abril 5, 2022 | Industria
Siete son las recomendaciones para avanzar en materia de competencia en el sector eléctrico, realizada por la Unidad de Monotoreo de la Competencia del Coordinador Eléctrico Nacional, en cuyo informe de marzo se abordó la caracterización del mercado, así como su concentración y poder, las licitaciones en el sistema eléctrico local, servicios complementarios y los pequeños medios de generación distribuida.
Los consejos que menciona el documento son los siguientes:
-Tránsito a subastas vinculantes de energía: «Es necesario modificar el sistema de taRificación del mercado mayorista para llevarlo a un sistema que es utilizado en otros mercados eléctricos a nivel internacional, los cuales también están transitando a altos niveles de incorporación de energías renovables.
También se indica la necesidad de efectuar los estudios «para definir el diseño óptimo de un mercado de subasta de energía y servicios complementarios (SSCC) co-optimizado de carácter vinculante para la programación diaria (day-ahead). Este diseño de mercado debe mantener la remuneración por potencia de suficiencia, cuya normativa debe ser revisada en consistencia con las subastas de energía».
–Licitaciones de Obras de Ampliación: «Se requiere efectuar modificaciones para que estas obras se realicen en tiempo y en forma costo efectiva. Para esto se recomienda modificar el Art. 95° de la LGSE y el Título IV del Reglamento de los Sistemas de Transmisión y de la Planificación de la Transmisión en lo que corresponda, para que los responsables de efectuar la licitación y la elaboración de las respectivas bases de licitación de obras de ampliación contenidas en los decretos de expansión de la transmisión sean las empresas transmisoras propietarias de las instalaciones sujetas a ampliación».
–Incorporación de nuevos Servicios Complementarios: «A fin de lograr un mejor desempeño del sistema eléctrico en el proceso de transición a la carbono neutralidad y, con ello, promover la competencia, el Coordinador continuará impulsando la incorporación de nuevos servicios complementarios como Inercia y Fortaleza de Red. Asimismo, se trabajará en viabilizar la participación de otros agentes al mercado de SSCC, como sería la participación de la demanda en CTF, analizando las condiciones de habilitación, y la mejora continua del diseño de subastas».
–Monitoreo y revisión de los parámetros técnicos de las unidades generadoras del Sistema: «Sin perjuicio de la labor de monitoreo del comportamiento de los agentes en tiempo real que realiza la UMC, el Coordinador continuará revisando la consistencia, veracidad y trazabilidad de variables claves que determinan con costos marginales de energía, como son los costos de combustibles, costos variables no combustibles, entre otros».
-Normas técnicas y procedimientos del Coordinador: «En el contexto de los procesos normativos que realiza la CNE se recomienda incorporar los criterios establecidos por la FNE en sus Guías a fin de identificar posibles efectos negativos sobre la competencia, así como resguardar las actividades que la Ley y la normativa vigente han otorgado al Coordinador y evitar una sobrerregulación por medio de Normas Técnicas, dejando espacio para los procedimientos internos del Coordinador en materias específicas relativas a la operación del Sistema».
-Modificar el actual D.S. 88 en lo referido al mecanismo de estabilización de precios para medios de generación de pequeña escala: «Considerando que el mecanismo de integración de pequeños medios de generación no es planificado en cuanto a la localización de la generación ni los montos de potencia a conectar por alimentador de distribución, con las consecuencias indicadas en el capítulo VI, y dado que el mecanismo de precios estabilizados posee sesgos y hasta ahora no parece abordar la problemática descrita, se recomienda establecer precios nodales con mayor granularidad, con el fin de que exista un crecimiento orgánico y evitar las externalidades negativas en el sistema de transmisión».
-Mejorar el acceso a la información y calidad de los datos que recibe el Coordinador: Los mercados de electricidad son particularmente propensos a la explotación del poder de mercado, ya sea de forma individual o conjunta. En este contexto, la disponibilidad de información resulta crucial para el desarrollo competitivo de estos mercados, razón por la que la disponibilidad oportuna, completa y fiable de datos, que ayudan a comprender el funcionamiento del mercado, es necesario para disminuir asimetrías de información que pudiesen conferir poder de mercado a algún agente del mercado
agosto 10, 2020 | Industria
Una alta diversificación de proyectos de almacenamiento de energía con tecnologías solares se puede desarrollar en el país, especialmente en el sector de la generación distribuida, ya sea en proyectos de net billing o en la pequeña escala, de acuerdo a lo que señala David Rau, vicepresidente de la Asociación Chilena de Energía Solar (Acesol).
