(ELECTRICIDAD) El anuncio de que este año se licitaría y adjudicaría la interconexión del Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) con el Sistema Interconectado Central (SIC) fue uno de los puntos del discurso del Presidente Piñera que acaparó la atención de los asistentes a la última Cena Anual de la Energía Eléctrica.
A esto se sumó la resolución que emitió la Comisión Nacional de Energía (CNE) y que en su plan de Expansión del Sistema de Transmisión Troncal (periodo 2012-2013) incluye la interconexión SIC-SING en HVDC (corriente continua)
El plan de la CNE detalla que el proyecto se materializará mediante la construcción de una línea de transmisión en 500 kV, entre la subestaciones Cardones y Encuentro, a la que se sumará la construcción de dos estaciones conversoras HVAC/HVDC en cada uno de los extremos. En total, serían unos 610 km en estructura bipolar con un tercer conductor que actuará como retorno metálico con una capacidad de transmisión de la línea de 1.500 MW de manera permanente. La inversión se estima en US50 millones.
El ministro de Energía Jorge Bunster ha expresado que por medio de la interconexión se busca generar una optimización en el funcionamiento conjunto de ambos sistemas, de manera de producir una disminución en el costo del suministro eléctrico, y de paso mejorar la seguridad.
Esta percepción es compartida por Transelec, que ha manifestado su interés en participar de la licitación de las obras de interconexión y que destaca que este proyecto “permite optimizar la operación del parque generador del SIC y el SING, lo que debiera reducir los costos de operación del sistema interconectado y, por ende, reducir los precios spot en ambos sistemas. En segundo lugar, mejora la seguridad de suministro al poder compartir energía entre ambos sistemas, aumentando la disponibilidad de energía y reduciendo los tiempos de reposición del suministro ante eventos inesperados, como un blackout o propios de la naturaleza”.
Fundamentos
En entrevista con la Revista ELECTRICIDAD, Gabriel Olguín, HVDC Senior Executive Consultant de Sinclair Knight Merz (SKM), comenta que “los sistemas eléctricos se interconectan para aprovechar la variabilidad del recurso energético, proveer respaldo mutuo, diversificar la matriz energética y reducir el costo total de operación, creando un mercado mayor. En términos de variabilidad del recurso, es claro que un sistema eléctrico nacional, como resultaría de la interconexión SIC-SING, permitiría aliviar en parte los problemas derivados de la variabilidad hidrológica que nos amenaza en años secos. La matriz energética de ambos sistemas se verá diversificada, el SIC con un mayor aporte térmico y el SING con un aporte hidráulico hoy virtualmente inexistente”.
Junto a lo anterior, resalta el experto que “el respaldo mutuo es obvio cuando se piensa en desastres naturales de gran escala, como un terremoto o tsunami que pudieren afectar instalaciones de uno de los sistemas. Respecto del costo total de operación, un estudio del sector indica que el beneficio neto oscilaría entre US00 y US.400 millones dependiendo del escenario de estudio y costo de la interconexión”.
Olguín, quien además integra el Grupo de trabajo “Nuevas tecnologías para los sistemas interconectados chilenos” del Comité Chileno del Consejo Internacional de Grandes Redes Eléctricas (Cigré), destaca que “debe agregarse la posibilidad de integrar mayores cantidades de energías renovables variables, en particular eólica y solar en el SING. En efecto, el SING es un sistema poco flexible dada su característica térmica a carbón y su carga industrial minera plana a lo largo del día y del año. La energía solar, por otra parte, es intrínsecamente variable y su integración al SING requiere de flexibilidad en la generación o algún medio de almacenamiento de energía. La interconexión SIC-SING permitiría que los embalses del SIC provean al SING de la flexibilidad necesaria para integrar recursos variables como son el solar y eólico”.
Enzo Sauma, académico del Departamento de Ingeniería Industrial y de Sistemas de la Escuela de Ingeniería de la Pontificia Universidad Católica de Chile, considera que poner una línea DC es una buena alternativa, “una línea de corriente continua permite hacer transferencias entre los distintos sistemas sin necesidad de tener el sistema totalmente integrado. Si uno pone una línea DC no van a estar los dos sistemas integrados como si fueran uno solo, sino que simplemente van a hacer transferencias de uno a otro, lo cual tiene menor potencial económico, pero deja más tranquila a algunas personas respecto al tema de la seguridad”.
Por otra parte, Gabriel Olguín, de SKM, estima que “la mejor opción para interconectar ambos sistemas es una interconexión en corriente continua de alto voltaje, HVDC, pues permite el intercambio controlado de energía entre ambos sistemas, resulta de menor costo y elimina el riesgo de inestabilidad que una línea en corriente alterna de 500 kV y más de 600 kilómetros presentaría en esta interconexión. Por otro lado, si además se considera la tecnología HVDC VSC más reciente, ambos terminales de la interconexión operarían con mayor flexibilidad, pudiendo aportar potencia reactiva, controlar voltaje y eventualmente ofrecer partida autónoma a los sistemas en caso de un apagón generalizado en uno de los sistemas”.
Debate abierto
Mientras el informe de la CNE detalla que la fecha estimada de puesta en servicio de la interconexión de los sistemas es junio de 2019 y considera un plazo de 24 meses para el proceso administrativo y de licitación, se presentan voces disidentes respecto del sistema elegido.
