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REPORTE ELÉCTRICO MARZO 2020

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1<br />

<strong>REPORTE</strong> <strong>ELÉCTRICO</strong><br />

TRANSMISIÓN<br />

Y DISTRIBUCIÓN<br />

<strong>MARZO</strong><br />

<strong>2020</strong><br />

www.electricas.cl


2<br />

INDICE<br />

ÍNDICE<br />

<strong>REPORTE</strong> <strong>MARZO</strong> <strong>2020</strong><br />

1<br />

2<br />

3<br />

4<br />

5<br />

6<br />

7<br />

8<br />

9<br />

EDITORIAL<br />

“Esto lo hacemos entre todos”<br />

LICITACIONES<br />

Actualización Bases Licitación Clientes Regulados 2019/01<br />

TARIFAS EN DISTRIBUCIÓN<br />

Mapa de Tarifas de Electricidad<br />

Composición de la Cuenta para Clientes Residenciales e Industriales<br />

CALIDAD DE SERVICIO<br />

Chilquinta Energía y su proyecto de Transformación Digital Operacional<br />

MODERNIZACIÓN<br />

Avances en Generación Distribuida<br />

TRANSMISIÓN<br />

Licitaciones de Obras de Transmisión - Coordinador Eléctrico Nacional<br />

Desarrollo de Obras en Transmisión - CGE<br />

PREVENCIÓN DE RIESGOS<br />

Cultura de Seguridad de CGE<br />

AGENDA LEGISLATIVA<br />

Reglamentos y Normas Técnicas<br />

NOTAS CON VALOR<br />

Asociación de Empresas Eléctricas recibe Sello de Cuantificación “Huella Chile” de<br />

Gases de Efecto Invernadero<br />

CGE certifica en técnicas de construcción a vecinos de Romeral y Constitución<br />

Transelec certifica origen renovable de energía en cuatro subestaciones con<br />

tecnología blockchain<br />

4<br />

6<br />

8<br />

9<br />

12<br />

15<br />

18<br />

22<br />

26<br />

30<br />

32<br />

33<br />

34<br />

<strong>REPORTE</strong> <strong>ELÉCTRICO</strong> TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN | <strong>MARZO</strong> <strong>2020</strong>


3<br />

1<br />

EDITORIAL<br />

El sistema eléctrico, y su<br />

continuidad, son críticos para la<br />

población, incluidos hospitales,<br />

las redes de comunicaciones,<br />

los servicios básicos, las<br />

cadenas de frío en los alimentos<br />

y otras actividades necesarias<br />

para la vida cotidiana.<br />

<strong>REPORTE</strong> <strong>ELÉCTRICO</strong> TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN | <strong>MARZO</strong> <strong>2020</strong>


4<br />

EDITORIAL<br />

ESTO LO HACEMOS ENTRE TODOS<br />

Vienen meses muy difíciles, en los cuales las familias chilenas sufrirán diversos<br />

efectos por el COVID -19. Como empresas del sector eléctrico de Chile, entendemos<br />

las dificultades que todos los habitantes de nuestro país enfrentaremos y en<br />

consecuencia hemos establecido una serie de medidas para hacer frente a esta<br />

situación:<br />

El sistema eléctrico, y su continuidad, son críticos para la población, incluidos<br />

hospitales, las redes de comunicaciones, los servicios básicos, las cadenas de<br />

frío en los alimentos y otras actividades necesarias para la vida cotidiana. Las<br />

compañías trabajan para mantener sus labores con personal especializado<br />

necesario para enfrentar contingencias en el suministro eléctrico, con el fin de<br />

no afectar la calidad del servicio entregado a sus clientes.<br />

Ante los desafíos que plantea la situación que enfrenta el país como<br />

consecuencia del coronavirus, la necesidad de mantener el sistema eléctrico<br />

operativo y reducir la exposición al contagio y su propagación, estamos<br />

fortaleciendo los canales de atención no presenciales para que los clientes<br />

puedan realizar todo tipo de trámites, como las respectivas páginas web, twitter<br />

oficial y sistemas de fono clientes.<br />

Hemos establecido un apoyo de emergencia para los hogares en condición más<br />

vulnerable para hacer frente a esta situación, por lo que nuestros canales de<br />

atención no presencial estarán disponibles para aquellos clientes que cuenten<br />

con instrumentos establecidos por el Estado para determinar su vulnerabilidad<br />

económica (Registro Social de Hogares, entre otros), con el fin de ayudarlos a<br />

resolver situaciones de suspensión de suministro o para reprogramar sus<br />

deudas con diversas facilidades de pago, de acuerdo a las necesidades de cada<br />

caso.<br />

Como industria eléctrica estamos disponibles para buscar la mejor solución a este<br />

desafío.<br />

La emergencia no durará para siempre. La vamos a superar juntos, entre todos.<br />

<strong>REPORTE</strong> <strong>ELÉCTRICO</strong> TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN | <strong>MARZO</strong> <strong>2020</strong>


5<br />

2<br />

LICITACIONES<br />

<strong>REPORTE</strong> <strong>ELÉCTRICO</strong> TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN | <strong>MARZO</strong> <strong>2020</strong>


6<br />

LICITACIONES<br />

LICITACIONES DE SUMINISTRO<br />

PARA CLIENTES REGULADOS<br />

Antecedentes Generales<br />

Actualmente se encuentra en desarrollo el proceso de licitación de suministro<br />

denominado “Licitación de Suministro 2019/01”, cuyo objetivo es adjudicar 5880<br />

GWh/año destinados a abastecer las necesidades de los clientes regulados de las<br />

empresas distribuidoras.<br />

Etapas del proceso de licitación<br />

Etapa<br />

Llamado a Licitación<br />

Cierre del período de consultas<br />

Presentación de las propuestas<br />

Acto de adjudicación<br />

Fecha<br />

2 de mayo de 2019<br />

17:00 hrs. del 3 de agosto <strong>2020</strong><br />

18 de noviembre <strong>2020</strong><br />

14 de diciembre <strong>2020</strong><br />

Suministro por licitar<br />

Bloques de suministro del proceso de licitación 2019/01<br />

El Proceso tiene por objeto adjudicar tres Bloques de Suministro de energía más su<br />

potencia asociada, todos vigentes desde el 1 de enero de 2026 hasta el 31 de<br />

diciembre de 2040, los cuales tienen las siguientes características:<br />

Bloque de Suministro Nº1-A, por un total de 1.866 GWh/año, destinado a<br />

abastecer únicamente los consumos que realicen Las Licitantes durante los<br />

períodos horarios comprendidos entre las 00:00hrs y las 07:59hrs y entre las<br />

23:00hrs y 23:59hrs.<br />

Bloque de Suministro Nº1-B, por un total de 2.644 GWh/año, destinado a<br />

abastecer únicamente los consumos que realicen Las Licitantes durante el<br />

período horario comprendido entre las 08:00hrs y las 17:59hrs.<br />

Bloque de Suministro Nº1-C, por un total de 1.370 GWh/año, destinado a<br />

abastecer únicamente los consumos que realicen Las Licitantes durante el<br />

período horario comprendido entre las 18:00hrs y las 22:59hrs.<br />

Para más información, visite nuestro sitio web http://www.licitacioneselectricas.cl/<br />

<strong>REPORTE</strong> <strong>ELÉCTRICO</strong> TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN | <strong>MARZO</strong> <strong>2020</strong>


7<br />

3<br />

TARIFAS EN<br />

DISTRIBUCIÓN<br />

<strong>REPORTE</strong> <strong>ELÉCTRICO</strong> TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN | <strong>MARZO</strong> <strong>2020</strong>


