enero 26, 2016 | Industria
La Comisión Nacional de Energía (CNE) dio a conocer el Informe de Rentabilidad de las empresas concesionarias de distribución de gas de red correspondiente al año 2014, en el marco de las funciones de monitoreo permanente de los mercados energéticos que le confiere la ley, en especial del mercado de distribución de gas de red concesionada.
La CNE envió el informe al Ministerio de Energía, que considera los ingresos, costos de explotación y el Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) o costo de renovación de los activos presentados por las distribuidoras de gas al Sistema de Cuentas de la Comisión Nacional de Energía, con el fin de monitorear el desempeño de estas empresas, en un mercado con libertad de precios.
El resultado del análisis de rentabilidad fue producto de un proceso abierto y participativo, desarrollado durante cinco meses, que contó con la participación de las empresas concesionarias, quienes pudieron hacer observaciones al informe preliminar.
Los resultados de rentabilidad de las empresas de distribución de gas de red concesionadas correspondientes al año 2014 son los siguientes:
enero 26, 2016 | Proveedores
Con más de 17 años de experiencia profesional en diversas funciones de Supply Chain y Operaciones, el ingeniero Daniel Awad se incorporó a Finning Sudamérica como nuevo director de Supply Chain.
Awad es ingeniero civil industrial de la Universidad Diego Portales y máster en Supply Chain Management de la Universidad Politécnica de Cataluña, España.
En su trayectoria profesional destacan los más de 12 años que estuvo en Nestlé Suiza y Chile, compañía donde llegó a ocupar el rol de Regional Supply Chain para Chile, Perú, Bolivia, Argentina, Paraguay y Uruguay, siendo responsable de la planificación de la producción, planificación del abastecimiento, comercio exterior, distribución y servicio al cliente. Destaca también su última experiencia en Brinks Chile como director de Operaciones y Seguridad.
enero 26, 2016 | Proveedores
La empresa Alema se adjudicó la provisión de medidores pre-pago para el primer proyecto de energía solar en Bolivia, que consiste en un sistema de generación eléctrica híbrida con una planta fotovoltaica y motores a diésel como respaldo, incluyendo una red de distribución eléctrica aérea para dotar de electricidad a 124 familias de la comunidad El Espino, en la provincia de Santa Cruz.
El proyecto piloto fue inaugurado por el Presidente de Bolivia, Evo Morales y contempló una inversión superior a US$ 600.000 hecha a través de una alianza entre el gobierno de Bolivia, la gobernación de Santa Cruz y la Cooperativa Rural de Electrificación (CRE).
Al tratarse de un proyecto alejado del centro urbano y primero de este tipo en Bolivia, la CRE, con el soporte y apoyo técnico de Alema, instaló los medidores electrónicos pre-pago para medir y controlar el consumo de energía a distancia.
Según Alema, «el uso e implementación de estos equipos inteligentes de medición eléctrica permiten ahorros en costos de lectura, facturación, cobranza, corte y reconexión. Otra ventaja es que permite comprar créditos de energía vía pre-pago, facilitando el proceso de facturación y cobranza».
enero 26, 2016 | Industria
(Diario Financiero) Las tarifas eléctricas para los clientes regulados, entre ellos los residenciales, siguen mostrando fuertes diferencias a lo largo del país.
Según un reporte elaborado por la Asociación de Empresas Eléctricas, gremio que reúne a las firmas de distribución y transmisión de energía, el costo de la boleta mensual de electricidad, para un consumo de 180 KWh -representativo de una familia de cuatro integrantes- se ubicó en $ 27.318 a nivel país en enero de 2016.
Pero la dispersión de precios es alta y hay diferencias de hasta 60% entre la tarifa más barata y la más cara. Según el reporte, la cuenta más económica está en Atacama, con un costo promedio de $ 18.679 para un consumo de 180 KWh, mientras que en Aysén -cuya principal ciudad es Coyhaique- esta llega a $ 31.043.
En la Región Metropolitana, donde las principales distribuidoras son Chilectra y CGE, la boleta promedio es de $ 19.704, precio similar al que muestra Antofagasta.
