enero 25, 2021 | Industria
El Coordinador Eléctrico Nacional publicó el informe de Expansión de la Transmisión 2021, con lo cual se inició el proceso de este año, en que se determinaron 128 proyectos que suman un total de US$717 millones en inversiones dentro del segmento, los cuales se dividen en 15 obras nacionales,, equivalente a US$415 millones y 113 obras zonales, que suponen US$302 millones.
Este documento con la propuesta fue entregado a la Comisión Nacional de Energía (CNE), en un proceso que contempla un plazo hasta mayo para complementarlo con elementos adicionales que puedan quedar pendientes. Luego, la CNE realizará un informe técnico para que posteriormente sea publicado el decreto del Ministerio de Energía que contiene las nuevas obras y ampliaciones en el sistema de transmisión.
Detalles
Según indicó el organismo, el estudio considera una proyección de la demanda de energía y potencia para un horizonte de 20 años, «utilizando herramientas de previsión estocástica y encuestas a grandes consumidores. Por el lado de la previsión de la oferta, se han elaborado cuatro escenarios, a partir de los datos actualizados del Estudio de Planificación Energética de Largo Plazo (PELP) liderado por el Ministerio de Energía».
Se consideran cuatro escenario de expansión que se basan en el actual proceso de descarbonización en el Sistema Eléctrico Nacional, estimando que la matriz «estaría totalmente descarbonizada, tales como al año 2033 y 2040»
«Los escenarios han sido desarrollados mediante modelos de optimización de inversiones en generación y transmisión, dando cuenta de requerimientos de reserva de corto plazo para el control frecuencia del sistema producto de la alta inserción probable de energía renovable variable (ERV) y los requerimientos estructurales de grandes desarrollos de transmisión coherentes con dicha inserción geográficamente localizable», se precisa en el documento.
Para las instalaciones de transmisión zonal, el informe se aplicó una metodología «que busca revisar la suficiencia de estas, a partir de una proyección de demanda que incorpora encuestas a las empresas de distribución, además de la condición de temperatura ambiente en las zonas analizadas».
Proyectos propuestos
Entre los proyectos que propone el Coordinador Eléctrico se destaca la ampliación de la subestación Kimal, por US$3,6 millones, pensada para permitir la conexión de la línea HVDC Kimal-Lo Aguirre, cuya puesta en marcha está prevista para 2027.
También se toman en cuenta nuevos bancos de autotransformadores en la zona centro sur del sistema eléctrico para evitar congestiones, además del aumento de capacidad de la línea Ancoa-Alto Jahuel, de 2×500 kV, que supone una inversión de US$158 millones.
En transmisión zonal, se plantea el desarrollo de obras como la ampliación de subestaciones eléctricas, así como nuevos transformadores, el aumento de capacidad de líneas de 66 kV en la zona centro sur para otorgar una mayor seguridad N-1 a determinadas subestaciones.
El organismo coordinador informó que en el documento 2se han incluido las preguntas y observaciones recibidas el 08 de enero de 2021, respecto al Informe Diagnóstico del Uso Esperado del Sistema de Transmisión, emitido el día 23 de diciembre de 2020″.
«Es importante destacar que, del conjunto total de observaciones, sólo se ha incorporado en este documento la respuesta de un grupo de ellas. El resto de los análisis y respuestas pendientes serán incorporadas en el Informe Complementario de la Propuesta de Expansión de la Transmisión 2021», se agregó.
enero 14, 2021 | Industria
En la recta final se encuentra la propuesta de expansión de la transmisión 2021 que el Coordinador Eléctrico Nacional presentará la próxima semana a la Comisión Nacional de Energía (CNE), cuyos complementos están contemplados para realizarse en mayo próximo.
Dentro de los anexos de este documento están las proyecciones de la demanda eléctrica, que este año incorporó las estimaciones de electromovilidad a futuro, además del impacto que tendría en las redes de transmisión zonal el crecimiento de la generación distribuida, ya sea con los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) como con las conexiones de net billing a nivel residencial y comercial.
Esto fue anunciado por Juan Carlos Araneda, subgerente de Planificación del organismo coordinador, durante el ciclo de seminario que realiza el Programa Estratégico de Modelamiento Energético Regional (Pemer) de la Universidad de Chile.
