enmarcan en el fortalecimiento de la transmisión, pues actualmente «hay 28 proyectos en construcción por aproximadamente US$2.400 millones, con más de 2.000 kilómetros, lo que demuestra el dinamismo de lo que ha sido el sector de energía».
Según Rebolledo actualmente también están en proceso de licitación obras de transmisión troncal por US$500 millones, lo que se adjudicará en 2018, además de que tenemos en carpeta licitaciones de nuevas obras de transmisión zonal, las que contemplan recursos por US$700 millones adicionales. Esto permitirá agregar cerca de 1.400 kilómetro adicionales de tendido en los próximos años».