8<br />

TARIFAS<br />

MAPA DE TARIFAS DE ELECTRICIDAD<br />

<strong>MARZO</strong> <strong>2020</strong><br />

En el siguiente mapa se representa el<br />

costo promedio asociado al consumo<br />

de electricidad de clientes<br />

residenciales. Para este cálculo se<br />

consideró un consumo de 180 kWh, el<br />

cual puede representar el gasto<br />

promedio de una familia compuesta por<br />

3 o 4 integrantes. A su vez, se presenta<br />

el costo promedio asociado al<br />

consumo de electricidad para clientes<br />

industriales, considerando un consumo<br />

promedio de 35000kWh, con una<br />

potencia suministrada de 130kW y una<br />

potencia en horas de punta de 55kW. El<br />

nivel de costo por concepto de<br />

electricidad se asocia a las tarifas<br />

vigentes a marzo <strong>2020</strong>¹, fijadas por el<br />

Estado, en cada comuna representativa<br />

de cada región de nuestro país.<br />

¹ Las opciones tarifarias y condiciones<br />

de aplicación son las establecidas en el<br />

Decreto N°11T de 2016, en los Decretos<br />

N°5T*, N° 2T y N°20T de 2019, todos<br />

del Ministerio de Energía y Resolución<br />

Exenta N° 379, N°815 y N°713 del 2019,<br />

todos de la Comisión Nacional de<br />

Energía.<br />

$28.214<br />

$3.849.927<br />

$26.208<br />

$3.796.910<br />

$30.819<br />

$4.486.015<br />

$22.739<br />

$3.518.462<br />

$28.019<br />

$4.354.435<br />

$30.552<br />

$5.164.965<br />

$29.814<br />

$4.589.099<br />

ARICA Y PARINACOTA<br />

(Comuna: Arica) CGE<br />

ANTOFAGASTA<br />

(Comuna: Antofagasta) CGE<br />

COQUIMBO<br />

(Comuna: La Serena) CGE<br />

METROPOLITANA<br />

(Comuna: Santiago) Enel<br />

MAULE<br />

(Comuna: Talca) CGE<br />

ARAUCANÍA<br />

(Comuna: Temuco) Frontel<br />

LOS LAGOS<br />

(Comuna: Puerto Montt)<br />

Saesa<br />

TARAPACÁ<br />

(Comuna: Iquique) CGE<br />

ATACAMA<br />

(Comuna: Copiapó) CGE<br />

VALPARAÍSO<br />

(Comuna: Valparaíso) Chilquinta<br />

L. G. B. O’HIGGINS<br />

(Comuna: Rancagua) CGE<br />

BÍO - BÍO<br />

(Comuna: Concepción) CGE<br />

LOS RÍOS<br />

(Comuna: Valdivia) Saesa<br />

$27.935<br />

$3.746.309<br />

$27.320<br />

$4.243.109<br />

$30.739<br />

$4.690.810<br />

$26.959<br />

$4.367.238<br />

$27.000<br />

$4.368.157<br />

$29.814<br />

$4.588.692<br />

COYHAIQUE<br />

(Comuna: Coyhaique) Edelaysén<br />

$27.705<br />

$4.568.804<br />

RESIDENCIAL<br />

INDUSTRIAL<br />

PUNTA ARENAS<br />

(Comuna: Pta. Arenas) Edelmag<br />

$25.802<br />

$2.827.645<br />

<strong>REPORTE</strong> <strong>ELÉCTRICO</strong> TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN | <strong>MARZO</strong> <strong>2020</strong>


9 TARIFAS<br />

COMPOSICIÓN DE LA CUENTA PARA CLIENTES<br />

RESIDENCIALES E INDUSTRIALES <strong>MARZO</strong> <strong>2020</strong><br />

Clientes<br />

Residenciales<br />

En las siguientes figuras, se presenta la<br />

composición de una cuenta tipo para<br />

clientes adscritos a la tarifa BT1a y<br />

AT43, las cuales corresponden a las<br />

tarifas más usadas por clientes<br />

residenciales e industriales,<br />

respectivamente.<br />

Los costos estimados fueron<br />

calculados considerando, para la tarifa<br />

BT1a, un consumo promedio de<br />

180kWh, que podría representar el<br />

consumo de una familia de 3 o 4<br />

integrantes y, para la tarifa AT43, un<br />

consumo promedio de 35.000kWh, con<br />

una potencia suministrada de 130kW y<br />

una potencia en horas de punta de<br />

55kW.<br />

Considerando los pliegos tarifarios<br />

vigentes a marzo <strong>2020</strong>, se obtuvieron<br />

los siguientes resultados, los cuales<br />

consideran la aplicación del pago de<br />

impuestos al valor agregado.<br />

Del cálculo efectuado, se desprende que la diferencia más relevante dentro de las<br />

cuentas finales es el costo por conceptos de distribución. En el caso de Enel,<br />

específicamente para la comuna de Santiago, el sistema de distribución pesa<br />

aproximadamente un 15%, mientras que para el caso de Frontel, específicamente<br />

para la comuna de Temuco, este costo corresponde a un 23% aproximadamente de<br />

la cuenta final. Esta diferencia se explica en gran parte por el grado de concentración<br />

de los clientes en el área de concesión de ambas empresas.<br />

Tabla 1: Composición de la Cuenta para Clientes Residenciales<br />

Servicio Público<br />

Generación<br />

Transmisión<br />

Distribución<br />

IVA<br />

Total<br />

ENEL<br />

$89<br />

$13.763<br />

$1.934<br />

$3.337<br />

$3.616<br />

$22.740<br />

FRONTEL<br />

$89<br />

$15.253<br />

$3.067<br />

$7.280<br />

$4.864<br />

$30.552<br />

Gráfico 1: Composición de la Cuenta para Clientes Residenciales en términos porcentuales<br />

15.92%<br />

0.31%<br />

15.93%<br />

0.23%<br />

15.11%<br />

ENEL<br />

60.21%<br />

FRONTEL<br />

50.36%<br />

8.46%<br />

23.36%<br />

10.12%<br />

SERVICIO PÚBLICO GENERACIÓN TRANSMISIÓN DISTRIBUCIÓN IVA<br />

<strong>REPORTE</strong> <strong>ELÉCTRICO</strong> TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN | <strong>MARZO</strong> <strong>2020</strong>


10 TARIFAS<br />

COMPOSICIÓN DE LA CUENTA PARA CLIENTES<br />

RESIDENCIALES E INDUSTRIALES <strong>MARZO</strong> <strong>2020</strong><br />

Clientes<br />

Industriales<br />

A diferencia de lo que ocurre en el caso de clientes residenciales, esta tarifa solo<br />

recoge los costos asociados a la red de alta tensión de distribución (12kV o 23kV).<br />

Esto explica la disminución del peso específico del componente de distribución de<br />

un 15% a un 5% en el caso de Enel y de un 23% a un 21% en el caso de Frontel<br />

aproximadamente.<br />

Tabla 2: Composición de la Cuenta para Clientes Industriales<br />

ENEL<br />

FRONTEL<br />

Servicio Público<br />

$17.290<br />

$17.290<br />

Generación<br />

$2.380.176<br />

$2.616.891<br />

Transmisión<br />

$376.005<br />

$596.295<br />

Distribución<br />

$185.980<br />

$1.112.592<br />

IVA<br />

$559.011<br />

$821.898<br />

Total<br />

$3.518.462<br />

$5.164.966<br />

Gráfico 2: Composición de la Cuenta para Clientes Industriales en términos porcentuales<br />

0.39%<br />

15.92%<br />

0.27%<br />

15.9%<br />

5.19%<br />

ENEL<br />

67.81%<br />

21.21%<br />

FRONTEL<br />

50.99%<br />

10.71%<br />

11.61%<br />

SERVICIO PÚBLICO GENERACIÓN TRANSMISIÓN DISTRIBUCIÓN IVA<br />

<strong>REPORTE</strong> <strong>ELÉCTRICO</strong> TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN | <strong>MARZO</strong> <strong>2020</strong>


11<br />

4<br />

CALIDAD DE<br />

SERVICIO<br />

<strong>REPORTE</strong> <strong>ELÉCTRICO</strong> TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN | <strong>MARZO</strong> <strong>2020</strong>


12<br />

CALIDAD<br />

CHILQUINTA ENERGÍA LIDERA EN LA<br />

INDUSTRIA ELÉCTRICA CON SU PROYECTO<br />

DE TRANSFORMACIÓN DIGITAL OPERACIONAL<br />

La compañía optimiza y<br />

moderniza su modelo con<br />

la implementación de<br />

estándares tecnológicos<br />

de nivel mundial para<br />

prestar el mejor servicio<br />

a sus clientes.<br />

La excelencia operacional, gestión preventiva y orientación al servicio son los pilares<br />

fundamentales con los que el Grupo Empresas Chilquinta Energía se ha posicionado<br />

y consolidado como líder en la industria energética a nivel nacional.<br />

Para mantener la posición lograda, estamos en constante revisión y actualización de<br />

aspectos relacionados a la tecnología y los procesos, con un foco centrado en las<br />

personas, tanto colaboradores como clientes y proveedores.<br />

En ese camino, la implementación y exitosa puesta en práctica del proyecto de<br />