El proceso 2021 de expansión de la transmisión se inició en diciembre pasado con la publicación del informe Diagnóstico de uso esperado del sistema de transmisión, el cual ya recibió observaciones por parte de los agentes del mercado que se integrarán a la propuesta del Coordinador.
Una vez que se entregue la propuesta 2021 a la CNE, se considera un plazo hasta mayo para complementarla con elementos adicionales que puedan quedar pendientes. Luego de ello, el organismo regulador realizará un informe técnico para que posteriormente sea publicado el decreto del Ministerio de Energía que contiene las nuevas obras y ampliaciones en el sistema de transmisión.
diciembre 3, 2020 | Industria
Avanzar con cambios a los Planes de Expansión fue uno de los temas centrales del último módulo de ElecGas 2020, que se realizó online este 2 y 3 de diciembre, donde los panelistas coincidieron en la necesidad de agilizar los procesos para el desarrollo de proyectos, así como reducir las barreras regulatorias que advirtieron para el rol multiservicios que pueden ofrecer las distintas tecnologías de almacenamiento en el sistema eléctrico local.
El módulo fue moderado por Fernanda Varela, directora de Comunicaciones de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera A.G.), donde también participó Paola Hartung, directora de Asuntos Regulatorios de AES Gener, quien señaló la necesidad de seguir avanzando en cambios a Ley de Transmisión, manteniendo la certeza regulatoria, «en un contexto remuneratorio que sea atractivo para participar en el mercado».
Agregó que también se debe robustecer el sistema de transmisión zonal para recibir el aumento de ofertas de energías renovables, por lo que planteó que los planes de expansión sean más agresivos, con una mayor holgura.
Almacenamiento
Esto fue compartido por Rodrigo Sáez, gerente general de Energía Latina, y vicepresidente de GPM-A.G., quien indicó que el sistema eléctrico local requiere de energías que puedan colaborar en flexibilizar la ejecución del Plan de Expansión, especialmente para evitar la dilatación de los tiempos en la construcción de estas obras.
Las tecnologías de almacenamiento han mostrado incrementar su utilidad, desde el punto de vista de variaciones del sistema, como el control de frecuencia y mejorar la estabilidad, por lo que planteó que actualmente el almacenamiento de energía necesita de «habilitaciones regulatorias que permitan aplicar múltiples aplicaciones y servicios».
Eduardo Pereira, director I+D en consultora SPEC, coincidió con este análisis, precisando que las nuevas tecnologías ayudan a contar con flexibilidad en la actualidad, pero advirtió la necesidad de que se valoren alternativas como la gestión de la demanda, especialmente desde las redes de distribución, inyectando y desconectando carga cuando corresponda y así liberar restricciones de transmisión.
Sin embargo, el especialista dijo que la prestación de multiservicios por parte de las distintas tecnologías de almacenamiento no es compatible con el reglamento de planificación de la transmisión, precisando que hay una traba que restringe a los sistemas de almacenamiento, «que nacen como parte de un plan de expansión, pero no puede participar en un mercados competitivos, lo que quiere decir que por ejemplo no será posible participar en arbitrajes de energía, porque es un mercado donde generadores, por lo que no podrá capturar beneficios de esa línea de ingresos y en los Servicios Complementarios va a pasar lo mismo».
«El almacenamiento requiere ser multiservicio para poder ser competitivo y rentable, pero regulatoriamente encuentra una barrera grande en cómo está hoy día el reglamento de planificación de la transmisión», sentención Pereira.
Por su lado, Carlos Cabrera, presidente de la Asociación Chilena de Energía Solar (Acesol) señaló la necesidad de mejorar el proceso de expansión de planificación centralizada que tenemos en Chile, mencionando que actualmente las obras de transmisión se realizan a través del artículo 102° que permite «saltarse» el plan central, para hacer proyectos urgentes, lo que demuestra que el plan central no está dando cuenta de las necesidades de inversión y eso pasa para las necesidades de la generación renovable de gran escala y se acentúa mucho más para la generación distribuida».
A su juicio, el proceso actual es burocrático, que toma mucho más de un año, entre que las obras se promueven, se deciden, pasan a un decreto, se licitan, adjudican y después pasan a construirse, por lo que este es el centro de la discusión.
octubre 9, 2020 | Industria
Una mayor ambición en los planes de expansión de la transmisión, mirando a proyectos de envergadura, es lo que plantea Daniel Salazar, socio director del Grupo energiE, al analizar la situación actual en este segmento de la industria, señalando que «entre hoy y la línea HVDC hay muchas soluciones y desarrollos que promover».
