noviembre 18, 2020 | Industria
La relevancia que tiene la inteligencia artificial en la contribución que realiza la energía solar dentro del Sistema Eléctrico Nacional fue uno de los puntos destacados en el conversatorio organizado por ABB en Chile, junto a la start up chilena Suncast y a la Agencia de Sostenibilidad Energética (AgenciaSE).
Los especialistas coincidieron en que estas instalaciones, mediante el uso de tecnologías inteligentes, están en condiciones de entregar estabilidad a la operación del sistema eléctrico nacional, por lo que señalaron que el desafío es avanzar en mayores espacios en el mercado de Servicios Complementarios.
Discusión
Gabriel Ortiz, Asset manager de First Solar, señaló la importancia de descarbonizar los Servicios Complementarios, por lo que se requiere una mayor participación de la generación de energía renovable en el sistema, precisando que para avanzar en este tema no existe un alto nivel de complejidad.
«Se trata de implementar un algoritmo en el controlador de la planta solar. En el peor de los casos, el controlador no tiene la capacidad, por lo que es necesario cambiarlo y eso no tiene un costo muy alto, mientras que en el mejor de los casos solamente se debe cambiar el algoritmo y el software para controlar la central», explicó.
Para Felipe Escobar, gerente del Centro de Control de Acciona Energía, la incorporación de inteligencia artificial en centrales fotovoltaicas permiten entregar una respuesta inmediata para la entrega de Servicios Complementarios, agregando que estas tecnologías ya no solo «están para entregar energía, sino que para entregar soporte a la red, con un alto grado de flexibilidad».
A su juicio, la infraestructura de transmisión también «pueden tener una mayor dinámica si ponemos inteligencia artificial», mencionando que el desafío es «no tener eslabones rotos».
«Si tenemos un grado avanzado de flexibilidad, inteligencia y predicción de lo que es la generación solar, esto también se puede traspasar hacia las redes», añadiendo que se pueden utilizar automatismos, esquemas de tiempo real y la data de los esquemas de transmisión.
Céline Assémat, Quantitative Analysis Leader de Antuko Chile, reafirmó que las centrales solares han tomado un espacio para aportar estabilidad al sistema eléctrico, entregando Servicios Complementarios, por lo que «necesitamos que estas centrales participen en todos los segmentos de la operación, lo cual es posible».
La ejecutiva señaló que con el tiempo de sumarán más centrales de este tipo, aumentando la competencia en el sistema, por lo que indicó la necesidad de contar con mayor certeza regulatoria para el funcionamiento del mercado de Servicios Complementarios.
En este campo, el rol que jugará el complejo termosolar Cerro Dominador, con la tecnología de Concentración Solar de Potencia, jugará un papel crucial en este campo. Hernán Aramayo, gerente de Operaciones de esta central, que alista su puesta en marcha, dijo que el proyecto «puede generar una condición estable de potencia, independiente de la condición de irradiancia».
El especialista explicó que el proyecto cuenta con tecnología inteligente, como «cámaras de nubes que nos permiten anticipar la condición de irradiancia para poder actuar sobre el campo de heliostatos (espejos solares) y mantener la temperatura constante del receptor solar, lo que permite proteger ese activo y mantener una generación constante con 17,5 horas de almacenamiento térmico».
Constanza Levicán, CEO de Suncast, coincidió con este análisis, precisando que las centrales solares pueden ofrecer Servicios Complementarios a través de tecnologías de inteligencia artificial, por lo que planteó que el desafío es seguir construyendo mercados para la inserción de la energía solar y así «poder consumir toda la energía renovable que se está generando».
noviembre 2, 2020 | Industria
El sector de los medios de generación de pequeña escala, donde están los Pequeños Medios de Generación (PMG) y Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD), actualmente se encuentra en el régimen de precio estabilizado, opción a la que recurre el 63% de estos actores del sector, los cuales deberán enfrentar los cambios que introduce el Decreto Supremo 88.
Este fue uno de los principales aspectos vistos en el webinar «Perspectivas de costos marginales, precio estabilizado y venta de energía», realizado por la Asociación Chilena de Energía Solar (Acesol) y la consultora Antuko, donde se analizó la situación actual de estos actores del mercado y los desafíos que verán a causa de los últimos cambios regulatorios.