Transformación Digital Operacional, denominado TDO, ha sido trascendental. Su<br />

objetivo principal es modernizar, a través de herramientas tecnológicas, la<br />

interoperabilidad de la red, fuerza de trabajo de campo y gestión de activos.<br />

De esta forma, Chilquinta Energía administra mejor las actividades de sus<br />

colaboradores, eleva la calidad de su servicio, reduce la ocurrencia de fallas e<br />

interrupciones de suministro, promueve la incorporación de infraestructura para el<br />

uso de energías y tecnologías renovables y adopta las mejores prácticas y más<br />

avanzados estándares disponibles en la industria de la transmisión y distribución<br />

eléctrica.<br />

El proyecto TDO se enmarca en el contrato de trabajo conjunto entre la compañía y<br />

General Electric, quienes han apoyado con tecnología, conocimientos y experiencia<br />

para asesorar al Grupo Chilquinta.<br />

<strong>REPORTE</strong> <strong>ELÉCTRICO</strong> TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN | <strong>MARZO</strong> <strong>2020</strong>


13 CALIDAD<br />

Gracias a la planificación iniciada en 2019, la empresa cuenta con un roadmap<br />

digital de soluciones, que se han implementado durante el primer año del proyecto, y<br />

que está conformado por cinco herramientas:<br />

SCADA (Supervisión, Control y Adquisición de Datos): software que permite<br />

gestionar ordenadores con los que se puede controlar y supervisar sistemas<br />

eléctricos de distribución y transmisión a distancia.<br />

POWERON-AMI (Infraestructura de Medida Inteligente): Permite la conexión<br />

automática, directa y bidireccional entre los medidores inteligentes y centro de<br />

control de distribución, gestionado bajo PowerOn.<br />

Mobile Enterprise: visualizador de activos de red integrado con SIG Corporativo<br />

en terreno (Sistema Información de Activos Georreferenciados) vía Tablet y<br />

Smartphone.<br />

Proficy Historian: software que permite recibir la agregación de datos a través<br />

de múltiples fuentes o historiadores y definir un modelo de activos que incluye<br />

mapeo de etiquetas y análisis avanzado de tendencias.<br />

WFM (Administración de Fuerza de Campo): software que permite la gestión de<br />

cuadrillas en terreno y la asignación óptima de órdenes de trabajo desde el<br />

OMS. El nombre comercial de este software es ServiceMax.<br />

Sobre la última herramienta, el Operador Centro de Comando de Chilquinta Energía,<br />

José Ortiz comentó que “ServiceMax nos ha traído muchas ventajas ya que nos<br />

permite administrar una mayor cantidad de móviles en terreno y gestionar mejor su<br />

asignación al visualizar el estado de las tareas asociadas a la atención de cada<br />

orden de PowerOn. También hemos identificados oportunidades de mejora en el<br />

ámbito de entrenamiento y, finalmente, pienso que será muy efectivo en<br />

contingencias”.<br />

Por otra parte, “Mobile Enterprise nos ha permitido verificar en terreno la calidad del<br />

dato que alimenta a nuestro GIS corporativo en la tarea de incorporación de nuevos<br />

activos eléctricos. La georreferenciación que proporciona nos permite ubicarnos<br />

fácilmente visualizando activos existentes o activos nuevos incorporados a la red”,<br />

indicó el Subgerente de Operaciones y Mantenimiento de Luzlinares y Luzparral,<br />

filiales sur de Chilquinta, Álvaro Jiménez.<br />

A estas soluciones implementadas durante el primer año del proyecto, se suman la<br />

interoperabilidad con las aplicaciones ya existentes y las que se incorporarán en las<br />

siguientes etapas del proyecto: ADMS (Sistema Avanzado de Administración de<br />

Distribución), EMS (Sistema de Administración de Energía) y APM (Sistema de<br />

Administración Activos). De esta forma, Chilquinta Energía alcanzará los estándares<br />

tecnológicos más avanzadas de la industria eléctrica.<br />

<strong>REPORTE</strong> <strong>ELÉCTRICO</strong> TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN | <strong>MARZO</strong> <strong>2020</strong>


14<br />

5<br />

MODERNIZACIÓN<br />

<strong>REPORTE</strong> <strong>ELÉCTRICO</strong> TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN | <strong>MARZO</strong> <strong>2020</strong>


15<br />

MODERNIZACIÓN<br />

AVANCES EN GENERACIÓN DISTRIBUIDA<br />

La generación distribuida establecida bajo el marco de la ley 20.571 ha tenido una<br />

evolución paulatina pero creciente en los últimos años. Al respecto, y según<br />

información de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, entre el 2018 y<br />

el 2019, las instalaciones residenciales inscritas pasaron de 9,6 MW a 20,8 MW, más<br />

que duplicando su tasa de crecimiento. Aún cuando el total de capacidad instalada<br />

alcanza sólo a 45 MW a diciembre 2019, esto significa casi 6.000 instalaciones a lo<br />

largo de todo el país.<br />

CANTIDAD DE INSTALACIONES INSCRITAS<br />

CANTIDAD DE kW INSCRITOS<br />

2.000<br />

1.500<br />

1835<br />

1977<br />

25 mill<br />

20 mill<br />

20.812<br />

1.000<br />

500<br />

1321<br />

15 mill<br />

10 mill<br />

5 mill<br />

6.610<br />

9.671<br />

154<br />

0<br />

2017 2018 2019 <strong>2020</strong><br />

0<br />

2017<br />

2018<br />

3.012<br />

2019 <strong>2020</strong><br />

Fuente: Informe SEC Enero <strong>2020</strong><br />

Considerando las tasas de crecimiento que está exhibiendo, y el escenario de<br />

reducción constante de los costos de instalación de las tecnologías ERNC,<br />

esperamos que esta tendencia se acentúe, particularmente en el medio de la<br />

transición energética que estamos viviendo. Las tendencias tecnológicas en este<br />

ámbito apuntan a que la transición energética permitirá que cada vez sea más<br />

eficiente la incorporación de recursos distribuidos renovables en el sistema<br />

eléctrico. Si a ello sumamos los objetivos de descarbonización a nivel nacional y<br />

local, es evidente que sólo podemos esperar un crecimiento de la generación<br />

distribuida, vinculada a autoconsumo, pero también complementada con<br />

almacenamiento distribuido y con gestión eficiente de los consumos.<br />

Esto impone un desafío a la red de distribución, porque aún cuando es esperable que<br />

una parte de las instalaciones de generación distribuida le permita a algunos<br />

consumidores desconectarse de la red, la gran mayoría de las instalaciones estará<br />

inyectando y retirando energía de la misma, por lo que la gestión eficiente de esta<br />

operación a nivel distribuido requiere una mejora tecnológica de los sistemas de<br />

operación de la red y una gestión eficiente de la información operativa que se vaya<br />

generando. Ejemplo de ello es contar con la opción de la operación en isla ante<br />

desconexiones de la red, lo cual requiere del aumento de tecnología en la red que<br />

permita ver con mayor precisión lo que está sucediendo y poder seccionar el<br />

alimentador en zonas que puedan ser abastecidas por ésta tecnología.<br />

<strong>REPORTE</strong> <strong>ELÉCTRICO</strong> TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN | <strong>MARZO</strong> <strong>2020</strong>


16 MODERNIZACIÓN<br />

La regulación en la materia ha evolucionado, como puede observarse con la<br />

modificación realizada a la ley 20.571 durante el año 2018, a partir de la ley 21.118.<br />