El ejecutivo, que también es gerente de Flux Solar, señala a ELECTRICIDAD los principales alcances que tiene el almacenamiento de energía en este sector de la industria.
¿Es posible implementar sistemas de almacenamiento de energía con baterías a proyectos de generación distribuida con energía FV y en qué consisten?
Sí, absolutamente. Las cuentas de electricidad industrial se dividen aproximadamente en 50% pago de energía y 50% pago de potencia. Las demandas máximas hoy en día se suministran a través de infraestructura ineficiente, cara y contaminante. El mayor tiempo esperan en stand-by para actuar en caso de necesidad.
Características
¿Cuáles son las características de un sistema de almacenamiento con paneles fotovoltaicos?
En general, el sistema de almacenamiento consiste en 3 módulos:
- Las baterías, las que almacenan la energía. Hoy en día existen diversas tecnologías con múltiples capacidades y habilidades. Destacan especialmente las baterías litio-ion.
- El sistema de control, el que debe operar de forma eficiente, autónoma y debe permitir un monitoreo en tiempo real.
- Inversores bidireccionales fiables, con grandes potencias y de alta eficiencia.
Solo mediante sistemas de almacenamiento modernos -en conjunto con sistemas autónomos que incluyan algoritmos de predicción y de aprendizaje automatizada- pueden cortar las demandas máximas asegurando un suministro fiable en todo momento, y así reemplazar esta infraestructura de demanda peak. Como resultado, se aprovecha al máximo el uso de energías renovables y limpias, y se bajan los costos en la operación de la red.
¿Y qué factibilidad tienen para aplicarse en proyectos PMGD?
Una planta solar PMGD en conjunto con un sistema de almacenamiento permite:
- Suministrar energía a la red cuanto más se necesita
- Cortar demandas máximas para evitar infraestructura ineficiente y cara
- Maximizar el uso de energía limpia, por ejemplo mediante una optimización del factor AC/DC
- Optimizar la rentabilidad del PMGD comercializando la energía a mejor precio
- Aumentar la potencia firme del PMGD
¿Cuál es la experiencia internacional en la instalación del almacenamiento en proyectos solares de generación distribuida?
Es necesario destacar que, desde 2018, el despliegue mundial de sistemas de almacenamiento supera anualmente los 3 GW entre aplicaciones «behind the meter» y utility. Entre 2018 y 2019 la instalación de aplicaciones utility bajó en 20%, mientras las aplicaciones «behind the meter» se mantuvieron estables, especialmente por una duplicación de instalaciones residenciales. Este desarrollo respalda la transformación profunda de un sector eléctrico desde plantas centralizadas hacia una generación descentralizada, cerca de los consumos y en muchas ocasiones “atrás del medidor”, en las mismas instalaciones del consumidor.
Entre los mercados que destacan actualmente, como Corea, Japon, China, EEUU, Alemania y Australia, los une el hecho de que cuentan con una política clara de incentivos al autoconsumo y al uso de sistemas de almacenamiento. Una de las claves para el crecimiento a corto plazo ha sido la combinación de sistemas de generación renovable y almacenamiento. India anunció una licitación por 1.2GW solar y batería (50% almacenamiento). Tan solo en California se instalaron 10.000 sistemas de almacenamiento «atrás del medidor» y las empresas de generación están prefiriendo el uso de proyectos solares combinados con sistemas de almacenamiento. Se estima un pipeline de hasta 15 GW a corto plazo. En tanto, en Europa se creó el almacenamiento como una entidad independiente a la generación y transmisión para igualar condiciones y permitir mayor competencia.
El mercado de Australia es destacable por su integración de baterías «atrás del medidor». Plantas virtuales como activos distribuidos de la red están ganando cada vez más importancia. El mercado del almacenamiento con generación distribuida creció fuertemente en 2019 y actualmente se encuentran más de 200 MW en construcción.
En resumen, es posible concluir que la industria de almacenamiento cuenta con un crecimiento anual significativo y sostenido. Su despliegue sigue concentrado en mercados como Alemania, China, EEUU y Australia, países que cuentan con incentivos directos y/o reglamentos que permiten la comercialización de servicios complementarios y mercado competitivos.
En estos lugares se ha demostrado de forma exitosa la integración de la tecnología con las distribuidoras en el sector C&I y el funcionamiento de software que permite flexibilizar el consumo energético a nivel residencial transformando al cliente con batería en prosumidor.
¿Cuáles son las aplicaciones de almacenamiento para estos proyectos?
