marzo 8, 2018 | Industria
Un documento que contiene el diagnóstico y las propuestas estructurales para modernizar el segmento de distribución eléctrica entregará la Comisión Nacional de Energía (CNE) a las próximas autoridades del Ministerio de Energía, que asumirán el cargo este 11 de marzo, señala Andrés Romero, secretario ejecutivo del organismo regulador.
En su última entrevista con Revista ELECTRICIDAD Romero indica que este es uno de los principales desafíos del sector a futuro, además de terminar de elaborar dos reglamentos pendientes de la Ley de Transmisión y de nueve normas técnicas para la industria, entre las cuales están la de Servicios Complementarios.
Balance
¿Qué evaluación hace de estos cuatro años de gestión a cargo de la CNE?
Como CNE nos llena de satisfacción haber sido actores de un cambio estructural del mercado de la energía en Chile, lo que nos permite tener un mercado eléctrico competitivo y dinámico, con precios que se redujeron hasta 75% de los que el país tenía a comienzos de 2014, lo que es una palanca para la productividad. Esta nueva realidad será permanente ya que se ancla en cambios legislativos que contaron para su aprobación con un amplio consenso, como la Ley de Licitaciones Eléctricas (N°20.805), la Ley de Transmisión (N°20.936) y la Ley de Equidad Tarifaria (N°20.928), o en cambios estructurales como la interconexión SIC -SING.
Por otra parte, en materia de gas, la nueva ley logró alinear a las empresas en la dirección correcta, aplicando en los últimos años una política comercial que hizo que ni la distribuidora de la Región Metropolitana ni ninguna otra compañía superara el límite de rentabilidad establecido. Asimismo, el nuevo marco regulatorio fomentaría las inversiones en el sector de distribución de gas de red, lo que ha quedado demostrado con los cerca de US$300 millones de inversión en los últimos años, incorporando nuevas zonas de concesión a lo largo del país, lo que permitirá llevar el gas natural a ciudades donde antes era impensable que llegara como, Coquimbo, La Serena, Los Andes, Talca, Osorno y Puerto Montt. Y para los próximos años, las empresas de gas han anunciado planes de expansión por cerca de US$1.000 millones que cubrirán prácticamente todas las regiones de país.
A su juicio, ¿cuáles son los temas prioritarios en los que debe enfocarse el sector energético durante los próximos años?
El gran cambio regulatorio que debemos enfrentar como país es la regulación del segmento de distribución eléctrica. Hoy tenemos el desafío de incorporar de manera inteligente la generación distribuida, la eficiencia energética, el almacenamiento de energía, la electromovilidad, entre otras cosas, que no tienen cabida en el marco regulatorio vigente.
Por otra parte, el cambio tecnológico nos ha dado una tremenda buena noticia: las energías renovables, en especial el viento y el sol, serán los protagonistas del desarrollo de la capacidad de generación eléctrica, lo que significará un enorme desafío en materia de aseguramiento y pago de capacidad de generación, por lo que debemos comenzar a cuestionarnos nuestro mercado de potencia, como asimismo evaluar si el funcionamiento de nuestro mercado de despacho a costo marginal es el adecuado para la nueva realidad.
Finalmente, hay que modificar la regulación de los sistemas medianos (Aysén y Magallanes), ya que no facilitan el desarrollo de nuevos proyectos que permitan una transformación de la matriz energética de estas zonas, como también el tratamiento del acceso a la energía en sistemas aislados. En ambos casos, probablemente regulaciones que faciliten que el mercado ofrezca soluciones a través de procesos de licitación, podrían ser mecanismo más eficientes que lo que tenemos.
[VEA TAMBIÉN: Gobierno reduce plan de expansión de redes eléctricas en US$ 486 millones]
¿Qué pasará con la reforma a la regulación del segmento de distribución eléctrica?
En abril de 2017 el Ministerio y la Comisión Nacional de Energía realizamos el cierre del proceso de diagnóstico de una nueva regulación para el segmento de distribución eléctrica, trabajo de análisis que desde septiembre de 2016 contó con la participación de más de 300 personas de la industria, la academia, expertos y representantes de la sociedad civil.
En este diagnóstico abordamos los problemas y desafíos futuros de la regulación en ámbitos tales como el desarrollo de la red, su remuneración y tarificación, el modelo de negocios y el impacto que tendrán las nuevas tecnologías -como la generación distribuida y los vehículos eléctricos- en este segmento.