Cabe destacar que las modificaciones introducidas tienen por objeto favorecer el<br />

desarrollo de proyectos diseñados para autoconsumo, principalmente residenciales<br />

y de industrias. Ello es importante desde el punto de vista regulatorio, para imponer<br />

un límite al tamaño de las instalaciones que se consideran parte del Netbilling. Así,<br />

los puntos principales introducidos en el cambio regulatorio son:<br />

La ampliación del límite de la de capacidad instalada de 100 kW a 300 kW, ya<br />

que hasta el momento proyectos superiores a 100 kW sólo podrían ser<br />

desarrollados como PMGD, donde las exigencias técnicas son mayores y deben<br />

tener de giro de generación, escapando al objetivo de autoconsumo.<br />

La definición de sistemas comunitarios o de propiedad conjunta, donde<br />

personas se pueden agrupar o asociar para desarrollar proyectos de generación<br />

distribuida, favoreciendo los desarrollos de comunidades, edificios o terrenos<br />

donde varias personas pudieran ser propietarias de un proyectos de este tipo,<br />

para descontar los excedentes de distintos domicilios.<br />

La implementación de propietarios de un Netbilling que pueden descontar sus<br />

excedentes en más de un domicilio, siempre y cuando se encuentre en la misma<br />

zona de concesión.<br />

Sin embargo, quedan importantes desafíos regulatorios por abordar, desde una<br />

perspectiva integral con la reforma que debe realizarse al segmento de distribución.<br />

El modelo regulatorio chileno, basado en fuertes incentivos a la eficiencia<br />

económica, pero con escasa preocupación por el cambio tecnológico y los desafíos<br />

de la transición energética, está desacoplado del concepto de generación<br />

descentralizada.<br />

Es fundamental que las inversiones necesarias para afrontar la transición energética<br />

lleguen a tiempo ante el crecimiento que esperamos de los recursos distribuidos, no<br />

sólo de la generación ciudadana, sino de sistemas de almacenamiento, vehículos<br />

eléctricos, entre otros. Para que el sistema eléctrico pueda transformarse en un<br />

sistema bidireccional, aprovechando los recursos renovables distribuidos, es clave<br />

que las inversiones necesarias para ello sean reconocidas adecuadamente en los<br />

procesos tarifarios, de manera de reducir los riesgos de cambio tecnológico que<br />

deberán enfrentar las empresas de distribución.<br />

Al existir mayor generación de éste tipo, se va necesitar contar con tecnología de<br />

visibilización y automatismos para obtener el mayor beneficio de éste tipo de<br />

proyecto, para lo cual necesitamos seguir impulsando el concepto de redes<br />

inteligentes. Es por ello que es tan importante que en la regulación de la distribución<br />

se incluyan mecanismos explícitos que permitan a las empresas distribuidoras<br />

realizar las inversiones que van a ser necesarias para que la generación<br />

descentralizada se desarrolle en forma sostenida y eficiente.<br />

<strong>REPORTE</strong> <strong>ELÉCTRICO</strong> TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN | <strong>MARZO</strong> <strong>2020</strong>


17<br />

6<br />

TRANSMISIÓN<br />

<strong>REPORTE</strong> <strong>ELÉCTRICO</strong> TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN | <strong>MARZO</strong> <strong>2020</strong>


18 TRANSMISIÓN<br />

LICITACIONES DE OBRAS DE TRANSMISIÓN<br />

COORDINADOR <strong>ELÉCTRICO</strong> NACIONAL<br />

Calendario Actividades de Licitación<br />

La siguiente tabla presenta las fechas de las distintas actividades de las licitaciones<br />

de obras de transmisión que se encuentra realizando el Coordinador Eléctrico<br />

Nacional.<br />

Actividades de<br />

Licitación<br />

Obras Nuevas<br />

Zonales<br />

DE 418/2017 2do<br />

Llamado<br />

Obras Nuevas DE<br />

4/2019 No<br />

condicionadas<br />

Obras<br />

Condicionadas<br />

DE 04/2019 y DE<br />

293/2018<br />

Obras de Ampliación<br />

DE 418/2017 3er<br />

Llamado y DE<br />

293/2018<br />

Obras de Ampliación<br />

DE 198/2019<br />

Obras de expansión<br />

de la transmisión<br />

DE 198-2019 y DE<br />

N°231-2019<br />

Publicación del<br />

Decreto<br />

19-08-2017<br />

09-01-2019<br />

09-01-2019<br />

19-08-2017<br />

5-08-2019<br />

5-08-2019 y<br />

27-08-2019<br />

Llamado a<br />

Licitación<br />

22-04-2019<br />

22-04-2019<br />

06-05-2019<br />

19-08-2019<br />

11-11-2019<br />

28-01-<strong>2020</strong><br />

Publicación de<br />

Bases, Inicio<br />

Adquisición de<br />

Bases, Inicio<br />

Periodo de<br />

Consultas<br />

18-04-2019<br />

18-04-2019<br />

09-05-2019<br />

26-08-2019<br />

29-11-2019<br />

31-01-202 Bases<br />

Administrativas,<br />

7-02-<strong>2020</strong> Bases<br />

ejecución y<br />

especificaciones<br />

técnicas<br />

Fin Periodo de<br />

consultas<br />

17-07-2019<br />

26-07-2019<br />

29-07-2019<br />

11-11-2019<br />

20-01-<strong>2020</strong><br />

22-05-<strong>2020</strong><br />

Fin Periodo de<br />

respuestas<br />

23-08-2019<br />

06-09-2019<br />

16-09-2019<br />

13-12-2019<br />

17-02-<strong>2020</strong><br />

22-05-<strong>2020</strong><br />

Fin Adquisición<br />

de Bases<br />

26-10-2019<br />

26-10-2019<br />

26-10-2019<br />

19-11-2019<br />

06-03-<strong>2020</strong><br />

Fin Modificación<br />

de Bases<br />

03-09-2019<br />

06-09-2019<br />

16-09-2019<br />

17-02-<strong>2020</strong><br />

19-02-2019<br />

28-05-<strong>2020</strong><br />

Inicio Recepción<br />

de Ofertas<br />

12-11-2019<br />

12-11-2019<br />

26-11-2019<br />

30-03-<strong>2020</strong><br />

14-04-<strong>2020</strong><br />

4-08-<strong>2020</strong><br />

Fin Recepción de<br />

Ofertas<br />

19-11-2019<br />

20-11-2019<br />

02-12-2019<br />

02-04-<strong>2020</strong><br />

16-04-2019<br />

6-08-<strong>2020</strong><br />

Acto de Apertura<br />

Administrativa y<br />

Técnica<br />

Acto de Apertura<br />

Económica<br />

21-11-2019<br />

06-02-<strong>2020</strong><br />

21-11-2019<br />

06-02-<strong>2020</strong><br />

04-12-2019<br />

20-02-<strong>2020</strong><br />

06-04-<strong>2020</strong><br />

15-06-<strong>2020</strong><br />

20-04-<strong>2020</strong><br />

30-06-<strong>2020</strong><br />

10-08-<strong>2020</strong><br />

22-09-<strong>2020</strong><br />

Adjudicación<br />

14-02-<strong>2020</strong><br />

14-02-<strong>2020</strong><br />

28-02-<strong>2020</strong><br />

23-06-<strong>2020</strong><br />

10-07-<strong>2020</strong><br />

5-11-<strong>2020</strong><br />

Licitaciones en Curso<br />

A continuación, me muestran las principales novedades de las licitaciones en curso.<br />

Obras de<br />

Ampliación<br />

DE 293/2018<br />

No condicionadas<br />

Obras Nuevas<br />

Zonales<br />

DE 418/2017 2do<br />

Llamado<br />

Obras Nuevas DE<br />

4/2019<br />

Obras<br />

Condicionadas<br />

DE 04/2019 y DE<br />

293/2018<br />

Obras de<br />

Ampliación<br />

DE 418/2017 3er<br />

Llamado y DE<br />

293/2018<br />

Obras de<br />

Ampliación<br />

DE 198/2019<br />

Obras de<br />

expansión de la<br />

transmisión<br />

DE 198-2019 y DE<br />

N°231-2019<br />

Se adjudican las<br />

obras<br />

Se adjudican las<br />

obras<br />

Se inicia el<br />

proceso de<br />

licitación<br />

<strong>REPORTE</strong> <strong>ELÉCTRICO</strong> TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN | <strong>MARZO</strong> <strong>2020</strong>


19 TRANSMISIÓN<br />

Obras de Ampliación DE 293/2018 No condicionadas<br />

El 18 de diciembre el Coordinador Eléctrico Nacional, emitió las actas de adjudicación<br />

de las Obras de Ampliación correspondiente a licitación relacionada con el<br />

Decreto Exento 293/2018, en la instancia se adjudicaron los siguientes proyectos:<br />

