noviembre 26, 2020 | Sin categoría
Un plan de acción regulatorio en torno al hidrógeno es en lo que trabaja el Ministerio de Energía, donde se contempla una primera etapa, entre 2020 y 2023, para contar con dos reglamentos sobre la materia, además de una guía y especificaciones, según sostuvo María de los Ángeles Valenzuela, jefa de la División de Hidrocarburos de esta secretaria de Estado.
La especialista expuso en la tercera jornada de Misión Cavendish Tour 2020, enfocado en las oportunidades de desarrollo del hidrógeno verde en la Patagonia, la cual es organizada por el Club de la Innovación y la Asociación Chilena de Hidrógeno (H2 Chile).
Según Valenzuela, la primera etapa del plan de acción regulatorio para una nueva economía nacional de hidrógeno verde, considera una primera etapa 2020-2023, para contar con las primeras normativas, como el reglamento general de instalaciones de hidrógeno, que comenzó a elaborarse en septiembre, enfocado a los sistemas de producción, acondionamiento, almacenamiento y transporte terrestre de este elemento.
Explicó que el reglamento se basa principalmente en la norma internacional NFPA 2, además de que cubriría aspectos de la producción como la electrólisis y la gasificación. El desarrollo de este texto cuenta con el apoyo de un comité técnico, una mesa técnica y una mesa público-privada.
Una vez que entre en vigencia este reglamento, el Ministerio prevé avanzar en un reglamento de Estaciones de Servicios multicombustibles, el cual comenzaría a elaborarse en junio del próximo año, para posteriormente publicar las especificaciones de calidad del hidrógeno y una guía de proyectos especiales.
La segunda etapa del plan (2024-2027) considera contar con el reglamento de transporte por gasoducto y distribución de hidrógeno en redes, junto con la publicación de las especificaciones de calidad de la mezcla de gas natural e hidrógeno.
Otros reglamentos que se estiman para este periodo son los de requisitos técnicos, constructivos y de seguridad para los vehículos a hidrógeno y el de sistemas de hidrógeno para minería, además de la actualización del reglamento general de hidrógeno, en 2028.
Magallanes
La tercera jornada del ciclo de conferencias enfocados en la Patagonia estuvo centrada también en las capacidades y brechas regionales en materia de bienes públicos y capital humano, donde expuso Marcelo Canobra, director regional de Corfo Magallanes, quien señaló la necesidad de abordar ahora las brechas existentes para disminuir los tiempos entre la fase de estudio y la fase productiva en torno al hidrógeno en la zona.
A su juicio, es imperativo que “prospectar el interés de los desarrolladores de proyectos y otros actores sectoriales en abordar, en forma conjunta, proyectos de investigación aplicada y desarrollo tecnológico que permitan abordar las brechas detectadas”.
Recordó que Corfo dispone del Programa Tecnológico Estratégico para aumentar la tasa de innovación en productos y procesos de sectores estratégicos, donde se inserta el desarrollo del hidrógeno verde.
Finalmente, el seremi de Energía de Aysén, Juan Luis Amenábar, planteó la importancia de que la zona patagónica cuente con un estudio de factibilidad “para analizar la disponibilidad de recursos renovables y la demanda regional de potenciales sectores, como el acuícola”.
noviembre 26, 2020 | Electromov
Un plan de acción regulatorio en torno al hidrógeno es en lo que trabaja el Ministerio de Energía, donde se contempla una primera etapa, entre 2020 y 2023, para contar con dos reglamentos sobre la materia, además de una guía y especificaciones, según sostuvo María de los Ángeles Valenzuela, jefa de la División de Hidrocarburos de esta secretaria de Estado.
La especialista expuso en la tercera jornada de Misión Cavendish Tour 2020, enfocado en las oportunidades de desarrollo del hidrógeno verde en la Patagonia, la cual es organizada por el Club de la Innovación y la Asociación Chilena de Hidrógeno (H2 Chile).
Según Valenzuela, la primera etapa del plan de acción regulatorio para una nueva economía nacional de hidrógeno verde, considera una primera etapa 2020-2023, para contar con las primeras normativas, como el reglamento general de instalaciones de hidrógeno, que comenzó a elaborarse en septiembre, enfocado a los sistemas de producción, acondionamiento, almacenamiento y transporte terrestre de este elemento.