En esta materia, entregaremos a las próximas autoridades un documento en el que se plantean el diagnóstico y las propuestas estructurales de una nueva visión de la industria de la distribución para Chile.
Energía fue una de las carteras con mejores resultados del gobierno, ¿a qué cree que se debió esto?
En primer lugar, la elaboración participativa de una Agenda de Energía, una hoja de ruta, que transmitió confianza a la ciudadanía de lo que era prioritario realizar en el sector energía y respecto a la cual hemos cumplido en un 100%.
De la misma forma, nos centramos siempre -antes de elaborar cualquier regulación o política- en hacer un buen diagnóstico compartido. Finalmente, los procesos que desarrollamos desde el Ministerio de Energía y la Comisión fueron donde todos los actores pudieron opinar de una manera abierta y con altura de miras.
¿Cuáles son los reglamentos más relevantes de la Ley de Transmisión que quedan pendientes para su publicación?
Durante este año, la CNE continuará con la elaboración del Reglamento de Valorización y Remuneración de la Transmisión y el Reglamento de los Sistemas de Transmisión y de la planificación de la transmisión.
¿Qué normas técnicas se deben publicar este año por parte de la CNE?
Este año, la Comisión trabajará para desarrollar los perfeccionamientos regulatorios que requiere el mercado energético y que serán:
- Norma Técnica de Diseño de Instalaciones de subestaciones, líneas y otros elementos de los sistemas eléctricos.
- Norma Técnica DS 62 de 2006 de Transferencia de Potencia.
- Norma Técnica Programación de la operación.
- Norma Técnica de Costos Variables.
- Norma Técnica de Transferencias Económicas.
- Norma Técnica Costos Marginales.
- Norma Técnica sobre Funciones de Control y Despacho.
- Norma Técnica de Servicios Complementarios.
- Norma Técnica de Conexión y Operación de Pequeños Medios de Generación Distribuida.
¿Cree que las nuevas autoridades que asumirán en el Ministerio de Energía mantendrán los buenos resultados obtenidos en el sector?
Tengo la mejor opinión de la próxima Ministra Susana Jiménez. Desde su cargo en Libertad y Desarrollo fue partícipe de todos los cambios regulatorios realizados en estos cuatro años y que son una clave principal de los buenos resultados. Quiero destacar especialmente su aporte técnico y político, como asesora de los parlamentarios de oposición, para que los proyectos de ley avanzaran en el Parlamento, y cuyo mejor indicador fue que en su gran mayoría fueron aprobados por unanimidad. Por ello, no me extraña que haya señalado públicamente que se debe construir sobre lo ya avanzado, ya que el enfoque ha sido de pensar el sector como una política de Estado, de largo plazo.
Esta semana la plataforma de la CNE Energía Abierta fue premiada por el Consejo para la Transparencia, ¿qué evaluación hace de esta iniciativa?
Dejamos a la ciudadanía diversas plataformas: Energía Abierta, Energía Maps y Energía Región, que ya cuentan con más de 10 mil usuarios mensuales. Hoy, más de 70 mil personas cuentan en sus celulares con nuestras APPs “Bencina en línea” y “Calefacción en Línea” y comenzamos a dar los primeros pasos dentro del sector público para la utilización de la tecnología Blockchain que nos permitirá certificar y asegurar la información dispuesta, junto con los primeros desarrollos de inteligencia artificial para comunicar y asistir de forma más rápida y certera a la ciudadanía en las temáticas del sector energético.
¿Cuáles sus son planes en el corto plazo, tras dejar el cargo en la CNE?
Regalonear mucho a mis hijas y descansar. Han sido cuatro años maravillosos e intensos, tengo que dejar que la adrenalina se reoriente. Me voy a tomar al menos todo el mes de marzo para ver cómo seguir aportando en el desarrollo energético de Chile.
marzo 7, 2018 | Industria
Un total de 25 subestaciones del Sistema Eléctrico Nacional presentan una alta concentración de niveles de corriente de cortocircuito en el periodo 2018-2021, esto es que alcanzan niveles entre 30 kA y 50 kA, por lo que podrían plantear potenciales restricciones para los procesos de planificación, el dimensionamiento de equipos y los diseños de ingeniería de subestaciones eléctricas.
