marzo 14, 2019 | Industria
(La Tercera / Pulso) En materia de energía, sin duda el tema del momento ha sido la instalación de los nuevos medidores inteligentes. Esto, luego de que el presidente Sebastián Piñera admitiera que los usuarios deberán pagar el costo de los nuevos dispositivos y que se calculó en $ 200 mensuales.
Los dichos del mandatario significaron que la industria y el propio gobierno enfrentara una lluvia de críticas ante las suspicacias que despiertan los aparatos y la nueva forma de medir el consumo. De hecho, algunos parlamentarios, quienes en su momento aprobaron el cobro, buscan ahora revertir esa ley aprobada a principios de 2018.
[VEA TAMBIÉN: Ministerio de Energía estudia que usuarios vendan sus actuales medidores a las distribuidoras]
Según cifras del Ministerio de Energía, a la fecha ya se han instalado 500 mil aparatos en calidad de piloto, de los cuales 280 mil se han puesto en 33 comunas de la Región Metropolitana. El resto de los medidores son de Chilquinta en la Quinta Región y de Saesa al sur de Chile.
Y es precisamente una de las subsidiarias de la empresa italiana, e-distribuzione SpA, la que provee estos dispositivos, según consignó la revista Electricidad. Mientra que el valor comercial del aparto sería de US$132 ($87.500), según estimó Ciper.
La compañía italiana es la responsable de la fabricación y distribución del modelo Cerm 1.
Cabe recordar que la ley establece que a 2025 se deberá cambiar todo el parque de medidores del país, lo cual supone una inversión global de unos US$ 1.000 millones.
Con todo, hay que señalar que la autoridad aún no fija el estándar de estos medidores inteligentes y que aún está en consulta. Por lo mismo, la autoridad los denomina como “medidores electrónicos”.
Y como no existe definición aún, es posible que incluso deban ser retirados todos los que están instalados a la fecha
“Se está elaborado el anexo técnico con las condiciones de los medidores que está en consulta pública. Debiéramos esperar que esté listo durante el próximo mes”, señaló la ministra de Energía, Susana Jiménez, en la Comisión de Minería y Energía del Senado, hace algunos días.
“Las características las va a determinar el anexo técnico, por lo que, si no cumplen, se tienen que sacar”, enfatizó.
Y la controversia en torno a los medidores no para ya que la propia secretaria de Estado anunció esta tarde que se está negociando con las distribuidoras para que paguen a sus clientes por medidores antiguos, medida que beneficiaría a unos 4,8 millones de propietarios actuales de aparatos.
marzo 7, 2019 | Industria
(La Tercera-Pulso) Intensos han sido los últimos días para el sector de distribución eléctrica. Esto, porque el gobierno confirmó que el usuario deberá pagar el costo de los nuevos medidores inteligentes que se instalarán por obligación antes de octubre de 2025. Sin embargo, diversas empresas se han adelantado y ya comenzaron con la implementación de los dispositivos. A la fecha, hay más de 500 mil medidores inteligentes desplegados a lo largo de todo el país.
Enel ha liderado el proceso y ya tiene 280 mil medidores en 33 comunas de la Región Metropolitana. El resto de los medidores son de Chilquinta en la Quinta Región y de Saesa al sur de Chile. Desde la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) explicaron que dichos dispositivos son “medidores electrónicos”, ya que el anexo técnico que definirá los estándares del medidor inteligente, aún no está publicado.
“Se está elaborado el anexo técnico con las condiciones de los medidores que está en consulta publica. Debiéramos esperar que esté listo durante el próximo mes”, señaló la ministra de Energía, Susana Jiménez, en la Comisión de Minería y Energía del Senado. Así, agregó que los medidores que ya están instalados son planes pilotos y “las características las va a determinar el anexo técnico, por lo que si no cumplen, se tienen que sacar”, enfatizó.
[VEA TAMBIÉN: Empresas eléctricas calculan en 250 mil el número de medidores inteligentes instalados a la fecha]
Cobro al cliente
El proceso tarifario vigente -donde se están cobrando $200 pesos extra por medidores inteligentes- culmina a fines de este año. En este se contempla el 30% de la inversión de los nuevos dispositivos, por lo que en el próximo proceso -de 2020 a 2024- también se cobrará un monto adicional. Sin embargo, desde el Ministerio de Energía señalaron que al ser un activo de las empresas distribuidoras, el alza por medidores inteligentes se prolongará indefinidamente.
