Coordinador Eléctrico Nacional mostrará antecedentes para avanzar hacia un mercado de ofertas

Dic 5, 2023 | Panorama Energético

Este es uno de los temas que menciona el director ejecutivo del organismo, Ernesto Huber, en entrevista con ELECTROMINERÍA.

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A fines de este mes el Coordinador Eléctrico Nacional dará a conocer los antedecentes de un estudio que encargó para avanzar hacia un modelo de mercado de ofertas en el sector eléctrico, el cual será presentado a los actores de la industria, según indica Ernesto Huber, director ejecutivo del organismo.

Este es uno de los puntos que aborda la autoridad en entrevista con ELECTROMINERÍA, donde también repasa los principales hitos operacionales de este año, en que se destaca la interconexión de 1.600 MW de potencia durante este ejercicio, además de entregar sus perspectivas sobre el almacenamiento de energía en el Sistema Eléctrico Nacional.

Hitos

¿Cuáles son los principales resultados operacionales del SEN durante este año?

En lo operacional, vemos que el cambio en el régimen hidrológico, después de más de 10 años de sequía consecutiva, es uno de los hitos más relevantes. El primer semestre había incertidumbre respecto cómo estaría el aporte hídrico para el invierno -por lo tanto de las condiciones de abastecimiento del sistema-, pero vimos que a partir del 23 de junio se produjo un evento importante que llevó a la mayoría de los embalses estacionales a sus cotas máximas, lo que después se reforzó con otros eventos meteorológicos.

Esto ha implicado que hoy la hidroelectricidad ha tenido un aporte muy relevante en la generación y nos ha llevado a tener peaks de energía renovable horaria (solar, eólico, biomasa e hidráulico). Lo anterior, ha permitido disminuir la generación térmica en base a combustibles fósiles en el sistema. En algunas horas del día, según muestran los datos al cierre de octubre, la generación con estos combustibles ha sido inferior al 10% de la generación total del sistema.

¿Cree que se acrecentará la tendencia de las ERNC en la participación de la generación bruta, versus la energía térmica?

Las cifras dan cuenta de que es cada vez más predominante la generación renovable, lo que incluye la ERNC. Esto se explica por factores coyunturales, como la condición hídrica, pero también por mayor capacidad instalada solar y eólica en todo el sistema. En lo que va del año ya se han conectado del orden de 1.600 MW en un total aproximado de 70 centrales.

Además, la autoridad ha aprobado el retiro de algunas centrales térmicas, lo que anticipa que la generación renovable seguirá creciendo en su importancia y participación en la capacidad instalada en el sistema.

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¿Cuáles son las principales medidas que han tomado este año para enfrentar la salida de centrales a carbón?

La Comisión Nacional de Energía nos solicitó estudios de seguridad para autorizar el retiro de algunas centrales a carbón, como Ventanas 2, a partir del 31 de diciembre. En este caso, vimos que su retiro no degrada la seguridad del sistema, conforme se han terminado las obras para reforzar el sistema de transmisión que conecta la zona costa de la Región de Valparaíso con el Sistema Eléctrico Nacional.

En términos globales respecto de este proceso, estamos trabajando en una serie de medidas estipuladas en la Hoja de Ruta para una Transición Energética Acelerada que nos permitan operar una red 100% renovable a partir de 2030. Para esto, hay puntos que son críticos: primero, disponer de equipos para el control de tensión y fortaleza de red en la zona norte, segundo contar con almacenamiento para abastecer el sistema a partir de la puesta de sol, y, tercero, que las plantas renovables existentes y futuras entreguen atributos que aporten a la seguridad a la red, tanto en la operación normal, como ante perturbaciones o contingencias.

Para esto último se requieren varias medidas, una de ellas es que necesitamos que las plantas renovables (solar y eólicas) se verifiquen para dar servicios complementarios. Hoy sólo hay dos validadas para participar en el servicio complementario de control de frecuencia (CSF). Ello nos permitirá contar con más recursos para realizar el control de frecuencia y control de tensión en el sistema.

Respecto a instalar equipos que ayuden a dar fortaleza a la red, lo que esperamos se logre con la licitación para instalar condensadores síncronos en la zona norte, donde próximamente esperamos recibir ofertas para la licitación del Servicio Complementario de Control de Tensión.

Chile está avanzando en la integración de energías renovables y, en el Coordinador, vemos que esto es un proceso irreversible, entre otros motivos, porque las nuevas tecnologías representan alternativas de generación libre de emisiones y con costos más accesibles que las tecnologías convencionales.

¿Cómo evalúa la inyección actual de almacenamiento y cuáles son las perspectivas de crecimiento para la generación bruta, en el corto plazo?