Así lo indica el «Estudio de Integridad de Instalaciones de Transmisión 2017: Niveles de Cortocircuito Máximo, años 2018 y 2021», realizado por el Coordinador Eléctrico Nacional con el objetivo de mostrar a los actores de la industria eléctrica un diagnóstico de la situación actual de las instalaciones existentes cuyo nivel de tensión sea superior a 200 kV, y la evolución que están experimentando sus niveles de corriente de cortocircuito, considerando las instalaciones proyectadas hacia los años 2018 y 2021, según las disposiciones en materia de planificación y expansión del sistema eléctrico estipuladas por el Ministerio de Energía y por la Comisión Nacional de Energía (CNE).
En particular, el documento destaca mediante un análisis de sensibilidad, que para el periodo 2018-2021 existen ocho subestaciones críticas pertenecientes al STN (Sistema de Transmisión Nacional) que presentan una alta concentración de niveles de corriente de cortocircuito cuando por razones técnicas o de seguridad, se requiere de la presencia forzada de la capacidad instalada de generación en las zonas donde dichas subestaciones se encuentran emplazadas.
Lo anterior, según los resultados de la investigación, implica que entre un 7% y un 16% de la capacidad instalada total del SEN, para que alguna de estas ocho subestaciones alcance el 90% de la corriente máxima que se puede llegar a concentrar en ellas.
Las subestaciones identificadas como críticas dentro del citado análisis pertenecen al sistema de 220 kV, y corresponden a: Alto Jahuel, Ancoa, Cerro Navia, Charrúa, Crucero, Maipo, Polpaico y Quillota, las que pueden alcanzar los umbrales máximos de cortocircuitos con el despacho de 30 a 65 unidades generadoras del SEN, siendo el total existente, poco más de 400 unidades.
[VEA TAMBIÉN: Coordinador Eléctrico Nacional publicó estudio de integridad de la transmisión]
En este contexto, las conclusiones del estudio sostienen la necesidad de «identificar en forma temprana las limitaciones que afecten a las instalaciones del SEN y explorar soluciones de mejora», planteando para ello la realización de análisis específicos sobre las condiciones de funcionamiento «de los diferentes elementos que componen las subestaciones existentes, que permita identificar estados de vulnerabilidad críticos o condiciones que ocasionen una operación insegura, que pudiesen verse incrementados por un nuevo entrante, o bien preparar políticas de operación que permitan restringir los niveles de cortocircuito, hasta lo que permitan las instalaciones».
A partir de los niveles de corriente de cortocircuitos que presenta el estudio, se evaluó el estado de 1.265 interruptores de poder y 1.170 transformadores de corriente existentes, encontrando que para el período bajo análisis se presentan 81 interruptores de poder y 117 transformadores de corriente que no poseen condiciones técnicas adecuadas para los niveles de cortocircuito máximo esperados en sus puntos de emplazamiento, mientras que 108 interruptores de poder y 359 transformadores de corriente no pudieron ser diagnosticados debido a la carencia de información mínima suficiente para su evaluación, razón por la cual el Coordinador Eléctrico Nacional, en las conclusiones, planteó la urgente necesidad de que las empresas coordinadas dispongan de la información técnica mínima para el diagnóstico oportuno de estos equipos primarios serie, «mediante datos de placa o certificaciones emitidas por los fabricantes del equipamiento».
Finalmente, el estudio publicado concluye que «normalizar aquellas instalaciones que presentan potenciales restricciones ya sean debido a equipamiento primario, o diseño mecánico y de mallas de tierra, producto de la alta concentración de niveles de cortocircuito, permitiría obtener un sistema eléctrico más flexible y resiliente frente a eventos extremos, facilitando la utilización de todo el potencial tanto del sistema de transmisión, como de capacidad instalada de generación».
febrero 12, 2018
Sin duda nos encontramos frente a una verdadera revolución energética. Con tantos desarrollos tecnológicos en movimiento, nadie tiene claro cómo se verá el sistema eléctrico en unos años más, y es en este contexto de alta incertidumbre donde aparece un desafío notable: asegurar la confiabilidad y la resiliencia del sistema eléctrico nacional.