Valparaíso, Coquimbo, Maule, Biobío, Los Lagos, Los Ríos y Punta Arenas se mueven entre los $ 22.000 y $ 29.000 promedio para el mismo consumo.
La tarifa más alta del país se paga en la comuna de Lo Barnechea, que tiene una cuenta promedio de $ 41.858, mientras que la más barata está en Taltal, con $ 16.724.
La diferencia de costos se explica principalmente por el peso que tiene la distribución eléctrica en la boleta final que pagan los clientes regulados, entre ellos los residenciales.
En el caso de Chilectra, el costo de distribución representa 16,2% de la tarifa final, mientras que Frontel -cuya área de concesión está en las regiones del Biobío y La Araucanía- esta se eleva al 35%.
Actualmente está en trámite en el Senado el proyecto de equidad tarifaria, que pretende reducir las tarifas en 238 comunas del país.
Se rearma oposición contra central Cuervo
En otro plano, ayer un grupo de organizaciones ambientalistas, entre ellas Patagonia Sin Represas, Fundación Terram y FIMA (Fiscalía del Medioambiente), señalaron que ante la ratificación por parte del Comité de Ministros de la Resolución de Calificación Ambiental (RCA) del proyecto hidroeléctrico Río Cuervo -propiedad de Glencore y Origin Energy-, reactivarán la oposición a la construcción de megaproyectos hidroeléctricos en la Patagonia, por lo que presentarán recursos ante el Tribunal Ambiental.
[Equidad Tarifaria: ¿Se debe compensar a comunas con centrales a carbón?]
enero 26, 2016 | Industria
Grandes cambios tecnológicos en el segmento de la distribución comenzarán a materializarse en el mercado local, con la instalación de los primeros medidores inteligentes dentro del consumo residencial, donde Chilectra contempla la introducción de 50.000 de estos dispositivos en la Región Metropolitana, mientras que Chilquinta seguirá con su proyecto “smart grid” en cinco comunas de la Región de Valparaíso.
En Empresas Eléctricas A.G. destacan este tipo de iniciativas. Rosa Serrano, directora de Estudios y Regulación del gremio, señala que las empresas distribuidoras han desarrollado pilotos para instalar estos dispositivos por iniciativa propia, recordando que “aún no existe una política asociada a la introducción de medidores inteligentes, con excepción de la Ley de Autogeneración Distribuida (net billing) que permite al cliente residencial inyectar sus excedentes a la red de distribución”.
Según José Gaviria, presidente & CEO de PrimeStone, empresa proveedora de software para medidores inteligentes, el mercado chileno está siguiendo la tendencia internacional de incorporar estos dispositivos.
“Actualmente en América Latina existe la medición inteligente, enfocada en la parte industrial y comercial y ahora se está dando el paso de llevarla a los hogares. Ese salto está como una bola de nieve en la región, que empieza con proyectos piloto en determinadas zonas, y Chile está en este mismo paso de llevar la medición inteligente al sector residencial”, apunta el ejecutivo.
Gaviria explica que la aparición sistemática de las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) y la idea de disminuir las pérdidas de energía son dos de los principales impulsores de medición inteligente en el mundo, la cual se compone de: medidores, red de telecomunicaciones y softwares de gestión, medición y captura”.
“En este momento los medidores son unos computadores bien elaborados, bajando sus costos por la masificación, alcanzando valores cercanos a los medidores mecánicos que se utilizaban antes, de alrededor de US$40 como promedio”, afirma el ejecutivo.
Características
Rosa Serrano sostiene que las principales características de estos medidores es que “tienen la capacidad de integrar comunicación bidireccional y funcionalidades anti hurto, lo que implica que el medidor entrega señales en caso de ser intervenido o si se trató de intervenir; son multitarifas (en algunos hasta ocho), y entregan información de la calidad de la energía”.