Senadores de la comisión de Minería y Energía mostraron su preocupación por el alza de 1% en la tarifa por la tecnología que aún no tiene estándares. Ante esto, la ministra Jiménez dijo que se pudo haber esperado otro proceso tarifario, destacando que fue decisión de la administración anterior. “La norma técnica ya está vigente y que se pudo haber hecho distinto en términos de medidores, probablemente sí”.
Además, agregó que “en el proceso tarifario que nos compete a partir de fines de este año y que va a regir a partir del próximo,(vamos a) hacer un análisis exhaustivo de aquellas inversiones que se requieren para prestar esta calidad de servicio, pero sobre todo de los ahorros que esto significa para las empresas y que significan una baja en esas tarifas”.
febrero 20, 2019 | Sin categoría
Actualmente, de acuerdo al Ministerio de Energía, hay unos 500 autos eléctricos circulando en el país y se proyecta que vayan en aumento en los próximos años y solo en 2019 se espera que los puntos de carga aumenten de 44 a 150.
En este contexto, las necesidades de carga de los vehículos con baterías de ion-litio serían uno de los desafíos para las regulaciones en los usos de la red energética.
En esto, el uso de los medidores inteligentes -que por decreto ley de diciembre de 2017 las compañías distribuidoras tienen la obligación de instalar en los próximos siete años- podrían ayudar en la carga de autos eléctricos, ya que pueden medir por horario el consumo y ayudar a programar las recargas y evitar sobrecargar la red.
“Vamos a conocer el comportamiento del consumo de energía de cada cliente, lo cual nos permitirá modelar las exigencias que tendrá la red eléctrica y anticipar las inversiones que sean necesarias producto del aumento del consumo de energía debido a la electromovilidad”, explica el gerente de Desarrollo Operacional del Grupo Saesa, Leonel Martínez.
[Lee también: 650 km de autonomía y recarga en 5 minutos: la promesa del hidrógeno]
Por su parte, el subgerente de Medición Inteligente de Chilquinta, Javier Sandoval, señala que “la información producida por los sistemas de medida inteligente genera una situación de base mucho mejor para la integración masiva de vehículos eléctricos. En los países que están más avanzados en la masificación de la electromovilidad se ha abordado como un aspecto crítico el impacto que el proceso de carga de los vehículos eléctricos puede tener sobre la red. Conocer los comportamientos de consumo permitirá generar tarifas que incentiven la carga en los momentos en que la red esté más aliviada”.
Recambio de medidores
Respecto al recambio de medidores tradicionales por los inteligentes, la Comisión Nacional de Energía (CNE) inició hace más de un año el proceso de consulta pública en relación al Anexo Técnico de Sistemas de Medición, en un proceso que pretende estar listo durante 2019, según informa el secretario ejecutivo del organismo regulador, José Venegas.
La autoridad detalla que este anexo “permitirá contar con la información necesaria para poder medir efectivamente todas las variables que influyen en la calidad de servicio en los sistemas de distribución eléctrica. El Anexo Técnico sienta las primeras bases para empezar a hablar efectivamente de redes inteligentes”.
febrero 20, 2019 | Electromov
Actualmente, de acuerdo al Ministerio de Energía, hay unos 500 autos eléctricos circulando en el país y se proyecta que vayan en aumento en los próximos años y solo en 2019 se espera que los puntos de carga aumenten de 44 a 150.
En este contexto, las necesidades de carga de los vehículos con baterías de ion-litio serían uno de los desafíos para las regulaciones en los usos de la red energética.
En esto, el uso de los medidores inteligentes -que por decreto ley de diciembre de 2017 las compañías distribuidoras tienen la obligación de instalar en los próximos siete años- podrían ayudar en la carga de autos eléctricos, ya que pueden medir por horario el consumo y ayudar a programar las recargas y evitar sobrecargar la red.
“Vamos a conocer el comportamiento del consumo de energía de cada cliente, lo cual nos permitirá modelar las exigencias que tendrá la red eléctrica y anticipar las inversiones que sean necesarias producto del aumento del consumo de energía debido a la electromovilidad”, explica el gerente de Desarrollo Operacional del Grupo Saesa, Leonel Martínez.