Obra<br />

Doble vinculación 220/110 kV en SE Cardones<br />

Ampliación SE Plantas<br />

Aumento de capacidad SE Colchagua<br />

Empresa Adjudicada<br />

Improlec S.A.<br />

Improlec S.A.<br />

Consorcio Cobra Servicios,<br />

Comunicaciones E Energía, Cobra<br />

Montajes, servicios y Agua<br />

Valor Adjudicado<br />

(US$)<br />

6.428.644,98<br />

10.367.361<br />

3.271.647<br />

Nuevo Transformador en SE Los Ángeles<br />

Consorcio Cobra Servicios,<br />

Comunicaciones E Energía, Cobra<br />

Montajes, Servicios y Agua<br />

3.494. 430<br />

Ampliación SE Chivilcán<br />

Cavalla Construcciones y<br />

Montajes<br />

3.391.581<br />

Ampliación SE Valdivia<br />

Consorcio Cobra Servicios,<br />

Comunicaciones E Energía, Cobra<br />

Montajes, servicios y Agua<br />

4.124.191<br />

Grupo 3: Tendido segundo circuito línea 2x110 kV Agua Santa<br />

– Placilla; Extensión línea 1x66 kV Las Piñatas – San<br />

Jerónimo; Aumento de capacidad línea 2x110 kV Aconcagua<br />

– Esperanza, segmento entre Se Río Aconcagua y SE Nueva<br />

Panquehue; Nuevo Transformador SE La Calera<br />

Sociedad Española de Montajes<br />

Industriales<br />

14.438.177<br />

Adecuación es SE El Salto<br />

Consorcio Cobra Servicios,<br />

Comunicaciones E Energía, Cobra<br />

Montajes, Servicios y Agua<br />

4.708.356<br />

Aumento de Capacidad de Línea 2x220 kV Ciruelos – Cautín<br />

Sociedad Española de Montajes<br />

Industriales<br />

18.175.800<br />

Aumento de capacidad de línea 2x220 kV Nueva Puerto Montt<br />

– Puerto Montt y ampliación de SE Nueva Puerto Montt<br />

Sociedad Española de Montajes<br />

Industriales<br />

6.505.293<br />

Grupo 11: Nueva SS móvil región de Valparaíso; Nueva SE<br />

móvil región de Maule; Nueva SE móvil región del Biobío y<br />

región de la Araucanía<br />

Consorcio Emelta Epc<br />

5.877.000<br />

Ampliación SE Monterrico<br />

Consorcio Cobra Servicios,<br />

Comunicaciones E Energía, Cobra<br />

Montajes, servicios y Agua<br />

4.101.059<br />

Subgrupo nº3: Ampliación SE Negrete; Aumento de capacidad<br />

de línea 1x66 kV Coronel – Horcones, segmento Tap Lota -<br />

Horcones<br />

Consorcio Cobra Servicios,<br />

Comunicaciones E Energía, Cobra<br />

Montajes, servicios y Agua<br />

6.900.951<br />

<strong>REPORTE</strong> <strong>ELÉCTRICO</strong> TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN | <strong>MARZO</strong> <strong>2020</strong>


20 TRANSMISIÓN<br />

Obras de expansión de la transmisión DE 198-2019 y DE N°231-2019<br />

El Coordinador Eléctrico Nacional, inició el proceso de licitación de las obras<br />

comprendidas en los Decretos Exentos N°198-2019 y N°231-2019. La adjudicación<br />

cosidera la ejecución y el derecho a la explotación de las respectivas Obras<br />

Nuevas y/o el derecho de construcción y ejecución de las Obras de Ampliación.<br />

Las obras a licitar son:<br />

N° Proyecto<br />

V.I.<br />

Referencial<br />

(MMUSD)<br />

C.O.M.A.<br />

Referencial<br />

(MUSD)<br />

Nueva Nacional<br />

19_231_ON_01<br />

Nueva S/E Seccionadora Roncacho<br />

4,93<br />

78,92<br />

Nueva Nacional<br />

19_231_ON_02<br />

Nueva S/E Seccionadora Agua<br />

Amarga<br />

6,76<br />

108,09<br />

Nueva Zonal<br />

19_231_ON_03<br />

Nueva S/E Seccionadora Damascal<br />

5,69<br />

91,04<br />

Nueva Zonal<br />

19_231_ON_04<br />

Nueva S/E Seccionadora Loncura<br />

5,7<br />

91,28<br />

Nueva Zonal<br />

19_231_ON_05<br />

Nueva línea 2x66 kV Nueva Nirivilo<br />

–Constitución, tendido del primer<br />

circuito<br />

11,41<br />

182,62<br />

Nueva Zonal<br />

19_231_ON_06<br />

Nueva Línea 2x110 kV Alto Melipilla<br />

–Bajo Melipilla, tendido del primer<br />

circuito<br />

3,15<br />

50,47<br />

Nueva Zonal<br />

19_231_ON_07<br />

Nueva S/E Seccionadora Codegua<br />

11,63<br />

186,06<br />

Nueva Zonal<br />

19_231_ON_08<br />

Nueva S/E Seccionadora Loica y<br />

Nueva Línea 2x220 kV Loica<br />

–Portezuelo<br />

37,63<br />

602,04<br />

Obras de Ampliación zonal<br />

19_198_OA_01<br />

Ampliación en S/E Portezuelo<br />

754<br />

120,65<br />

Obras de Ampliación zonal<br />

19_198_OA_02<br />

Ampliación en S/E Nueva<br />

NiriviloConsorcio<br />

0,4<br />

6,4<br />

Obras de Ampliación zonal<br />

19_198_OA_03<br />

Ampliación en S/E Constitución<br />

0,41<br />

6,53<br />

<strong>REPORTE</strong> <strong>ELÉCTRICO</strong> TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN | <strong>MARZO</strong> <strong>2020</strong>


21 TRANSMISIÓN<br />

Licitación Obras Nuevas contempladas en los Decretos Exentos 04/2019<br />

Con fecha 14 de febrero de <strong>2020</strong>, el Coordinador Eléctrico Nacional realiza el acto<br />

final de adjudicación de las derechos de explotación y ejecución de las obras Nuevas<br />

contempladas en el DE Nº 4/2019.<br />

Nombre Adjudicatario VATT (MUSD)<br />

Nueva SE seccionadora JMA 220 kV<br />

Transelec S.A<br />

1.297.820<br />

Nueva línea 4x220 kV des de SE Nueva Los<br />

Pelambres a Seccionamiento del segmento de la<br />

Línea 2x220 kV Los Piuquenes – Tap Mauro<br />

Consorcio Ferrovial Power<br />

Infraestructure Chile – Ferrovial<br />

Transco Chille II<br />

322.219<br />

Construcción Bypass para línea 1x220 kV Atacama<br />

– Esmeralda, línea 1z110 kV Esmeralda. – La<br />

Portada y línea 1x110 kV Mijillones – Antofagasta y<br />

Desmantelamiento<br />

Engie Energía Chile<br />

805.948<br />

Seccionadora Nueva La Negra 220/110 kV<br />

Engie Energía Chile<br />

1.010.948<br />

Nueva SE Seccionadora La Ruca 110 kV<br />

Sociedad Austral de Electricidad<br />

528.000<br />

Nueva SE Seccionadora Chagres 44 kV<br />

Chilquinta Energía<br />

389.707<br />

Nueva SE Seccionadora Parinacota 500/220 kV<br />

Transelec Holdings Rentas<br />

2.615.000<br />

Nueva línea 2x500 kV Parinas – Likanantai,<br />

energizada en 220 kV<br />

Engie Energía Chile<br />

6.464.948<br />

Nueva SE seccionadora Parinas 500/220 kV y Nueva<br />

línea 2x500 kV Parinas - Likanantai, energizada en<br />

220 kV<br />

Transelec Holding Rentas<br />

8.270.000<br />

Adjudicación licitación de los derechos de las obras condicionadas en el Decreto<br />

Exento Nº4 de 2019 y en el Decreto Exento Nº 293 de 2028<br />

El 27 de febrero, el Coordinador Eléctrico Nacional realizo el acto de adjudicación del<br />

proceso de licitación, adjudicando los siguientes proyectos:<br />

Código Proyecto Adjudicado Valor global [USD]<br />

19_D4_D293_OC_G01<br />

Transelec / Bosch<br />

1.497.323<br />

19_D4_D293_OC_G04<br />

Transelec / Inprolec<br />

4.144.259<br />

19_D4_D293_OC_G06<br />

Sociedad Austral de Electricidad /<br />

Efacec Engenharia E Sistemas<br />

1.089.174<br />

<strong>REPORTE</strong> <strong>ELÉCTRICO</strong> TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN | <strong>MARZO</strong> <strong>2020</strong>


