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Coordinador Eléctrico: 2021 terminó con 30.734 MW de capacidad instalada en el sistema

Coordinador Eléctrico: 2021 terminó con 30.734 MW de capacidad instalada en el sistema

Se cumplió un nuevo hito en la historia del sector energético del país: al cierre de 2021 la capacidad instalada en el Sistema Eléctrico Nacional llegó a 30.734 MW entre Arica y Chiloé, proveniente de 714 centrales generadoras, donde 13.707 MW corresponden a unidades termoeléctricas, seguidas de 6.815 MW hidroeléctricos, y de 4.437 MW de parques solares.

Así lo señala el Coordinador Eléctrico Nacional en su plataforma Infotécnica, donde también se indica un total de 3.168 MW instalados en parques eólicos y 44,9 MW en energía geotérmica, correspondientes a la central Cerro Pabellón.

La energía solar es la que lidera el número de centrales, con 307 unidades generadoras, seguida de 197 centrales termoeléctricas (carbón, gas natural, biomasa y biogás); 164 hidroeléctricas (de embalse, pasada y minihidro); 45 centrales eólicas y 1 geotérmica.

El sistema de transmisión, por su lado, cerró el año pasado con 1.116 subestaciones, con una capacidad total de 100.737,28 MVA, mientras que las líneas de transmisión en servicio suman 36.106 kilómetros, equivalente a 1.023 instalaciones, de las cuales 17.197 km corresponden a 220 kV, seguidas de 5.956 km en 110 kV; 5.157 km en 66 kV, y 4.746 km en 500 kV.

Estrechez energética: Generadoras de Chile propone crear Comité de Contingencia

Generadoras de Chile planteó la creación de un Comité de Contingencia para enfrentar la actual situación de estrechez energética que afecta al país y que tiene impactos sobre la operación del Sistema Eléctrico Nacional, dados los menores niveles de hidrología, junto al stock de combustibles y al incremento de los costos de piezas e insumos para la construcción de centrales de energía renovable.

Así lo indica el análisis gremial del último boletín del Mercado Eléctrico, donde se propone que este comité sea creado «para coordinar las acciones urgentes y específicas».

Detalles

«Entre las medidas prioritarias, que consideramos se pueden implementar desde ya, están aquellas que permitan mejorar y asegurar la logística de combustibles, dado que a pesar de todos los esfuerzos que puedan realizar empresas generadoras de manera individual, en situaciones de contingencia que puedan poner al límite las cadenas de suministro, la experiencia local e internacional muestra que es fundamental que la autoridad lidere y facilite todas las gestiones necesarias para evitar situaciones de estrechez», señala el boletín.

Según indica el gremio, este último punto e»s de vital importancia tomando en cuenta que las proyecciones de consumo diésel de los estudios de seguridad de abastecimiento del Coordinador son muy superiores a la capacidad máxima de reposición de combustibles informada por las propias empresas distribuidoras de combustibles en varios de los escenarios analizados».

«Otra acción que creemos relevante es extender el decreto de racionamiento preventivo hasta que cambien las condiciones señaladas precedentemente y permitan una operación segura y eficiente del sistema. Una medida concreta habilitada por el decreto de racionamiento preventivo es la posibilidad de realizar un tratamiento especial de las instalaciones de transmisión eléctrica, por lo que será relevante revisar en detalle la factibilidad de implementar automatismos y criterios de operación que puedan liberar capacidad de transporte de energía», se añade.

También se propone «explorar mecanismos que permitan el desarrollo de infraestructura de emergencia, de manera análoga a la instalación de puentes tipo mecano en situaciones en que el desarrollo de instalaciones permanentes de transporte de energía no permitan entregar soluciones de corto plazo».

«Vemos ante este desafío una importante oportunidad de trabajo público-privada, liderada por el Gobierno, y que junto al Coordinador y las empresas del sector eléctrico y sus cadenas de suministro permita planificar adecuadamente y anticiparse a los peores escenarios que eventualmente puedan ocurrir, y que además puedan dar continuidad a esta coordinación en un periodo de transición al nuevo Gobierno que deberá enfrentar este gran desafío de liderar la necesaria adaptación del sistema eléctrico ante la nueva realidad», concluye el documento gremial.