Las aplicaciones de sistemas de almacenamiento «atrás del medidor» incluyen alrededor de 13 servicios diferentes y abarcan todos los shareholders, desde los consumidores hasta los operadores de transmisión y distribución. Dentro de los más importantes se encuentran:
- Arbitraje energético
- Regulación de voltaje y frecuencia
- Reemplazo de infraestructura en distribución y transmisión
- Bill Management
- Optimización de uso de recursos renovables y variables
Estos sistemas «atrás del medidor» incluyen baterías residenciales, aplicaciones C&I tal como sistemas de almacenamiento co-localizados con plantas PMGD solar.
El uso masivo de sistemas de almacenamiento y plantas solares de autoconsumo va a permitir transformar una red eléctrica centralizada y estática en un mercado altamente innovador, dinámico y especialmente democrático ya que permitirá la participación de todos los usuarios.
Cabe destacar que muchos modelos de negocio consideran plantas virtuales (VPP) los cuales pueden agrupar activos de almacenamiento y de generación para poder comercializar servicios complementarios a otros shareholdes del sector eléctrico. Es clave recalcar la posibilidad de que los sistemas de almacenamiento puedan reemplazar una infraestructura que es cara e ineficiente para el suministro de demandas máximas y así lograr una baja en los costos de operación de la red eléctrica.
El despliegue de esta tecnología representa un pilar fundamental para redes más inteligentes con un uso eficiente de los recursos y costos bajos para los clientes.
A nivel de operación co-localizado con sistema solares PMGD las ventajas son igual de versátiles.
En este escenario, pueden contribuir hacia la optimización del factor AC/DC y un incremento de factor de planta de sistemas solares, ya que pueden apoyar cuando los inversores trabajan en sus límites y restricciones. A su vez, como pueden compensar la variabilidad del recurso solar, las baterías permiten mejorar la previsibilidad de suministro y aumentan, de esta forma, la potencia firme que pueden cumplir dichas plantas. Tal como los sistemas residenciales y C&I, también estos sistemas pueden realizar servicios complementarios, como por ejemplo el control de frecuencia y voltaje, o apoyar en caso de emergencias.
A nivel del operador del PMGD, una ventaja importante es la posibilidad de poder comercializar la energía solar en tiempos diferidos, aprovechando las diferencias de precio.
¿Cuál es la factibilidad de instalar almacenamiento en techos fotovoltaicos en Chile?
Cuando hablamos de techos fotovoltaicos, hablamos de los mercados residenciales y C&I. Hasta 2030 estimamos un volumen de mercado solar muy parecido alrededor de 1 GW por sector. Dada las ventajas que se generan al usar sistemas de almacenamiento en co-localización con sistemas solares, el potencial para el despliegue de la tecnología es enorme.
Hoy día, en Chile, se ofrecen diversos modelos de negocio, desde un arriendo del servicio y equipo, hasta el financiamiento a largo plazo. El cliente residencial exige cada día más tener un control sobre su consumo y quiere transformarse en “prosumidor”, es decir, un usuario activo del mercado. La autonomía energética es muy valorada en este segmento.
A nivel C&I también se ha notado un inicio tímido. La falta de reglas claras y la falta de oportunidades para comercializar los servicios que pueden entregar baterías, hace complejo su implementación. Aun así, gracias a la gran capacidad para gestionar los flujos de energía, las baterías son usadas para lograr bajas importantes en la demanda máxima de la empresa y representan una solución viable para el respaldo frente a cortes o consumo en horas punta.
¿Cuáles son los principales desafíos que tiene el almacenamiento energético en proyectos FV de generación distribuida?
Es clave definir relaciones entre empresas de generación, transmisión y distribución, y su relación con el almacenamiento.; en qué sector se pueden entregar servicios a las redes, de qué forma se pueden aplazar obras en distribución y transmisión y cómo incorporar servicios de flexibilidad y balanceo. En resumen, el principal desafío es contar reglas claras y una regulación flexible para permitir mercados competitivos de almacenamiento con servicios complementarios y servicios de flexibilidad energética. Como Acesol nos encontramos en un proceso de trabajo muy activo y constructivo con el Ministerio de Energía, la CNE y la SEC para poder compartir las necesidades y desafíos de la implementación de dicha tecnología, y de esta manera, poder encontrar soluciones beneficiosas para los usuarios del mercado eléctrico.
Debemos pensar en una regulación, que pueda definir claramente los roles de los participantes del mercado, determinar sus respectivas participaciones en él y especialmente permitir la incorporación de diferentes tecnologías de forma dinámica y flexible enfocándose en las necesidades de servicios de las redes más que en tecnologías específicas.