22 TRANSMISIÓN<br />

CGE REALIZA OBRAS DE TRANSMISIÓN<br />

PARA MEJORAR CALIDAD DE SERVICIO<br />

Una serie de obras en Transmisión ha desarrollado CGE en diferentes zonas del país,<br />

con el fin de mejorar la calidad y continuidad del suministro para sus clientes y<br />

responder a las necesidades de ampliación del sistema.<br />

Entre las principales, se encuentran obras de ampliación, refuerzo y traslado de<br />

redes, potenciamiento de subestaciones y despeje de vegetación adyacente a líneas<br />

eléctricas en las regiones de La Araucanía, Biobío, Maule, O´Higgins y Metropolitana.<br />

Región de La Araucanía: Refuerzo de Línea de Transmisión Temuco- Padre las<br />

Casas y mantención y despeje de vegetación del tendido entre Temuco y Loncoche<br />

Durante 2019, y en el marco del Plan Araucanía desarrollado por CGE, se llevaron a<br />

cabo una serie de obras para mejorar el servicio la zona lacustre de la Araucanía y al<br />

resto de los clientes de la Región. Entre las tareas realizadas se cuentan labores de<br />

poda y tala en 60 kilómetros de líneas y mejora del trazado del tendido eléctrico entre<br />

Temuco y Loncoche y el refuerzo de la Línea de Transmisión Temuco-Padre Las<br />

Casas.<br />

Las obras mejoran la calidad del servicio eléctrico de más de 172 mil clientes,<br />

considerando que CGE está presente en 11 de las 32 comunas de la Región, y<br />

beneficiará a otros 100 mil atendidos por otras distribuidoras eléctricas.<br />

Para llevar a cabo el plan, se desplegaron más de 50 brigadas, compuestas por cerca<br />

de 250 técnicos y especialistas. Asimismo, se dispuso de maquinaria como<br />

chipeadoras, taladoras y retroexcavadoras para las labores de despeje de vegetación<br />

adyacente a las líneas de transmisión; reforzamiento de las redes e instalación de<br />

equipos reconectadores para mejorar los tiempos de recuperación en caso de<br />

interrupciones de suministro; despeje de vegetación en líneas de distribución<br />

eléctrica e instalación de generadores de respaldo en la zona lacustre.<br />

Asimismo, se intervinieron seis tendidos eléctricos: Línea Temuco-Loncoche una de<br />

las principales líneas eléctricos por el cual se transporta energía a la zona lacustre<br />

de la Región de La Araucanía, que incluye las localidades de Pucón, Villarrica y<br />

Curarrehue. El Circuito 2 de la línea Loncoche-Villarrica y las líneas de transmisión de<br />

Pullinque-Loncoche; Los Peumos-Curacautín; Victoria-Temuco y Villarrica-Pucón.<br />

En este caso, se contó con la colaboración de las comunidades para llevar a cabo las<br />

labores de mejoramiento de la red eléctrica.<br />

En el caso del denominado Plan Araucanía, se realizaron inversiones adicionales por<br />

más de 4.600 millones de pesos para llevar a cabo los trabajos.<br />

<strong>REPORTE</strong> <strong>ELÉCTRICO</strong> TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN | <strong>MARZO</strong> <strong>2020</strong>


23 TRANSMISIÓN<br />

Región del Biobío: Proyecto de Reforzamiento Arauco<br />

En diciembre de 2019 se entró en operación el proyecto “reforzamiento Arauco”, que<br />

consistió en la construcción de una nueva línea de 66 kV de 50 kilómetros entre las<br />

subestaciones Horcones y Tres Pinos, así como también una nueva subestación de<br />

66 kV, Curanilahue Norte.<br />

Esta nueva línea reforzó a la existente, de 66kv y 56 kilómetros de longitud, que se<br />

desarrolla a través de una compleja geografía que la expone a interrupciones de<br />

suministro. De esta forma, la nueva línea contribuye a mitigar el riesgo de<br />

desconexiones e interrupciones de servicios proveyendo de un sistema redundante<br />

de 66 kV.<br />

El proyecto, que inició construcción en el año 2017, y tuvo una inversión de 19.000<br />

millones de pesos, entrega respaldo de suministro a los clientes que pertenecen a la<br />

Provincia de Arauco.<br />

En las obras participaron empresas contratistas de construcción, administración e<br />

inspección de obras, en un trabajo en conjunto con los equipos de Transmisión de<br />

CGE.<br />

Regiones del Maule y Ñuble: Proyecto nueva LT 1x220 kV de 21km, Tap-Off Santa<br />

Isabel y ampliación de S/E Maule 220/154 kV – 300 MVA.<br />

La obra consistió en la construcción de una nueva línea de transmisión de 220 kV,<br />

junto con la nueva subestación Santa Isabel 220 kV y la ampliación de la<br />

Subestación Maule, agregando banco de transformadores 220/154 kV – 300 MVA.<br />

Gracias a esta obra, iniciada en 2012, y en la que se invirtieron cerca de 14.000<br />

millones de pesos, se asegura el abastecimiento de energía para la región del Maule,<br />

cerca de 360.000 clientes directos de CGE, además de otras empresas eléctricas,<br />

como cooperativas.<br />

<strong>REPORTE</strong> <strong>ELÉCTRICO</strong> TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN | <strong>MARZO</strong> <strong>2020</strong>


24 TRANSMISIÓN<br />

Región Metropolitana – O’Higgins: Modificación Línea de Transmisión 1x66 kV<br />

Rancagua-Paine, proyecto ampliación terceras pistas.<br />

El proyecto fue encargado a la compañía eléctrica por Intervial Chile SA,<br />

concesionaria de la autopista 5 Sur en este tramo y contempló el traslado de 11<br />

kilómetros de líneas de transmisión y estructuras de gran tamaño, como postes de<br />

hormigón armado y tubulares autosoportados, para despejar la faja donde se<br />

construirá una nueva pista de circulación para vehículos del principal acceso a<br />

Santiago desde el sur.<br />

Durante las obras se instalaron cerca de 37.950 metros de nuevos conductores<br />

eléctricos de alta calidad, en las 104 estructuras que se trasladaron.<br />

Los trabajos de conexión y traslado de la nueva línea fueron realizados por tramos<br />

de forma sistemática, sumando 19 desconexiones de energía las que, gracias a la<br />

labor realizada por los equipos en terreno fueron, imperceptibles para los clientes.<br />

Destaca la desconexión de la Subestación San Francisco de Mostazal, ubicada en un<br />

área de suministro sensible de la Región de O’Higgins.<br />

En las obras trabajaron más de 150 técnicos, personal de mantenimiento y<br />

supervisores en terreno. CGE contó con el apoyo de las empresas contratistas MAG,<br />

INFINITO y SIMATEC, además de las firmas locales TECNET y SERBRIP.<br />

Esta línea es capaz de transportar 54 (MW) de energía, lo que equivale al consumo<br />

de 15.000 hogares.<br />

Región Metropolitana: Nueva Subestación Padre Hurtado<br />

En agosto de 2019, la empresa puso en servicio la nueva Subestación Padre Hurtado,<br />

en la Región Metropolitana, la cual tiene 30 MW de potencia instalada en 110 kV,<br />

permitiendo «reforzar la infraestructura eléctrica en la zona, entregando mayor<br />

continuidad y seguridad de suministro eléctrico para cerca de 200 mil habitantes de<br />

la Provincia de Talagante (comunas de Isla de Maipo, El Monte, Peñaflor, Talagante y<br />

Padre Hurtado).<br />

Esta obra se complementó con trabajos de construcción de la línea aérea en 110 kV<br />

desde la Subestación Santa Marta (Comuna de Maipú) a la Subestación Padre<br />

Hurtado, que en el tramo 2 de su trazado coincide con la faja vía de la Empresa de<br />

Ferrocarriles del Estado (EFE), donde se proyecta la ampliación de las vías<br />

ferroviarias que unen Santiago y Melipilla, en el proyecto denominado “Melitren”.<br />