Explicó que el reglamento se basa principalmente en la norma internacional NFPA 2, además de que cubriría aspectos de la producción como la electrólisis y la gasificación. El desarrollo de este texto cuenta con el apoyo de un comité técnico, una mesa técnica y una mesa público-privada.
Una vez que entre en vigencia este reglamento, el Ministerio prevé avanzar en un reglamento de Estaciones de Servicios multicombustibles, el cual comenzaría a elaborarse en junio del próximo año, para posteriormente publicar las especificaciones de calidad del hidrógeno y una guía de proyectos especiales.
La segunda etapa del plan (2024-2027) considera contar con el reglamento de transporte por gasoducto y distribución de hidrógeno en redes, junto con la publicación de las especificaciones de calidad de la mezcla de gas natural e hidrógeno.
Otros reglamentos que se estiman para este periodo son los de requisitos técnicos, constructivos y de seguridad para los vehículos a hidrógeno y el de sistemas de hidrógeno para minería, además de la actualización del reglamento general de hidrógeno, en 2028.
Magallanes
La tercera jornada del ciclo de conferencias enfocados en la Patagonia estuvo centrada también en las capacidades y brechas regionales en materia de bienes públicos y capital humano, donde expuso Marcelo Canobra, director regional de Corfo Magallanes, quien señaló la necesidad de abordar ahora las brechas existentes para disminuir los tiempos entre la fase de estudio y la fase productiva en torno al hidrógeno en la zona.
A su juicio, es imperativo que “prospectar el interés de los desarrolladores de proyectos y otros actores sectoriales en abordar, en forma conjunta, proyectos de investigación aplicada y desarrollo tecnológico que permitan abordar las brechas detectadas”.
Recordó que Corfo dispone del Programa Tecnológico Estratégico para aumentar la tasa de innovación en productos y procesos de sectores estratégicos, donde se inserta el desarrollo del hidrógeno verde.
Finalmente, el seremi de Energía de Aysén, Juan Luis Amenábar, planteó la importancia de que la zona patagónica cuente con un estudio de factibilidad “para analizar la disponibilidad de recursos renovables y la demanda regional de potenciales sectores, como el acuícola”.
octubre 27, 2020 | Industria
Alto interés ha despertado la licitación internacional de la línea Kimal-Lo Aguirre, que implicaría el debut en Chile de la tecnología de transmisión de corriente continua (HVDC), pues ya se han inscrito 60 empresas con el objetivo de participar en este proceso y así desarrollar el megaproyecto, que supone una inversión de US$1.176 millones, cuyas bases preliminares ya están disponibles.
Así lo señaló Juan Carlos Olmedo, presidente del Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico Nacional, durante el lanzamiento del proceso licitatorio, donde también participó el subsecretario de Energía, Francisco López, quien resaltó que esta obra es un hito para avanzar en la descarbonización del sistema eléctrico local.
«Este enlace HVDC Kimal-Lo Aguirre no conectará un único proyecto de generación, ni tampoco servirá para un reducido número de éstos, sino más bien permitirá unir el norte con el centro del país para transportar energía –principalmente solar y eólica– proveniente de múltiples proyectos de generación de distintos desarrolladores, a través de una distancia mayor a 1.500 kilómetros, y operando de forma paralela al actual sistema de alta tensión en corriente alterna», sostuvo el subsecretario.
Características
El proyecto será el primero en Chile en corriente continua (HVDC) y operará en paralelo al corredor Kimal-Cardones–Polpaico de 500 kV en corriente alterna (HVAC), por una extensión de 1.700 kilómetros. Las Especificaciones Técnicas Preliminares serán informadas el 23 de noviembre próximo, mientras que el 1 de febrero de 2021 se publicarán las Bases Definitivas y el Registro de Participantes.
Las bases de esta iniciativa son desarrolladas con la asesoría especializada de la canadiense Transgrid Solutions y de Dessau Ingeniería para los criterios de diseño, normativa y especificaciones.
«La relevancia y urgencia de este proyecto se debe a que la zona norte del país tiene una alta disponibilidad de recursos renovables para generación eléctrica, lo que ha traído un intenso desarrollo de proyectos en dichas regiones. Actualmente, nuestro sistema de transmisión es de tipo radial, lo que significa un alto flujo de generación hacia la zona central del país por una línea de 500 kV con alta carga. Así, la línea HVDC Kimal-Lo Aguirre permitirá habilitar el proceso de descarbonización y reemplazar la generación a carbón», explicó Olmedo.