Cuando se habla de confiabilidad, suele referirse a la capacidad del sistema eléctrico para tolerar eventos de alta probabilidad y de bajo impacto. Es decir, eventos “usuales”, tales como la perdida espontánea de una central de generación debido a una falla técnica, o aumentos importantes en la demanda eléctrica de una hora a otra. Sin embargo, al hablar de resiliencia, la referencia es a eventos de baja probabilidad pero de alto impacto. Por ejemplo, aquí contamos terremotos, tsunamis, incendios, deslizamientos de tierra, o incluso abundante nieve en zonas donde esto es poco común. En este contexto, la resiliencia es básicamente la capacidad del sistema eléctrico para verse poco afectado y/o recuperarse rápidamente de una disrupción significativa.
En los últimos años nos hemos visto enfrentados a una multiplicidad de disrupciones causadas por desastres naturales, muchas de las cuales han golpeado al sistema eléctrico nacional. Dado esto, cabe preguntarse qué modificaciones en el diseño y operación del sistema son más críticos para maximizar su resiliencia. Y aquí surgen varias preguntas más específicas:
- Primero que todo, ¿cómo medir resiliencia?
- ¿Es importante “reforzar” ciertas componentes físicas del sistema para evitar que se dañen bajo ciertos desastres? Por ejemplo, ¿qué líneas de transmisión, generadores, o transformadores son particularmente importantes?
- ¿Existen planes de expansión del sistema más relevantes que otros en términos de resiliencia?
- ¿Cómo definir políticas energéticas que incentiven o garanticen la resiliencia del sistema eléctrico?
- ¿Qué tan importante es la generación distribuida en la resiliencia del sistema eléctrico?
- ¿Cómo restaurar las redes de distribución eléctrica de la forma más eficiente posible luego de disrupciones importantes?
Las preguntas anteriores son tan solo para motivar algunas de las múltiples tareas que enfrentamos como sociedad para dotar de resiliencia a nuestro sistema eléctrico nacional, con el fin de minimizar los percances sociales y las pérdidas en productividad económica a la hora que nos enfrentemos al próximo desastre natural. En este contexto, el próximo gobierno va a tener desafíos importantes, sin embargo, es tarea de todos los actores relevantes cuestionarnos cómo maximizar la resiliencia del sistema, incluyendo a los sectores de generación, transmisión, distribuidoras, la Comisión Nacional de Energía, el Coordinador Eléctrico Nacional, y la academia.
enero 23, 2018 | Industria
(Diario Financiero) A pesar de las contingencias como los incendios o el temporal de nieve que afectó a Santiago y que pusieron en tela de juicio al sistema eléctrico nacional, el director ejecutivo del gremio de las Empresas Eléctricas, Rodrigo Castillo, sostiene que desde muchos puntos de vista fue “un año exitoso”. Enumera: los precios históricos de la última licitación, los avances en calidad de servicio, la interconexión de los sistemas eléctricos, y la gestión del gobierno actual.
– ¿Cómo evalúan el cierre del 2017 para las empresas eléctricas?
– El año tuvo cosas muy buenas: se interconectaron los sistemas, se consolidó una nueva regulación para la transmisión, con nuevas reglas y estándares y nuevamente hubo récord de precio en licitaciones. Sin embargo, también es cierto que hubo eventos climáticos completamente inusitados para Chile. Ahora, en el contexto definitivo nuestra evaluación es positiva porque más allá de estos eventos, creemos que el foco está en la mejora de calidad, especialmente del servicio para los clientes regulados de la mano de la implementación de la norma técnica, que nos permite mirar el futuro con optimismo.
– En cuanto a la licitación, ademбs del precio, se ha dicho que fue un poco apresurada, considerando que entrará en funcionamiento recién en 2024.
– Cuando te encuentras con que en la última licitación hubo siete veces más oferta que demanda yo te diría que probablemente es el propio mercado el que está respondiendo a esa pregunta y que, con su interés por esta licitación, manifiesta que era coherente con la idea de mantener a Chile como un foco de inversiones extranjeras. Se podría haber desfasado un aсo, pero hubiese enfriado el interés de los inversionistas en nuestro país.
– Con los avances vistos en el sector ¿cree que en temas de energía estará el mayor legado de este gobierno?
– No sé si es lo que se quiere, pero lo será. Al menos desde la perspectiva económica, el gran legado de este gobierno será en materia energética. Se trata de un todo, donde el desarrollo de las energías renovables es lo más visible, pero hay algo más amplio que se refleja especialmente en una forma de discutir y desarrollar políticas públicas en energнa, que es un sector dialogante. Este debiese ser el gran legado para el futuro de cómo hacer política pública.