<strong>REPORTE</strong> <strong>ELÉCTRICO</strong> TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN | <strong>MARZO</strong> <strong>2020</strong>


25<br />

7<br />

PREVENCIÓN<br />

DE RIESGOS<br />

<strong>REPORTE</strong> <strong>ELÉCTRICO</strong> TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN | <strong>MARZO</strong> <strong>2020</strong>


26<br />

PREVENCIÓN<br />

GRANDES LOGROS EN PREVENCIÓN DE RIESGOS<br />

EN CGE EL 2019 Y NUEVOS DESAFÍOS <strong>2020</strong><br />

El excelente desempeño en Prevención de Riesgos el año 2019 para CGE está<br />

reflejado en la disminución de indicadores de accidentabilidad para personal propio<br />

y de empresas colaboradoras.<br />

Índices de Frecuencia y Gravedad (IF – IG) Personal Propio:<br />

Reducción índice de frecuencia, pasando de un 1,2 el 2018 a un 0,61 el 2019, es<br />

decir 50% hacia a la baja.<br />

Reducción índice de gravedad, pasando de un 0,15 el 2018 a un 0,07 el 2019, es<br />

decir 53% hacia a la baja.<br />

Índices de Frecuencia y Gravedad (IF – IG) Personal Contratista:<br />

Reducción índice de frecuencia, pasando de un 5,61 el 2018 a un 5,32 el 2019,<br />

es decir 5% hacia a la baja.<br />

Reducción índice de gravedad, pasando de un 0,11 el 2018 a un 0,06 el 2019, es<br />

decir 45% hacia a la baja.<br />

<strong>REPORTE</strong> <strong>ELÉCTRICO</strong> TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN | <strong>MARZO</strong> <strong>2020</strong>


27 PREVENCIÓN<br />

Lo anterior, está apalancado por una serie de acciones proactivas establecidas por<br />

la Gerencia General de la Compañía y que fueron cumplidas por personal propio y de<br />

empresas contratistas que prestan servicios en distintos procesos de CGE.<br />

Incidentes Personal Propio y Contratistas: Campaña de reportabilidad<br />

sostenida de incidentes; reflejándose en un aumento de 2,8 veces, respecto al<br />

2018. Es decir, de 883 incidentes informados el 2018, a un total de 2.489<br />

reportados el 2019.<br />

Foco en los Incidentes de Potencial de Lesión Grave o Fatal (PLGF): Los<br />

incidentes PLGF tienen un tratamiento más exhaustivo en su investigación y<br />

medidas preventivas con un mayor seguimiento en su aplicación y efectividad<br />

en la operación.<br />

Observaciones Preventivas de Seguridad (OPS): De una meta de 347 OPS que<br />

se realizan desde los ejecutivos hasta el nivel de jefaturas, alcanzando el año<br />

2019 un total de 517, con un cumplimiento de un 49% más de OPS.<br />

Inspecciones de Seguridad (IDS): Inspecciones realizadas por los supervisores<br />

en terreno a personal contratista, de tal forma de verificar el cumplimiento de<br />

procedimientos, equipos y herramientas en buen estado y de la validación del<br />

personal, donde de una meta de 2.410 para el año 2019, se llegó a un real de<br />

2.695, con un cumplimiento de un 12% más de la meta indicada.<br />

Asistencias reuniones de seguridad y salud (RSS): Durante el año 2019 a nivel<br />

nacional, se realizaron 2.881 reuniones de seguridad, donde la meta de<br />

asistencia del personal fue de 14.336, alcanzando un real de asistencia de<br />

16.044, con un cumplimiento de un 12% más de la meta.<br />

Asistencias reuniones periódicas con empresa contratistas (RPEC): Durante el<br />

año 2019 se realizaron 490 reunión de seguridad con ejecutivos, gerentes o<br />

administradores de las empresas contratistas para revisar el avance de sus<br />

programas de seguridad, revisión de indicadores e implementación de medidas<br />

preventivas y correctivas de seguridad, de una meta de asistencias de 552,<br />

ejecutivos hasta jefatura de CGE a estas reuniones, se llegó a un real de 1.102<br />

de asistencia, duplicando la meta.<br />

Paralización Faenas: Respecto a la paralización de faenas, se realizaron 131<br />

paralizaciones, permitiendo corregir in-situs o volver a planificar.<br />

<strong>REPORTE</strong> <strong>ELÉCTRICO</strong> TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN | <strong>MARZO</strong> <strong>2020</strong>


28 PREVENCIÓN<br />

El <strong>2020</strong> es un año desafiante para el sector eléctrico y en prevención de riesgos se<br />

seguirá trabajando con mayor fuerza en CGE.<br />

Dentro de la ruta de gestión de Prevención de Riesgos año <strong>2020</strong>, está posicionar una<br />

herramienta muy importante de medición de indicadores, llamada métrica de<br />

seguridad y salud que está enfocada en la medición de la gestión de las empresas<br />

contratistas. La métrica de seguridad y salud establece un mecanismo que permitirá<br />

evaluar de forma objetiva y homogénea el comportamiento de las empresas en esta<br />

materia. Con ello, se define el cómo medir, controlar y gestionar la mejora continua<br />

en el desempeño en seguridad y salud. Los ítems de medición son:<br />

Índice de Frecuencia (IF): En base a la meta del índice de frecuencia<br />

establecido por CGE.<br />

Índice de Madurez (IM): Se considera la implicación y compromiso de la<br />

empresa contratista con el proyecto de seguridad y salud de CGE. Aspectos<br />

importantes aquí son; Involucramiento por parte de los Gerentes de la empresa<br />

en la seguridad y salud; Compromiso visible de la Gerencia General con el<br />

proyecto de seguridad y salud; Diligencia en la solución de las deficiencias<br />

detectadas en sus faenas; Colaboración de los ejecutivos y administradores de<br />

contrato de las empresas contratistas en las actividades de supervisión y<br />

Cumplimiento del programa de seguridad y salud.<br />

La métrica positiva: Son las acciones de mejoras de; Levantamiento de<br />

Incidentes reportados en los cuales se contemplen las acciones preventivas<br />

puestas en marcha y/o lecciones aprendidas; Paralización de trabajos al<br />

detectar situaciones de riesgo que no se hayan gestionado, que hayan sido<br />

comunicadas por el ejecutor de un trabajo y que hayan sido valoradas<br />

favorablemente de acuerdo a lo indicado en una guía de aplicación;<br />

Inspecciones de Seguridad (IDS) realizadas, con hallazgos; Accidentes sin<br />

bajas, sucesos investigados con análisis de cauda raíz, planes con acciones<br />

implementadas.<br />

Además, se seguirá trabando en actividades que permitan la disminución de índices<br />

de frecuencia y gravedad (IF – IG) de personal propio y personal contratista, aumento<br />

sostenido de reportabilidad de incidentes, focalización en la calidad de la<br />

reportabilidad y seguimiento e implementación de los planes de acción,<br />

cumplimiento de indicadores proactivos de observaciones preventivas de seguridad<br />

(OPS), inspecciones de seguridad (OPS), asistencias reuniones de seguridad y salud,<br />

asistencias reuniones periódicas con empresa contratistas, paralización faenas y<br />

seguimiento, control de auditarías en terreno. Trabajo que suman a todos los<br />

Comités Paritarios de Higiene, Seguridad y Faena de la Compañía.<br />

<strong>REPORTE</strong> <strong>ELÉCTRICO</strong> TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN | <strong>MARZO</strong> <strong>2020</strong>


29<br />

8<br />

AGENDA<br />

LEGISLATIVA<br />

<strong>REPORTE</strong> <strong>ELÉCTRICO</strong> TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN | <strong>MARZO</strong> <strong>2020</strong>


30 AGENDA<br />

AGENDA LEGISLATIVA<br />

Reglamentos en Trámite<br />

A continuación se detallan los reglamentos del sector eléctrico que se encuentran<br />

actualmente en trámite ante la Contraloría General de la República.<br />

Fecha<br />

Materia<br />

Estado<br />

1 de febrero de 2019<br />

Reglamento de calificación, valorización,<br />

tarificación y remuneración de las<br />

instalaciones de transmisión.<br />

Reingresado a Controlaría el 26 de<br />

diciembre de 2019<br />

11 de julio de 2019<br />

Reglamento de generación distribuida para<br />

autoconsumo (Reglamento Netbilling).<br />

Retirado de Contraloría el 31 de<br />

enero de <strong>2020</strong><br />

17 de septiembre de 2019<br />

Reglamento para medios de generación de<br />

pequeña escala (Medios de generación de<br />

pequeña escala).<br />

Retirado de Controlaría el 20 de<br />

febrero de <strong>2020</strong><br />

Reglamentos tomados de razón por la Contraloría<br />

Durante el periodo de enero a marzo del <strong>2020</strong>, se ha tramitado el siguiente<br />

reglamento:<br />

Reglamento de seguridad de las instalaciones de consumo de energía eléctrica<br />