Por su lado, Jaime Peralta,, miembro del Consejo Directivo del organismo, resaltó que la línea también «posibilitará los intercambios de energía entre centros de carga, crea una red nacional más robusta y resiliente ante los posibles efectos del cambio climático, mejorar la estabilidad y control del Sistema Eléctrico Nacional, medioambientalmente tiene menos impacto porque sus estructuras son más esbeltas y disminuye el uso de suelo y además posibilita una futura integración regional».
«Hago un llamado a todos los inversionistas y empresas de transmisión interesadas, a involucrarse e interiorizarse en este gran proyecto; queremos que esta licitación internacional se lleve a cabo de la mejor manera posible, con altos niveles de competencia y congregue a los mejores desarrolladores de obras de transmisión en el mundo», destacó el subsecretario.
López además aseguró que esta obra se adelantó, pues «permite transmitir altos niveles de potencia en grandes distancias, a través de corredores sostenibles, ocupando menos espacio físico que las líneas de corriente alterna».
A juicio de la autoridad, este proyecto también introducirá nuevas capacidades humanas en torno a esta tecnología, permitiendo «formación y capacitación, lo que apoyará la reconversión laboral y una mayor creación de valor local».
octubre 9, 2020 | Industria
Las más de 500 empresas que son coordinadas en el Sistema Eléctrico Nacional deberán cumplir una serie de requisitos en materia de ciberseguridad, como la autoevaluación de las medidas que toman en esta materia, además de entregar un reporte anual al Coordinador Eléctrico Nacional, quien podrá notificar los incumplimientos a la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC), la cual podrá instruir auditorías y certificaciones.
Así lo indicó Jaime Peralta, miembro del Consejo Directivo del organismo coordinador durante el lanzamiento del estándar de ciberseguridad nacional para el sector eléctrico, quien detalló los principales aspectos que tiene el documento, entre los cuales está el reporte de incidentes de este tipo a la SEC y al Coordinador Eléctrico, los cuales tendrán un carácter reservado para proteger la información relacionada con la ciberseguridad de las instalaciones del sistema eléctrico.
El ejecutivo dijo que el Coordinador será el encargado de monitorear la implementación del estándar sobre la materia que realicen las empresas que operan en el sistema.
[LEA TAMBIÉN: Radiografía al estándar de cibseguridad del sector eléctrico]
Escenario
La conferencia fue iniciada por Juan Carlos Olmedo, presidente del Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico Nacional, quien resaltó el incremento de los participantes en el mercado eléctrico local, lo que va de la mano con la aparición de nuevas tecnologías de operación, por lo que la ciberseguridad ha cobrado una relevancia estratégica en la industria.
«En el desarrollo de este desafío ha sido fundamental la cooperación en materia de ciberseguridad. Es por ello que en el desarrollo de este nuevo estándar de ciberseguridad para el sector eléctrico hemos contado con el apoyo del Operador del Sistema Eléctrico de de California, Caiso, y también estamos trabajando junto a la SEC y el CSIRT de Gobierno, institución técnica perteneciente al Ministerio del Interior y Seguridad Pública que es la encargada de coordinar y velar por la seguridad del Ecosistema Digital Nacional», indicó el ejecutivo.
Y añadió: «A través de esta cooperación se busca que el estándar a implementar sea convergente con las demás normas y procesos de los distintos sectores del país, a fin de tener un lenguaje común que permita dar una respuesta coordinada frente a las distintas amenazas e incidentes informáticos. Como resultado de este trabajo mancomunado, hemos definido adoptar un estándar reconocido internacionalmente cuyo objetivo estratégico es proteger la infraestructura critica del Sistema eléctrico nacional, contra amenazas y ataques cibernéticos, garantizando una operación confiable y segura de sus instalaciones».
SEC
Por su parte, el superintendente de Electricidad y Combustibles, Luis Ávila, destacó la labor que realiza el Coordinador Eléctrico Nacional en materia de ciberseguridad en el sector, precisando que este tema tiene una mayor relevancia para la seguridad y continuidad del suministro eléctrico, resguardando la infraestructura del sistema.