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Por su parte, el subgerente de Medición Inteligente de Chilquinta, Javier Sandoval, señala que “la información producida por los sistemas de medida inteligente genera una situación de base mucho mejor para la integración masiva de vehículos eléctricos. En los países que están más avanzados en la masificación de la electromovilidad se ha abordado como un aspecto crítico el impacto que el proceso de carga de los vehículos eléctricos puede tener sobre la red. Conocer los comportamientos de consumo permitirá generar tarifas que incentiven la carga en los momentos en que la red esté más aliviada”.
Recambio de medidores
Respecto al recambio de medidores tradicionales por los inteligentes, la Comisión Nacional de Energía (CNE) inició hace más de un año el proceso de consulta pública en relación al Anexo Técnico de Sistemas de Medición, en un proceso que pretende estar listo durante 2019, según informa el secretario ejecutivo del organismo regulador, José Venegas.
La autoridad detalla que este anexo “permitirá contar con la información necesaria para poder medir efectivamente todas las variables que influyen en la calidad de servicio en los sistemas de distribución eléctrica. El Anexo Técnico sienta las primeras bases para empezar a hablar efectivamente de redes inteligentes”.
febrero 4, 2019 | Industria
(La Tercera-Pulso) Un complejo escenario vive el grupo Ibereólica Renovables y SAGESA, del grupo SAESA, en este último mes. La primera que está ligada a tres centrales eólicas -Parque Eólico Cabo Leones I,II y III- y la segunda a dos líneas de transmisión – de doble circuito de 220 kV Subestación Domeyko y Maitencillo- se están viendo enfrentadas a la Superintendencia de Medio Ambiente (SMA). A los cinco proyectos que suman unos US$935 millones se les formuló ocho cargos, donde cinco son leves, dos graves y uno gravísimo. Este último puede generar un impacto importante en las obras, ya que la SMA tiene la facultad de sancionar con la clausura temporal o definitiva, revocación de la Resolución de Calificación Ambiental (RSA) o aplicar una multa de 10.000 UTA.
Lo que acusa la SMA en esta, es que los cinco proyectos deberían haberse presentado como uno o en etapas. Esto, porque ocupan los mismos terrenos, líneas y caminos. Por una parte, Cabo Leones I y II y las dos líneas de transmisión tienen una Declaración de Impacto Ambiental (DIA) aprobada, en cambio, Cabo Leones III presentó una Evaluación de Impacto Ambiental (EIA). Entonces, lo que señala la SMA, es que todos debiesen haber tenido el mismo proceso, es decir el EIA.
En la formulación de cargos, el organismo fiscalizador y sancionatorio señaló que hubo un fraccionamiento de los proyectos de generación y transmisión eléctrica, con el objeto de variar la vía de ingreso al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA). Que la SMA haya señalado que hubo fraccionamiento en los procesos es algo poco usual. De hecho, solo lo ha ejecutado en dos ocasiones anteriores: para el proyecto de EFE -Rancagua Express- y para el proyecto turístico en el Lago Nordensjköld.
[VEA TAMBIÉN: Proyectos aprobados por autoridad ambiental suman US$25 mil millones en 2018 y crecen 6,4%]
Las consecuencias
No solo la energética española y la chilena están involucradas en la acusación de la SMA, sino que hay otras multinacionales que también lo están.
En el caso de las dos líneas de transmisión, SAGESA es la única propietaria. Sin embargo, en el parque Eólico Cabo Leones I, el 50% es del grupo Ibereólica Renovables y el resto pertenece al grupo EDF Renovables -empresa estatal francesa-. En relación a Cabo Leones II, el 49% es propiedad de Ibereólica y el 51% de GPG, que es parte del Grupo Naturgy (CGE) -empresa de capitales españoles-. Por último, Cabo Leones III pertenece al grupo Ibereólico.
Actualmente todas las involucradas se encuentran desarrollando su propuesta que puede ser: presentar un programa de cumplimiento o descargas. En el caso de la segunda, la situación se vuelve más compleja, ya que pueden llegar a la justicia. El procedimiento sería el siguiente: si presentan descargas, la SMA puede responder que no es a lugar y ahí deben pagar una multa de 10 mil UTA -es la opción más común-. Sin embargo, las involucradas pueden rechazar lo anterior y ahí la causa continua en el Primer Tribunal Ambiental, donde se enfrentarían contra la SMA. Si es que se llega a dicha instancia, la causa puede estar más de un año en tribunales.
Las empresas tienen plazo hasta la próxima semana para entregar la propuesta.