(Reglamento Norma 4): Tomado de razón por Contraloría General de la<br />

República y publicado en el Diario Oficial el 5 de marzo de <strong>2020</strong>.<br />

Normas Técnicas publicadas<br />

Durante el periodo de enero a marzo del <strong>2020</strong>, han entrado en vigencias las<br />

siguientes normas técnicas:<br />

Norma Técnica de Servicios Complementarios y Modificaciones a la Norma<br />

Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio, y Anexos Técnicos. Publicada el 18<br />

de diciembre de 2019 en Res. Exenta Nº 786 y con vigencia desde el 1 de enero<br />

de <strong>2020</strong>.<br />

<strong>REPORTE</strong> <strong>ELÉCTRICO</strong> TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN | <strong>MARZO</strong> <strong>2020</strong>


31<br />

9<br />

NOTAS<br />

CON VALOR<br />

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32 NOTAS<br />

Asociación de<br />

Empresas Eléctricas<br />

recibe Sello “Huella<br />

Chile” de<br />

Cuantificación de<br />

Gases de Efecto<br />

Invernadero<br />

Como parte de su estrategia de Sostenibilidad, la Asociación de Empresas Eléctricas<br />

se unió al Programa HuellaChile del Ministerio de Medio Ambiente, comenzando con<br />

su primera evaluación y seguimiento de su huella de carbono, y recibió su primer<br />

Sello de Cuantificación correspondiente al año 2018 más un Diploma de<br />

Reconocimiento como organización perteneciente al programa.<br />

El programa HuellaChile es un programa creado el 2013 por el Ministerio de Medio<br />

Ambiente, que busca fomentar la gestión de gases de efecto invernadero (GEI) en<br />

organizaciones públicas y privadas para la mitigación de las emisiones de GEI en el<br />

país.<br />

HuellaChile proporciona a las organizaciones participantes una herramienta de<br />

cálculo de emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) corporativa, desarrollada<br />

en conformidad con las normas chilenas NCh-ISO 14064:2013 (parte 1) y las<br />

Directrices del IPCC del 2006 para la Elaboración de Inventarios Nacionales de GEI,<br />

lo cual incrementa la credibilidad, coherencia y transparencia de la cuantificación de<br />

GEI, estandarizando las especificaciones de contabilidad y reporte.<br />

“Como gremio estamos muy orgullosos por este reconocimiento, y nos<br />

comprometemos a seguir trabajando en la Gestión del Carbono en nuestra<br />

organización, para seguir avanzando también en la obtención de los sellos de<br />

reducción, neutralización y excelencia, que son los próximos pasos de esta gran<br />

iniciativa”, comentó Rodrigo Castillo, Director Ejecutivo de Empresas Eléctricas A.G.<br />

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33 NOTAS<br />

CGE certifica en<br />

técnicas de<br />

construcción a vecinos<br />

de Romeral y<br />

Constitución<br />

A través del programa de capacitación “Valor<br />

Comunitario”, en conjunto con la OTIC CChC<br />

y Corporación Cimientos, se entregaron<br />

herramientas a los beneficiarios para<br />

mejorar su inserción laboral o el<br />

emprendimiento propio.<br />

CGE, distribuidora eléctrica con presencia entre las regiones de Arica y Parinacota y<br />

La Araucanía, realizó esta semana las ceremonias de cierre de los programas de<br />

capacitación en técnicas de construcción en las comunidades de Romeral y<br />

Constitución.<br />

Cerca de 30 vecinos de las juntas de vecinos Villa San José de Romeral y Villa Santa<br />

María de Constitución, recibieron 160 horas de capacitación en técnicas de<br />

carpintería, terminaciones, revestimientos y cerámicos, por parte de la Corporación<br />

Cimientos y la OTIC de la Cámara Chilena de la Construcción.<br />

La práctica de las técnicas aprendidas se realizó en los mismos espacios o<br />

infraestructuras de las juntas de vecinos donde pertenecen los participantes,<br />

beneficiando de esta manera a más familias del sector.<br />

En las ceremonias estuvo presente por parte de CGE, el Gerente de Instituciones y<br />

Comunidades Zona Sur, Christian Araya, quien destacó lo relevante de este programa<br />

para los vecinos, ya que les permite obtener herramientas reales de inserción laboral,<br />

con las cuales a su vez pueden ayudar a su propio entorno.<br />

Cabe destacar que esta actividad es parte de las acciones de Responsabilidad Social<br />

Corporativa que CGE lleva a cabo en las comunidades donde está presente y que<br />

busca entregar herramientas que ayuden a los vecinos a insertarse laboralmente.<br />

El programa, en su primera etapa de ejecución, considera a las comunas de Iquique,<br />

Antofagasta, Copiapó, La Serena, La Ligua, Peñaflor, Talagante, Machalí, Romeral,<br />

Constitución y Villarrica, esta última la próxima semana realizará su ceremonia de<br />

certificación en el club Discapacitados CLUDIVI Catedral.<br />

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34 NOTAS<br />

Transelec certifica<br />

origen renovable de<br />

energía en cuatro<br />

subestaciones con<br />

tecnología blockchain<br />

20 paneles fotovoltaicos instalados en<br />

edificios de cuatro instalaciones de la<br />

compañía son parte de un proyecto de<br />

certificación de energías renovables, a<br />

través de plataforma blockchain,<br />

desarrollado dentro de nuestro portafolio de<br />

innovación.<br />

A mediados de 2019 Transelec instaló paneles solares en los techos de sus<br />

instalaciones en las subestaciones Alto Jahuel (Buin), Cerro Navia, Itahue (Molina) y<br />

Temuco, un proyecto piloto que, además de generar energía para el autoconsumo,<br />

busca explorar el uso de la tecnología blockchain para certificar el origen de la<br />

energía y otras aplicaciones.<br />

“Hicimos este desarrollo en blockchain porque entrega información en tiempo real,<br />

en línea, de manera segura y verificable”, explica Alex Alegría, subgerente de Nuevas<br />

Tecnologías de Transelec. “De cierta manera nos permite ‘pintar los electrones’, y lo<br />

pintamos de verde si su origen es renovable”, ejemplifica.<br />

El piloto, que está inserto dentro un portafolio de proyectos de innovación y<br />

transformación digital que gestiona Transelec, consta de 20 paneles solares que a la<br />

fecha han generado cerca de 16 MWh renovables, lo que significa una reducción de<br />

6,45 toneladas de CO2 en la operación de la compañía.<br />

Estos valores están siendo medidos directamente desde los puntos de generación y<br />

son actualizados con un medidor inteligente que registra la energía producida por<br />

los paneles y los consumos, información que es enviada por un comunicador<br />

inalámbrico a una plataforma blockchain capaz de identificar de dónde viene la<br />

energía consumida.<br />

<strong>REPORTE</strong> <strong>ELÉCTRICO</strong> TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN | <strong>MARZO</strong> <strong>2020</strong>


35 NOTAS<br />

Se puede así definir el origen de la energía que se está utilizando en estas<br />

subestaciones, en este caso renovable y autogenerada, y con ello calcular la<br />

reducción de emisiones.<br />

La plataforma ya está funcionando y en el corto plazo se pretende contar con una red<br />

más amplia que ofrezca trazabilidad y transparencia a organizaciones que quieran<br />

dar cuenta de su compromiso medioambiental a lo largo de su cadena de valor,<br />

certificando que la electricidad que están usando para sus procesos, productos y<br />

servicios proviene de fuentes renovables.<br />

“Estas subestaciones están siendo usadas como laboratorios, pequeñas redes<br />

inteligentes donde vamos a poder prototipar no solo la certificación del origen de la<br />

energía sino también otras iniciativas relacionadas con la tecnología blockchain”,<br />

indicó Alex Alegría.<br />

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