ElecGas 2021: Coordinador Eléctrico alista resultados de estudio sobre requerimientos de inercia, potencia y de cortocircuito

ElecGas 2021: Coordinador Eléctrico alista resultados de estudio sobre requerimientos de inercia, potencia y de cortocircuito

El Coordinador Eléctrico Nacional se encuentra en la recta final para la elaboración del estudio internacional encargado, destinado a evaluar cuáles son los requerimientos de inercia, potencia y cortocircuito y cómo estas podrían ser apoyadas por nuevas tecnologías en el sistema eléctrico, lo que se enmarca en el proceso de retiro de las centrales de carbón.

Así lo indicó Juan Carlos Olmedo, presidente del Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico Nacional, durante el primer módulo de ElecGas 2021, donde se analizaron las perspectivas que vienen para el sector energético en 2022.

«La salida de las centrales sincrónicas implican reducciones de inercia, potencia y cortocircuito y, para ello, iniciamos a principio de años un estudio, que se licitó internacionalmente, cuyo objetivo es traer experiencia internacional para evaluar cuáles son los requerimientos de inercia, potencia y cortocircuito y cómo podrían apoyar estas variables las tecnologías emergentes en el sistema. Ese estudio ya está bastante avanzado, en las etapas finales, y esperamos compartir con todos los grupos de interés, sus resultados», precisa.

Lo que viene

En el panel también participó Céline Assémat, responsable del análisis y de la modelación del mercado eléctrico, DNV (Antuko), quien destacó la necesidad de avanzar en flexibilidad de la demanda dentro del actual escenario de descarbonización, además de la importancia de revisar el impuesto verde.

Por su lado, Claudio Seebach, presidente ejecutivo de Generadoras de Chile, planteó que el mayor desafío es la descarbonización, precisando la importancia que tiene una transición en el diseño del mercado, por lo que la industria debe estar preparada para llegar a consensos en esta materia.

Según José Venegas, los principales retos también pasan por darle una mayor facilidad a los clientes finales, desde el punto de vista del costo-eficiencia, por lo que señaló que la CNE «está trabajando fuertemente para tener cada vez equipos más diversos, porque ciertamente esta transición requiere de ideas nuevas para encontrar soluciones».

La autoridad aprovechó de informar que el próximo año «vamos a tener que licitar 7.500 GWh aprox., en una o dos licitaciones, para consumos de 2027 y 2028, por lo que en los próximos días emitiremos las bases».

Otros retos mencionados por Venegas son continuar con el proceso de descarbonizacion, finalizar procesos de tarificación de transmisión y distribución, mejora esquemas SSCC, facilitar competencia, libre acceso, neutralidad tecnológica dando posibilidad a cliente a elegir y continuar mayor inserción de mujer en sector para contar con equipos diversos para estos retos y nuevos desafíos.

Transición energética: análisis de Generadoras de Chile plantea nuevas medidas

Transición energética: análisis de Generadoras de Chile plantea nuevas medidas

Una serie de medidas que se podrían considerar para que el sistema eléctrico local siga adaptándose a la nueva realidad de la transición energética, con el ingreso de nuevas tecnologías, además de las condiciones que se manifiestan con el cambio climático, plantea el análisis de Generadoras de Chile, publicado en su boletín del mercado eléctrico de este mes.

Según el documento gremial, «es urgente contar con una estrategia clara que permita al país transitar a un sistema carbono neutral de manera responsable, abordando aspectos como la gestión de recursos hídricos para la generación eléctrica, el desarrollo oportuno de infraestructura habilitante para la integración de generación renovable, la integración eficiente de recursos distribuidos y la revisión de mecanismos que permitan adaptar la infraestructura para hacer frente a nuevas fuentes de estrés que podrían poner en riesgo la operación segura del sistema eléctrico».

Ideas

Es así como se menciona la optimización del uso de agua en los embalses de las centrales hidroeléctricas, mediante la revisión de las herramientas y supuestos que se utilizan para identificar estrategias óptimas de gestión del recurso, sobretodo con el escenario de menor disponibilidad.