Esta clase de tecnología es destacada por el director de Systep, Hugh Rudnick, pues en su opinión los medidores inteligentes otorgan una “dimensión de flexibilidad ante los cambios que puede ofrecer la generación intermitente, siendo una respuesta para la demanda, la que puede reducir o aumentar su consumo dependiendo de las ofertas de precios que reciba el mercado y para eso se necesitarían medidores que puedan registrar las horas en que se está consumiendo y, en función de eso, consumir más o reducir el consumo, dependiendo de los precios que lleguen a los usuarios como señales”.
“El concepto es de una demanda que responde a señales de precios y para lo cual necesita un sistema de medidores inteligentes que estén con señales de comunicaciones”, agrega Rudnick.
Para Mariano Corral, jefe de Inspección Eléctrica de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC), los beneficios de los medidores inteligentes apuntan a “hacer una gestión más directa con los ciudadanos, pues ya no habrá una intervención humana al momento de tomar la lectura de los consumos, con lo que disminuye la probabilidad de errores humanos, aumentando la certeza sobre los consumos de cada hogar. Además, facilita servicios como el de corte y reposición, lo que debiera hacer que estos bajen sus tarifas”.
Cómo funcionan
Desde el punto de vista del funcionamiento, Rosa Serrano asevera que los medidores electrónicos requieren de sistemas de comunicación, los que pueden ser integrados al interior del medidor o con un módulo adicional al aparato. “En general se utilizan dos formas para obtener las lecturas de estos medidores: móvil o estacionaria. La primera se realiza a través de Drive-by (vehículo) y la segunda por medio de Fixed Network (antenas en campo para una red fija)”.
Mariano Corral señala a Revista ELECTRICIDAD que los dispositivos “transmiten los datos de consumo, a través de un sistema que se llama Power Line Communication (PLC) a un colector que está en un poste eléctrico, ubicado en la vía pública. Posteriormente, el colector transmite la información a una central de datos y procesamiento de la empresa distribuidora”.
Rodrigo Arévalo, subgerente de Operaciones Comerciales de Infraestructura y Redes de Chilectra, sostiene que otros elementos tecnológicos de los medidores es que “vienen equipados con un modem interno para operación y comunicación remota, un micro-controlador, una batería protegida, puerto óptico, y funciones de autodiagnóstico”.
Planes de instalación
Chilectra y Chilquinta son algunas de las empresas distribuidoras que han iniciado la instalación de medidores inteligentes a nivel residencial. En Chilectra, durante este año, se implementarán “50.000 medidores en varias comunas de Santiago, y luego en los años siguientes, se realizará el despliegue masivo de recambio a la totalidad de sus cerca de 1.750.000 clientes”, asegura Rodrigo Arévalo a Revista ELECTRICIDAD.
El ejecutivo menciona que estos dispositivos son los mismos que se han instalados en Italia y España, lo que implica “un medidor inteligente bidireccional, un concentrador de datos ubicado en un transformador de distribución cercano al domicilio del cliente, y un sistema central de gestión de la información y operaciones remotas, necesario para los diferentes procesos de la distribuidoras eléctricas, que fluyen desde y hacia el hogar del cliente”.
Por su lado, Chilquinta prosigue con su proyecto “smart grid”, destinado a 7.000 clientes industriales y comerciales de las comunas de Valparaíso, Quilpué, Los Andes, Quillota y San Antonio, “los que podrán acceder a una plataforma que les permitirá gestionar sus consumos, conocer sus peak de demandas, e informar sobre cortes de suministro de manera directa”, afirma a Revista ELECTRICIDAD, Marcelo Luengo, subgerente general de la empresa.
Eso sí, el ejecutivo advierte que “las condiciones reglamentarias y regulatorias no permiten aún un despliegue total de este tipo de tecnología”, explicando que las tarifas de arriendo de medidor están dimensionadas para medidores básicos, por lo que existe una barrera de costo para incorporar esta tecnología en forma masiva en clientes residenciales.
Por otro lado, un porcentaje elevado de los medidores son de propiedad de los clientes, lo que también representa una barrera importante para un esquema de implementación masiva”.
[Plantean que empresas de energía solventen retiro y reposición de empalmes y medidores]
