Transmisión: Coordinador Eléctrico busca incluir escenarios de hidrógeno verde en propuesta de expansión 2024

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El Coordinador Eléctrico Nacional informó que «se está realizando un levantamiento de información con el Ministerio de Energía para el desarrollo de un escenario específico de H2V, que permitirá el desarrollo de sensibilidades particulares al desarrollo de esta industria, las que serán incorporadas en el informe de Propuesta de Expansión de la Transmisión 2024.

De acuerdo con lo indicado en el Diagnóstico del uso esperado del Sistema de Transmisión, publicado por el organismo, «si bien se espera un amplio desarrollo de la industria H2V en el país, a la fecha no se cuenta con información de puntos de conexión y demanda probable, además de la posibilidad que varios de estos proyectos se materialicen con una conexión Off-Grid. Es por ello por lo que, al cierre de las proyecciones del presente ejercicio de diagnóstico, no se han incluido proyectos H2V».

El diagnóstico del uso esperado del sistema de transmisión entrega a la industria un análisis sobre la evolución de los flujos de potencia a través del sistema de transmisión nacional y zonal para el mediano y largo plazo, entregando una señal del desarrollo esperado del SEN tanto en generación como en transmisión.

Proyecciones

En el documento se estima un crecimiento de demanda promedio anual del Sistema Eléctrico Nacional de entre 2,0% y 2,3% en los escenarios de demanda media y alta respectivamente, en el período 2023-2043.

Por el lado del sistema de transmisión nacional, se proyecta un potencial desarrollo de la generación, «desde el norte hasta la región del Maule (8.1 GW escenario A y 10.0 GW escenario D) y en las regiones desde Ñuble al sur (3.8 GW escenario A y 4.0 GW escenario D), destacando las tecnologías Eólica, Solar FV y almacenamiento hacia el final del horizonte contemplado (año 2043)», mientras que en almacenamiento con baterías BESS «se espera la conexión de hasta 2,2 GW de sistemas de BESS localizados principalmente en el Norte Grande, con autonomías de entre 2 y 6 horas».

«El análisis del uso de las instalaciones del sistema de transmisión nacional considera la instalación de hasta 2,7 GW en almacenamiento en el Norte Grande. Este almacenamiento es principalmente BESS que actúan como complemento a las centrales de ERV en la zona, lo que ayuda a evitar o reducir congestiones directas en el Norte Grande del SEN. A pesar de estas medidas, algunas congestiones persisten, como el tramo 220 kV Andes – Likanantai, que podrían experimentar congestiones de hasta el 18% de las horas anuales durante los años del horizonte, o el tramo 220 kV Nueva Chuquicamata – Kimal, que muestra potenciales congestiones desde 2027 y alcanzando hasta el 6% de las horas anuales al final del horizonte», sostiene el estudio.

«En cuanto a la conexión del norte con el centro del país, los resultados no muestran congestión de la línea HVDC Kimal – Lo Aguirre de norte a sur en ambos escenarios. Por otra parte, se observan congestiones que llegan hasta el 12% de las horas anuales en el tramo 2×500 kV Pan de Azúcar –Polpaico hasta el año 2029. Estas congestiones disminuyen con la entrada en operación de la línea HVDC Kimal – Lo Aguirre y con un aumento de la capacidad de transferencia por el sistema de 500 kV entre Parinas – Seccionadora Lo Aguirre. No se anticipa que las congestiones en el tramo 2×500 kV Pan de Azúcar – Polpaico superen el 15% de las horas anuales en horario diurno hasta 2038», se añade.