Por ejemplo, el estudio realizado por Synex consideró cuatro escenarios: dos en corriente alterna y dos en corriente continua, con capacidades de 1.000 y 1.500 MW en cada tecnología. Al mirar los cuatro escenarios, “los beneficios netos son algo mayores para una interconexión de 1.000 MW. En cuanto a la tecnología para la interconexión, los beneficios netos resultan parecidos para corriente alterna y corriente continua. Sin embargo, por razones de flexibilidad para la apertura de subestaciones intermedias que se requiera establecer, resulta más conveniente establecer la interconexión en 500 kV, corriente alterna”, dice el informe.
Enzo Sauma explica, además, que “las ventajas que tiene hacerlo en corriente alterna (AC) es que se pueden colocar subestaciones en cualquier punto intermedio de la interconexión si es que surgen poblados o demandas entremedio; y las subestaciones no son tan caras como sería con corriente continua (DC), de manera que eso permite un mejor crecimiento de la demanda en estas zonas a futuro”.
Por otra parte, el gerente general de la empresa IPR-GDF Suez Energy Chile, Juan Clavería, se ha referido a la complejidad que implica la provisión de equipos para el desarrollo en corriente continua, manifestando –además– que en nuestro país no habría la suficiente experiencia en este tipo de tecnología. De manera adicional, ha señalado que la tierra de corriente continua debe ir por un conductor, lo que la hace más cara.
Reparos
Diversas voces han advertido sobre los desafíos que presenta materializar este proyecto. Tal fue el caso de una carta que envió en noviembre pasado Carlos Finat, en ese entonces presidente del CDEC-SING, a la Comisión Nacional de Energía, en la que expresó una serie de inquietudes respecto del estudio realizado por Synex.
En ese documento se señalaba que “algunas contingencias simples muestran que las tensiones post falla superan los límites de la norma técnica y de calidad del suministro y quedan al límite del estado de emergencia”, advirtiendo sobre la posibilidad de que se produzcan blackouts en el SING.
Otro de los puntos manifestados es que “ante una contingencia extrema que interrumpa la interconexión, se establece que el SING debe tener Modelación del Sistema, planes de desconexión automática de 50% de la demanda, es decir, si se están demandando 2.000 MW en el SING, de los cuales 1.000 MW vienen desde el SIC, y la interconexión falla, al menos 1.000 MW de consumo deberán ser desconectados, lo que traería como consecuencia un riesgo de blackout”.
Por otra parte, María Isabel González, gerenta general de Energética, ha expresado a Revista ELECTRICIDAD que los beneficios de la interconexión “lamentablemente no son tan claros, ya que la tecnología de desarrollo es la misma en ambos sistemas: centrales a carbón y, por lo tanto, es mas eficiente instalarlas cerca de los centros de consumo. Sin embargo, puede haber beneficios en cuanto a mejorar factores de planta de las unidades termoeléctricas de base, el desarrollo de unidades de base de mayor tamaño aprovechando economías de escala, gracias a una mayor demanda, y la reducción de las reservas operacionales en ambos sistemas”.
Por las implicancias de la iniciativa, la especialista considera que “debe ser una interconexión robusta, que fortalezca la seguridad de ambos sistemas. Este no es un proyecto urgente y por lo tanto debe tomarse la decisión sobre la base de estudios profundos. En este contexto, creo que debe evaluarse muy seriamente este proyecto y no tomar decisiones apresuradas”.
Mientras que Enzo Sauma señala que “cuando se hace una línea siempre va a haber algunos agentes que ganan y otros que pierden”, y destaca que es necesario revisar “si los que ganan, ganan más que lo que pierden, es decir, si el beneficio social del proyecto es positivo. En ese sentido, hay que ver si cuando se interconectan el SIC con el SING, el beneficio social se incrementa”.
El académico de la PUC hace hincapié en “ver quiénes son aquellos que son más perjudicados: si son las empresas mineras, si son los generadores del SING, si son los consumidores del SIC o quiénes, y hacer allí un análisis de las vulnerabilidades que tienen ellos; porque a lo mejor, a pesar que el beneficio social aumenta, podría ser que un sector fuera dañado muy significativamente y entonces nos importara desde el punto de vista regulatorio poder compensarlos de alguna manera”.
De igual forma, Sauma agrega que “la interconexión SIC-SING pone un estrés adicional a las redes existentes, porque si el sistema del norte está deficitario en algún momento y queremos inyectarlo con energía del sur, va a tener que pasar todo el sistema previo. Por lo tanto, la interconexión podría poner mayor estrés en los sistemas de transmisión, de manera que en el próximo estudio troncal (en cuatro años más) se debiera considerar el reforzamiento correspondiente”.
Instancia técnica
Uno de los objetivos del grupo “Nuevas tecnologías para los sistemas interconectados chilenos”, formado por el Comité Chileno del Cigré, será impulsar la implementación de aquellas tecnologías capaces de generar mejoras en los sistemas interconectados existentes y que entreguen viabilidad y flexibilidad en sus futuras expansiones, a base de fundamentos técnicos fruto de los análisis y evaluaciones técnicas que surjan del grupo de trabajo. La instancia se reunirá mensualmente y entregará una publicación con los análisis y conclusiones obtenidos, los que serían presentados en el seminario de la entidad el primer trimestre de 2014.
Fuente / Revista ELECTRICIDAD