«En la medida que la gestión del agua embalsada se siga optimizando de manera centralizada por el Coordinador, la selección de la herramienta más idónea para gestionar de manera óptima el uso de recursos hídricos en embalses se podría desprender de una métrica que permita comparar el desempeño de distintos modelos de manera objetiva, considerando tanto herramientas simples como sofisticadas. Además, estos modelos se podrían evaluar utilizando datos del pasado (backcasting) y también simulaciones de escenarios sintéticos futuros (forecasting), tomando en cuenta los pronósticos de impacto del cambio climático en la disponibilidad de agua para la generación eléctrica», se señala.

Otro aspecto que indica el análisis es «priorizar la implementación de estrategias que permitan optimizar el uso de la infraestructura de transmisión existente», mediante opciones como «el reemplazo de equipos (e.g., transformadores), el uso de límites dinámicos de capacidad, esquemas especiales para el control correctivo de la red, la instalación de equipos FACTS (Flexible AC Transmission Systems) y la implementación de herramientas para la evaluación de seguridad en tiempo real y la optimización del despacho económico del sistema».

Además, se hace referencia a la necesidad de seguir perfeccionando señales de precios para la instalación eficiente de sistemas de almacenamiento, junto con la reducción de barreras para «la participación de este tipo de activos en los mercados de energía, potencia y servicios complementarios».

La revisión de señales de precios también se considera #para el ingreso eficiente de generación distribuida que, de desarrollarse de manera adecuada, podría permitir postergar inversiones en otros tipos de infraestructura. En esta misma línea, también vale la pena avanzar en la implementación de mecanismos que habiliten la participación de la demanda en la entrega de servicios que aporten flexibilidad al sistema, permitiendo a los clientes finales interactuar activamente con el mercado eléctrico».

El rol clave que tiene el Coordinador Eléctrico en el decreto para evitar racionamiento

El rol clave que tiene el Coordinador Eléctrico en el decreto para evitar racionamiento

Fue publicado el esperado decreto del Ministerio de Energía para evitar, manejar, disminuir o superar los déficits de generación que se puedan producir en el Sistema Eléctrico Nacional, preservando con ello la seguridad, donde el Coordinador Eléctrico tiene un rol clave.

En la aceleración de proyectos de generación que contempla el documento, se establece que el organismo agilice los tiempos de revisión remitidos por los titulares de estas iniciativas, «de manera tal que disminuyan los tiempos y número de iteraciones asociadas a las observaciones que pueda tener el Coordinador o las empresas involucradas».

También se indica que  el Coordinador debe distinguir entre aquellas observaciones que guarden relación con las exigencias de seguridad del sistema de las que no, en lo que respecta a los procesos de conexión de los proyectos de generación.

En lo que se refiere a la utilización de energía embalsada, se señala que le Coordinador «deberá informar periódicamente a la Comisión, a requerimiento de la misma, acerca del estado hidrológico en las cuencas con generación hidroeléctrica de embalse del SEN, a efectos de poder realizar un monitoreo permanente para la potencial necesidad de definir una reserva hídrica», proponiendo un monto de reserva hídrica que se sume a la reserva operacional que se señala a continuación.

También se contempla que, en la programación de la operación del sistema, el organismo «deberá garantizar la operación más económica para el conjunto de las instalaciones en un determinado horizonte de tiempo, preservando la seguridad y calidad de servicio del sistema eléctrico. Para estos efectos, en el proceso de programación de la operación y durante todo el periodo de vigencia del presente decreto, el Coordinador determinará el nivel de colocación de las energías y reservas y el uso óptimo de las instalaciones».

Otro punto es que deberá tomar las medidas que considere pertinentes, entre otras, las que puedan restringir la participación de centrales hidráulicas de embalse en las subastas de servicios complementarios, mientras que en la definición de condición hidrológica a utilizar en la programación, «deberá utilizar criterios conservadores en la programación de la operación del sistema eléctrico, a efectos de reducir la probabilidad de déficit energético del SEN».

La optimización del mantenimiento de unidades generadoras es otro de las tareas asignadas en el decreto: «El Coordinador deberá optimizar permanentemente el Programa de Mantenimientos Preventivos Mayores (“PMPM”) de las centrales del SEN, con el objetivo de minimizar las situaciones de déficit del sistema. En particular, el Coordinador deberá revisar los antecedentes que respaldan la clasificación de un PMPM como impostergable, y solicitar antecedentes adicionales a los coordinados si lo estima necesario, para clasificar un mantenimiento preventivo como impostergable».