La autoridad recordó que en 2019 la SEC le pidió al Coordinador definir un estándar nacional, basado en una normativa internacional. «Tenemos en el horizonte nuevos estándares de continuidad que deben ser emitidos en base a la Ley de Transmisión y esperamos que sirvan para mejorar los indicadores que tenemos hasta el día de hoy en continuidad de suministro», explicó.
«La ciberseguridad está apareciendo como un riesgo que debe ser gestionado y en eso el Coordinador Eléctrico Nacional tiene una labor esencial», afirmó Ávila.
octubre 9, 2020 | Industria
(La Tercera-Pulso) Un nuevo frente se viene desatando hace unas semanas en la industria eléctrica y que tiene enfrentados a generadoras eléctricas renovables y convencionales.
El foco de conflicto es el uso del denominado gas “inflexible”, y que corresponde a gas natural para generación eléctrica que no se puede almacenar y que, por lo tanto, debe utilizarse para la producción de electricidad, o de lo contrario, se vierte.
Esta práctica, que se debe a la falta de capacidad de almacenamiento del gas, está generando -acusan expertos y empresas renovables- ciertas distorsiones en el mercado, pues quitan espacio a las centrales eólicas y solares en el sistema eléctrico.
Ello, pues según señala la normativa, si una central generadora térmica utiliza GNL inflexible entra en primera prioridad, junto a las otras centrales generadoras que tienen costo variable cero, como lo son la eólica o solar. De esta forma, en algunas condiciones operacionales podría presentarse una diminución en los costos marginales de energía en el corto plazo.
Durante agosto, según cifras del Coordinador Eléctrico, del total de generación eléctrica con gas natural el 71% correspondió a GNL inflexible. En el período enero-agosto 2020, en tanto, dicho porcentaje trepó al 47%.
Incluso más: en agosto, el GNL inflexible representó el 15% del total de generación eléctrica en el sistema eléctrico nacional. Esto se explica, señalaron desde el Coordinador Eléctrico, por una contingencia relacionada con exceso de gas almacenado en los terminales de GNL de Quintero y de Mejillones, existiendo el riesgo de que eso obligara a cancelar uno o más buques con GNL programados para el año.
Corte Suprema
La situación generó la molestia de generadores renovables, que sienten que el gas inflexible reduce el espacio para que ellos puedan inyectar energía. Por ello, hace algunas semanas diversas empresas de mediana generación hidro acudieron al Tribunal de Defensa de Libre Competencia (TDLC) para consultar si es que el gas inflexible constituía una distorsión en la competencia. La respuesta no fue la esperada, pues la entidad consideró que se trataba de un reglamento y no de una norma técnica, por lo que decidieron presentar un recurso de reclamación ante la Corte Suprema.
“Desde el punto de vista de las empresas generadoras que operan con GNL y que han declarado la condición de inflexibilidad, cabe hacer presente que en 2018, las empresas Tamakaya y Colbún eran las que principalmente declaraban condición de inflexibilidad. Sin embargo, esta situación en el curso de los años siguientes se ha agudizado puesto que se han entregado declaraciones por parte de Enel en el Terminal de Quintero y Engie en Mejillones”, se explicó en el escrito presentado por Estudio Bravo.
“La situación derivada de la aplicación de la norma de gas inflexible genera distorsiones en la generación eléctrica y en el mercado spot. Esta es una situación que Acera ha hecho ver a las autoridades desde hace ya bastante tiempo, incluyendo las instancias de discusión de la norma técnica que se dieron durante el año pasado”, manifestó el director ejecutivo de Acera, Carlos Finat.
Ante esto, el gremio considera que son las mismas empresas que operan centrales a gas natural quienes debieran asumir los riesgos de sus contratos comerciales con sus proveedores y no mediante esta norma técnica.
En tanto, la socia fundadora de EnerConnex, Ana Lía Rojas, sostuvo que hoy la norma técnica de gas inflexible “contribuye a una inflexibilidad global en el mercado eléctrico aumentando el riesgo de desacople y vertimiento renovable, lo que parece un contrasentido, cuando justamente se discute un proyecto de ley y otras muchas medidas de flexibilización del mercado eléctrico, para justamente facilitar y acelerar la transición energética y alejarnos de la lógica fósil del sistema”.
Agregó que para la industria renovable es complejo convivir con 15% menos de un mercado que resulta por una norma que es incierta en su aplicación y accountability. “Ya es tiempo de derogar completamente esta norma técnica que rigidiza el mercado”, dijo.