Céline Assémat, consultora y analista cuantitativo de Antuko, comentó que actualmente PMG y PMGD ya representan 5% de la matriz eléctrica nacional, donde la mayoría de los proyectos utilizan la tecnología solar fotovoltaica, ubicándose en la zona centro del país, «generalmente cerca de los polos de consumo, reduciendo así el riesgo en transmisión y las pérdidas eléctricas para el sistema».
Cambios
La especialista abordó los cambios que implica el DS 88, particularmente con los cambios que introduce al cálculo del precio estabilizado, introduciendo intervalos horarios, A su juicio esto provocará que el precio estabilizado «se acerca más a un costo marginal, lo que afectará sobre todo a la tecnología solar».
«Sin embargo, el DS 88 permite un periodo de transición y los proyectos que se declaran en construcción antes de abril 2021 podrán permanecer con la metodología antigua hasta julio 2034. En todo caso, el precio estabilizado tanto en la metodología antigua como en la metodología nueva sigue siendo mucho más estable que el costo marginal, lo que permite a los proyectos facilitar su acceso a una financiación», explicó Assémat.
«Adicionalmente desde hace un par de años el precio estabilizado resulta ser más alto que el costo marginal. Se prevé que haya un boom de nuevos proyectos PMG(D)s solares en los próximos años, para aprovechar la metodología antigua de cálculo. En el más largo plazo, la entrada en operación de nuevos proyectos solares debería ralentizarse debido al DS 88 mientras la tecnología hidro se debería mantener a un ritmo similar al observado en el pasado», agregó.
En cuanto a la venta de energía, adicional al mecanismo de precio estabilizado, la consultora sostuvo que los contratos PPA «pueden ser una buena alternativa para competir en comercialización».
«El suministro proveniente de PMGDs podría ser atractivo para los futuros comercializadores quienes constantemente buscan suministro cerca de la demanda con el fin de minimizar los riesgos en transmisión. Es así como la cercanía a la demanda puede perfilarse como el gran diferenciador que las centrales PMGDs pudiesen ofrecer al mercado para aportar competencia y aumentar su participación del 5% en la matriz energética», afirmó.
octubre 26, 2020 | Industria
Los volúmenes de vertimiento solar y eólico de la subestación Nogales hasta al norte del Sistema Eléctrico Nacional llegaron a más de 49,2 GWh durante septiembre pasado, siendo el valor más alto desde diciembre de 2018, cuando se registraron 52,8 GWh, según señala un informe de la consultora Antuko.
De este nivel energía solar representó 71% de esta cifra, mientras la eólica representó 29%, por lo que el vertimiento de las centrales solares fotovoltaicas llegó a su máximo desde febrero de 2018, en tanto que el vertimiento eólico tuvo su máximo desde enero de 2019.
Análisis
Según la consultora, «la indisponibilidad de un circuito de la línea de transmisión Cardones-Maitencillo, de 500 kV, explica parcialmente esos valores altos, sin embargo, muchos de los eventos de vertimiento ocurrieron no como consecuencia de congestiones si no como consecuencia de una sobreoferta de generación, en particular durante los fines de semana y los feriados (cuando se registra la menor demanda)».
«En efecto, la demanda se mantiene a niveles más bajos de los esperados hace un par de años atrás, mientras la capacidad instalada sigue creciendo en el país (24.62 GW), en particular para tecnologías solar y eólica (llegando respectivamente a 3.2 GW y 2.3 GW). Adicionalmente, el mes de septiembre corresponde al principio de los deshielos y a una creciente disponibilidad de agua en el sistema, acompañada de un aumento en la generación solar y eólica. Por otra parte, se siguió reportando gas “inflexible” de take-or-pay en el sistema, lo que participó a limitar las inyecciones de generación solar y eólica. Finalmente, las centrales termoeléctricas también quitaron espacio a la energía renovable, sea por sus mínimos técnicos o por su participación en los mercados de servicios complementarios», sostiene el documento publicado por Antuko.