El monitoreo de indisponibilidades de combustibles es otra responsabilidad encargada al organismo, en que se señala que las empresas generadoras que presenten indisponibilidades de generación asociadas a falta de combustibles en la central generadora, deberán informar detalladamente al Coordinador las razones de dicha falta, en la forma y plazo que determine el Coordinador.

«El Coordinador deberá tomar todas las medidas necesarias para que las indisponibilidades queden adecuadamente reflejadas en el cálculo de la remuneración por potencia de suficiencia de las respectivas instalaciones. La Comisión y la Superintendencia, respecto de las medidas señaladas en el presente artículo, en todo lo que resulte aplicable, deberán priorizar y agilizar la tramitación de los permisos o autorizaciones que les corresponda otorgar, en la medida que ello permita reducir, evitar, manejar, disminuir o superar los déficits de generación que se puedan producir en el SEN», se precisa.

En materia de transmisión el decreto contempla que el Coordinador deberá enviar a la Comisión y a la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, dentro del plazo de 5 días hábiles contado desde la publicación del presente decreto en el Diario Oficial, un informe fundado en el que identifique las instalaciones de transmisión que ameriten un tratamiento especial en razón a la situación de estrechez que motiva la emisión del presente decreto».

Reacciones

Ana Lía Rojas, socia directora de EnerConnex, señala a ELECTRICIDAD que el papel que tendrá el organismo y su Consejo Directivo «es clave en este capítulo de medidas preventivas para evitar el racionamiento, más aún en el contexto de la urgencia de la transición energética».

«El acento puesto en la gestión hídrica, que es función privativa del Coordinador y en la necesidad de una mayor agilidad a los procesos de conexión, pone un alerta en la capacidad de previsión del organismo. No parece razonable que el mercado eléctrico se entere en julio, por una medición del volúmen de nieve acumulado, que estamos en sequía», explica.

Y añade: «Lo anterior es clave para avanzar en el retiro del parque a carbón, pues de otro modo, estamos impulsando un proceso estratégico, literalmente a oscuras. Todo este paquete está bajo atenta mirada por lo que el proceso de renovación de consejeros del CEN actualmente en curso no pasará inadvertido en relación a las respuestas que las actuales autoridades den a estos desafíos».

Según Andrés Salgado, socio director de ENC Energy Consultants, varias de las medidas del decreto son acertadas, siendo «un aporte a un sistema que hoy se encuentra estresado con falta de energía base para ser suministrada en las horas que el sistema no cuenta con energías como solares o eólicas».

Sobre la aprobación de nuevos proyectos, el decreto señala que el Coordinador deberá distinguir entre aquellas observaciones que guarden relación con las exigencias de seguridad del sistema de las que no, y postergar estas últimas para una etapa posterior a la energización del proyecto, de manera de acelerar la interconexión y puesta en servicio del mismo.

«Esto debería ser una materia permanente que permita a proyectos incorporarse al sistema cuando ya están en condiciones de hacerlo en forma segura. En efecto, puede ser una oportunidad de visibilizar lo complejo y largo que resulta conectar proyectos, y así mejorar los procedimientos y exigencias actuales que pueden estar retrasando innecesariamente la conexión», indica.

Con respecto a las condiciones hidrológicas a usar en la programación, el ejecutivo sostiene que esto «es una medida que se debería revisar y estudiar una solución similar para su aplicación permanente en atención a la escasez hidrológica que se ha registrado en los últimos años. Incluso se debiera estudiar extender para efectos de la programación que la condición seca se mantendrá hasta junio o julio del próximo año».

A su juicio, un tema no menor es lo que se refiere a las indisponibilidades de combustibles en centrales térmicas, en particular para unidades de punta como lo son las que utilizan diésel y que en teoría están conceptualizadas para dar potencia de punta por 4 horas al día. «Actualmente la logística de combustibles a nivel nacional está bastante estresada y muchas compañías no han podido obtener un suministro total de diésel», afirma.

«En caso de acuerdos de disminución de suministro entre generadores y Distribuidora, podría existir herramientas realmente aplicables, claras y simples a usuarios finales y en particular en un procedimiento que permita diferenciar entre suministradores en caso de suministros compartidos», agregó.