En materia de almacenamiento, vemos que instalar entre 2.000 y 4.000 MW de capacidad es beneficioso para el sistema. En concreto, y en base a un estudio recientemente publicado, el mejor escenario sería contar con el orden de 2.000 MW a 2026, lo que produciría más de US$ 500 millones de ahorro al sistema, como costos de inversión, operación y falla, para el período 2026-2032. El almacenamiento es prioridad hoy, porque nos permitiría hacer manejo de rampas (cuando el sol se esconde) y aprovechar parte de la energía que hoy no está pudiendo ser generada, principalmente por falta de demanda en horario solar.

Respecto de la generación bruta, creció del orden de 1% acumulado a septiembre. Sobre el futuro, resulta clave la electrificación de los consumos, para efectos de compensar la sobreoferta de generación que se presenta particularmente en el horario solar. Al respecto esperamos para los próximos 2 años llegar a del orden de 13.000 MW de potencia instalada en parques solares, con demandas, que en horario diurno, no superarían los 11.000 MW.

¿Cómo están funcionando los sistemas de pronósticos para la generación ERV?

En el Coordinador hemos implementado un sistema de pronósticos avanzado que tiene múltiples fuentes de información. Desde luego los Coordinados tienen que enviarnos sus pronósticos, los que son complementados con propios del Coordinador. Esto ha permitido que estemos desarrollando un sistema que es útil para la programación de la operación, ya que el sistema aplica aprendizaje (Machine Learning), considerando el comportamiento de la operación real y las diferentes fuentes de información de pronósticos para obtener los perfiles con menor desviación. Los análisis de los desempeños de este sistema se encuentran en reportes disponibles para el público general en la web del Coordinador.

En un sistema con alta integración de energía renovable variable, los pronósticos son relevantes porque de sus valores dependen algunas decisiones que se deben tomar, como encender o no alguna central térmica. Hemos visto situaciones donde un paso de nubosidad en el norte implica la baja de generación de cientos de MW, equivalentes a un ciclo combinado, por lo que tener pronósticos certeros es cada vez más importante. Por eso, es importante destacar el trabajo que se está haciendo a nivel industria y en el Coordinador para dar robustez a este tema y que sea un elemento útil tanto para la programación de la operación, como también para la operación en tiempo real.

¿Qué medidas destaca para gestionar la estrechez de transmisión en ciertas zonas del SEN?

La situación de estrechez u holgura en las líneas de transmisión no es estática, depende en gran medida de los recursos de generación disponible en las distintas zonas del sistema en un momento determinado, respecto de la demanda en dichas zonas y la cantidad necesaria de energía a transportar hacia aquellas zonas con demanda que no puede ser abastecida con recursos locales de generación económica, para ello son estas líneas de transmisión.

Así, el año pasado, y la primera mitad de este ejercicio, se veían líneas congestionadas en el día por el transporte de energía solar concentrada principalmente en la zona norte del sistema, hacia la zona central de éste, pero con mucho espacio disponible durante las noches, situación que cambió con el mayor aporte hidroeléctrico en la zona centro-sur. Desde fines de junio, conforme la mayor disponibilidad de recursos hídricos en el sistema, se han visto holguras en el corredor norte-sur del sistema de transmisión nacional. Esto se explica porque las demandas de la zona sur se están pudiendo abastecer localmente de manera económica, complementando lo que pasa en el norte del país con la generación fotovoltaica. Es decir, hay más oferta que demanda en horario solar. Esta situación actual, refuerza la necesidad de contar con almacenamiento que permita aprovechar esos excedentes económicos en otros horarios. Complementariamente, y para hacer un mejor uso del sistema de transmisión existente, hemos identificado líneas con potencial de implementación de unos dispositivos denominados DLR, los que básicamente permiten monitorear en tiempo real las capacidades de transmisión de ciertas líneas de transmisión que presentan limitaciones térmicas, y monitorearlas  en aquellos momentos donde existe buena ventilación y mayor enfriamiento de sus conductores, lo que aumenta sus límites térmicos, y por ende los niveles de transferencia de electricidad que pueden transportarse entre zonas.

¿Qué medidas han implementado para avanzar en el mercado de corto plazo?

Respecto al Mercado de Corto Plazo, hemos iniciado una consultoría para analizar posibles cambios para avanzar hacia un mercado de ofertas. Esto es resorte de la autoridad regulatoria, pero queremos aportar antecedentes de cómo podría estructurarse un modelo de esta naturaleza, adaptado a la realidad local y con resguardo de aspectos de competencia. El proceso está en marcha y esperamos que el 21 de diciembre la consultora que está trabajando en esto pueda presentar un avance a toda la industria, por lo que desde ya los invitamos a estar informados.

¿Cuáles son las futuras medidas que preparan para la operación del SEN?

A nivel operacional, lo más relevante tiene relación con la implementación de la denominada Programación Intradiaria, la que había comenzado su marcha blanca a fines de diciembre pasado. La Programación Intradiaria permite, en términos simples, hacer una reprogramación de las centrales durante el día en base a cambios relevantes que se hayan producido en la operación en tiempo real, con el objetivo de obtener una operación a mínimo costo. Desde diciembre que está en etapa de marcha blanca y esperamos que pronto comience a ser vinculante para los coordinados.

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