Con ello, el acumulado de vertimiento para 2020 -según el reporte- «llega (por lo menos) a 133.1 GWh (1.5% del total generado): de no haberse vertido esta energía, la participación anual de ERNC a finales de septiembre hubiera llegado a 20,5%, en vez de 19,96%».
«Para lo que va de octubre, la situación de fuerte generación renovable sigue, dado que es de temporada: la primavera es la estación dónde Chile puede contar con la mayor parte de sus recursos renovables. Por el lado del “gas inflexible” (take-or-pay), la situación parece resolverse poco a poco, con una disminución de su generación, lo que resulta en una reducción de los volúmenes de energía renovable perdidos», se indica.
octubre 23, 2020 | Industria
La generación con combustibles fósiles en el Sistema Eléctrico Nacional bajó 10% en un mes, debido al incremento del aporte hidroeléctrico, el cual aumentó en 6,6% debido al rol que juegan los deshielos en esta fuente energética y a la ausencia del gas inflexible, según indicó el Reporte semanal de la consultora Antuko.
En análisis de la operación del sistema señala el aumento en los niveles de presas a causa de los deshielos que se producen en primavera, lo que se ha traducido en un alza de 2,2% del aporte de la generación hidráulica de embalse, y de un 4,4% en la generación hidroeléctrica de pasada.
[LEA TAMBIÉN: [+VIDEO] El impacto de las declaraciones de gas inflexible en el sistema eléctrico nacional]
«Esto desplazó a la generación de combustibles fósiles, que alcanzó una participación del 29% (-10 pp frente hace un mes. En cuanto a las ERNC, el viento tuvo una disminución de 4,5 pp (puntos porcentuales) debido a las peores condiciones climáticas y la solar no varió. No se informó de gas inflexible», recalca el documento.
Según la consultora, la demanda aumentó 0,1% entre el 12 y 18 de octubre, en que el mix de generación registró una participación del 30% para el carbón; 9% para el gas natural; 38% para la hidroelectricidad; 13% solar fotovoltaico; 8% eólico y 2% para la biomasa.
septiembre 14, 2020 | Industria
Sigue la volatilidad en el nivel de los costos marginales en el Sistema Eléctrico Nacional, con precio de la energía que caen a US$0 por MWh, como se registró en la primera semana de septiembre, en que esta situación de produjo durante tres días seguidos en la zona norte del sistema, mientras que el domingo 6 el desplome se generó entre Arica y Chiloé, de acuerdo con los datos del reporte de la consultora Antuko.
«Los costos marginales seguían siendo volátiles, aunque un poco menos que la semana pasada. Todos los días excepto los domingos, la indisponibilidad y las congestiones en la red entre Maitencillo y Cardones provocaron el desacoplamiento entre el Norte y el Sur, y de miércoles a viernes los precios incluso cayeron a USD 0 / MWh», señala el documento.
Y se agrega: «El viernes, el precio en Puerto Montt se disparó por encima de los USD 125 / MWh, debido a las congestiones en las líneas de transmisión Mulchén – Cautín y Duqueco – Los Peumos».
Según el documento de Antuko, el domingo 6 de septiembre «los precios cayeron a USD 0 / MWh en todo el sistema, debido a una combinación de alta generación renovable, baja demanda y falta de flexibilidad en el sistema».
Generación
Según la consultora, a nivel general de todo el sistema eléctrico local, durante la primera semana de septiembre, la mezcla general de generación se mantuvo en una configuración de invierno, donde la generación térmica convencional llegó al 57%, con un incremento del carbón de 6,4%, mientras que se anotó una baja de 5% en la generación eólica, especialmente en la zona centro-sur.
«La participación de gas y presas disminuyó en 0,8%: la generación de gas en particular fue 41 GWh menor en el Centro pero 25 GWh mayor en el Extremo Norte», se indica.
Por su lado, se consigna que la generación solar se mantuvo estable esta semana, aumentando un 4%. La variación más notable se produjo en el extremo norte, donde las inyecciones aumentaron un 18%, alcanzando un factor de planta promedio del 28%. La subida fue amortiguada por las disminuciones observadas en Pan de Azúcar (-15%) y Diego de Almagro (-7%).