Los sistemas de almacenamiento ofrecen beneficios diversificados y significativos, tanto para los usuarios como para los operadores de las redes. Crear una legislación que considere los servicios y tecnologías disponibles y permita su uso flexible en un mercado competitivo, es clave para poder avanzar hacia un mercado eléctrico más robusto, con servicios de mayor calidad y a un menor costo.
marzo 29, 2018
Al igual que en otros países, en Chile los sistemas de distribución tendrán que ser adaptados para prestar en términos masivos servicio a dos nuevos tipos de “clientes” de redes de distribución: a) los pequeños medios de generación (PMGD), definidos en el Decreto 244 de 2006, y b) los medios de generación distribuida (GxD), definidos en la Ley 20.571, como generadores de hasta 100 kW conectados en instalaciones interiores propiedad de consumidores finales de electricidad, en baja o media tensión.
Si bien los dos clientes no son precisamente nuevos en Chile, pues uno de ellos legalmente existe desde 2006 y el segundo desde 2012, ocurre que hasta unos pocos años atrás no representaron una inyección de energía relevante en los sistemas de distribución. Sin embargo, en años recientes, al haber disminuido el costo de instalación en tecnologías fotovoltaicas y eólicas, sus costos medios de generación ahora resultan competitivos con otras opciones de generación. Incluso, algunas tecnologías PMGD y GxD en el mediano plazo podrían desplazar del mercado a tecnologías térmicas en base a petróleo, carbón y gas natural.
Inicialmente, al momento de definir en Chile la regulación aplicable a estos dos medios de generación se consideró que por estar instalados muy cerca de los consumos se obtendría como ventaja adicional una reducción de las pérdidas de energía, no solo en las redes de distribución, sino que también en las redes de transporte, porque circularían menos flujos de energía por ellas. Sin embargo, en aquellos sistemas de distribución en que la generación PMGD y/o GxD pueda resultar igual o superior a los consumos locales de energía, las pérdidas podrían incluso llegar a ser mayores que sin generación en distribución.
Sobre la base de sus decrecientes costos de instalación y operación, en comparación con otras fuentes de generación, la tendencia esperada es que a mediano plazo en Chile se masifiquen los PMGD, lo que demandará de los diversos actores resolver grandes desafíos en términos técnicos, de coordinación, de administración, económicos y principalmente regulatorios.
Dos ejemplos acerca de los posibles efectos de los nuevos clientes en distribución ayudarán a dimensionar el desafío a resolver en Chile. En el sistema eléctrico nacional hay alrededor de 6 millones de clientes menores a 100 kW de potencia conectada, y otros 70 mil clientes con potencia conectada entre 100 kW y 500 kW.
Considérese que el 10% de los clientes menores instalase cada uno 5 kW en capacidad de generación, y que el 20% de los clientes mayores hiciese lo mismo pero con 50 kW. Se tendría que la capacidad instalada en generación distribuida en el sistema eléctrico llegaría a 3,6 GW y una posible generación anual cercana a 3.900 GWh. Las cifras anteriores equivalen al 34% de la demanda máxima, el 21% de la energía vendida a las distribuidoras, el 16% de la capacidad instalada en generación y el 5,7% del total de energía vendida en el sistema interconectado en 2016. Los efectos anteriores en ningún caso serían instantáneos, porque la instalación de GxD se daría gradualmente y en el transcurso de varios años. En todo caso, debiera esperarse que esta alternativa de generación crezca en forma importante cuando los costos de inversión se reduzcan aún más respecto de los actuales y junto con ello se implanten modelos de negocio similares a los existentes en otros países.
Adicionalmente a la capacidad de generación del tipo GxD que podría llegar a instalarse en el sistema, a octubre del año 2017 había 4.760 solicitudes de información para conexión de PMGD en las distribuidoras existentes entre Arica y Puerto Montt, sin incluir las recibidas en cooperativas distribuidoras de electricidad. Estas solicitudes suman un total de 23,8 GW en PMGD que solicitan conectarse a las redes de media tensión de las distribuidoras. De esta cantidad más del 90% corresponde a PMGD de tecnología fotovoltaica. Al igual que en el caso GxD, lo más posible es que las unidades del tipo PMGD se instalen muy gradualmente en los sistemas de distribución, y altamente concentradas en tecnología fotovoltaica.
Así, las empresas de distribución verían una demanda por conexión de PMGD a sus redes de media tensión que, cualquiera sea la gradualidad que se quiera suponer acerca de la velocidad de conexión de PMGD, resultaría en una gran potencia a conectar en las redes de media tensión.
En este contexto, la tecnología de almacenamiento de energía, o baterías, más adelante, traerá nuevos desafíos entre ellos, ¿cómo se hará el despacho de centrales de generación y la coordinación de las instalaciones de transmisión?