-¿Cuáles serían los desafíos del próximo gobierno?
– Está pendiente la gran reforma de distribución, pero también la movilidad eléctrica. Cada día un constructor declara que dejará de construir autos a combustión interna y que avanzará a los autos eléctricos. Si uno proyecta los próximos 4 años, imagino una industria muy diferente a la de hoy.
“Críticas que no comparto”
El plan de expansión que impulsa actualmente la Comisión Nacional de Energía ha contado con reparos de algunos sectores, principalmente desde las mineras, que tendrán que hacerse cargo de gran parte de los US$ 3.170 millones en inversión que requiere la estrategia y que acusan sesgos que favorecen a cierto tipo de energнas, así como de un apuro injustificado en el lanzamiento del concurso. No obstante, desde el gremio de las eléctricas apoyan al proceso y apuntan a que este es un plan necesario y acorde al desarrollo energético del país.
– ¿Cómo ven desde el gremio el plan de expansión impulsado por el gobierno?
– Ha habido crítica en ambas direcciones, pero la planificación tiene un mecanismo de corrección, porque primero estos son informes preliminares sujetos a comentarios. En segundo lugar, quien se sienta perjudicado por una proyección tiene la oportunidad de ir al panel de expertos. Son críticas que no comparto, pero la gente tiene las herramientas para tener ese debate con un panel de expertos que no depende de autoridades, ni de las empresas.
– Pero los clientes regulados no necesariamente cuentan con tanta especialización, con la experticia como para presentar observaciones de este tipo.
– Estoy de acuerdo, pero ese es el motivo por el que se pueda ir al panel de expertos, además, no todos los clientes son igualmente inexpertos: las mineras tienen toda la capacidad para plantear sus diferencias, al igual que las generadoras.
– Lo que llama la atención es el monto de inversión, superior por lejos al de años anteriores: US$ 3.170 millones.
– Lo que ocurre es que es una nueva ley, un nuevo sistema y nuevos desafíos. En el pasado, la transmisión era una especie de pariente pobre de la generación, dado que era pagada en un 80% por las generadoras y normalmente estábamos llegando tarde, lo que provocaba problemas de competencia y congestiones en el sistema.
– ¿No hay una premura en el plan, como dicen las mineras?
– Las congestiones en el pasado, por tener un sistema eléctrico demasiado restringido, generaron costos para el país que superan en ordenes de magnitud cualquier diferencia que puede haber con el precio que tendrá que pagar el cliente por una transmisión más holgada. Es mucho más caro quedarse corto en la transmisiуn que quedarse levemente largos, por lo que el plan no es ambicioso, es racional para los desafíos de Chile.
[Cómo crece la generación distribuida en Chile]
enero 23, 2018 | Formación, Industria
Los avances tecnológicos relacionados con los suministro de energía en el sector minero, como el uso de aplicaciones de monitoreo, big data y centrales de control, serán uno de los temas principales que se abordarán en el XV Congreso Internacional Expomin 2018, que se realizará entre los días 23 y 27 de abril en Santiago, en el marco de la principal feria minera.
El Congreso Expomin contempla la realización de 12 seminarios bajo el lema “Innovación para el Desarrollo Minero”, donde se analizarán los principales tópicos y desafíos de interés para el sector minero nacional e Internacional.
En este contexto en donde se efectuará el tercer seminario «Desafíos Energéticos en Minería», que tiene como objetivo «revisar los avances tecnológicos asociados a los servicios de suministro de energía, y la incorporación de aplicaciones en monitoreo, Big Data, telemando de centrales, etc., con una mirada desde los consumidores mineros y presentaciones desde empresas generadoras de energía y soluciones tecnológicas», informó la organización del evento.
El seminario sobre los desafíos energéticos en minería se realizará el jueves 26 de abril en la Sala Don Edmundo de Espacio Riesco.
El encuentro contempla la visión del segmento de la generación eléctrica, con la presentación de las empresas del sector en cuanto a las tecnologías disponibles para las tareas de monitoreo y control del suministro energético.
También se contempla la visión de los consumidores, a través de un panel de conversación entre las empresas mineras y los actores del mercado energético.
[Mineras identifican sesgos y premura en plan de expansión del sistema de transmisión del Gobierno]