El ex director ejecutivo del Coordinador Eléctrico Nacional afirma a ELECTRICIDAD que el proyecto de transmisión en corriente continua (HVDC) Kimal-Lo Aguirre, que ya estableció un cronograma de licitación internacional, se puede aprovechar como una catapulta «para la introducción de una mayor y mejor gestión de la información que emana de la operación del sistema eléctrico y de las transacciones entre los diversos agentes».
Análisis
¿Cuál es la evaluación respecto a la situación actual en la operación del sistema de transmisión en Chile y sus perspectivas a futuro?
Desde un punto de vista operacional, sabida es la necesidad y criticidad que representa este segmento para el gran volumen de energía renovable variable (ERV) que ingresará durante los próximos años y para viabilizar el retiro del parque a carbón. Desde un punto de vista de mercado, para el desarrollo de nuevas inversiones, es importante despejar a la brevedad posible, las dudas e incertezas que se han instalado a partir del congelamiento de los cargos tarifarios, para que este segmento se desarrolle en un ambiente de inversión atractivo y competitivo, como lo fue desde la reforma del año 2004 en adelante.
A su juicio, ¿qué elementos deben ser considerados en el perfeccionamiento de la Ley de transmisión que revisa el Ministerio de Energía?
En mi opinión, creo que es recomendable agotar todos los espacios disponibles que se encuentren en la reglamentación y normativa técnica vigente, antes de impulsar un cambio legal en la materia. La necesidad es tal, que bien vale la pena poner sentido de urgencia a un ajuste o arreglo de los instrumentos -administrativos- existentes.
Los ajustes y mejoras deberían apuntar a agilizar los procesos de acceso a las instalaciones de transmisión de régimen regulado y régimen privado. Tenemos un marco normativo que sobrereguló este ámbito. Se perdió flexibilidad y se agregaron múltiples etapas de revisión técnica y administrativa, y de paso se le quitó espacio a las soluciones privadas. Esto ha generado una serie de costos y consecuencias.
También se deben corregir los problemas de aplicación evidenciados en el régimen transitorio de remuneración de las instalaciones de transmisión nacional, el cual nos acompañará hasta el año 2034.
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¿Cree que efectivamente la transmisión será un factor preponderante en la llamada recuperación verde?
Desde que se instaló la mesa de descarbonización el año 2018, se advirtió la importancia y preponderancia de este segmento de la industria. Ahora bien, el ciclo de recuperación post pandemia, tendrá tiempos de desarrollo que no necesariamente coinciden con el de los desarrollos de la red, pero sin lugar a duda se encadenarán.
El desarrollo de la red local y regional debe ser un habilitador y no un inhibidor del proceso que como país e industria se inició previo a la llegada del Covid-19.
¿Qué factibilidad aprecia en la línea HVDC y otras tecnologías que puedan ingresar al segmento local, como blockchain y otras vinculadas a ciberseguridad?
La línea HVDC es un proyecto estructural para nuestra industria, que se aproxima a la interconexión SING-SIC, que ayudará a gestionar las ERV y profundizará nuestro mercado y la descarbonización. Desde esa mirada, hay que aprovecharlo como un impulsor más para la introducción de una mayor y mejor gestión de la información que emana de la operación del sistema eléctrico y de las transacciones entre los diversos agentes, por ejemplo, a través de la trazabilidad de la energía -utilizando blockchain- y que al mismo tiempo la industria mejore sus estándares de seguridad de la información
¿Cómo ve la expansión del sistema de transmisión en los próximos años,?
Se requiere mayor ambición, los últimos planes de expansión no han tenido apuestas de envergadura, entre hoy y la línea HVDC hay muchas soluciones y desarrollos que promover.
abril 15, 2020 | Industria
El departamento de Licitaciones de Transmisión de la Gerencia Planificación y Desarrollo de la Red del Coordinador Eléctrico Nacional, realizó el 6 de abril por primera vez una transmisión vía streaming para el acto de Apertura de Ofertas Administrativas y Técnicas del Tercer Llamado del Decreto Exento (DE) 418/2017 y DE 293/2018.
Según indicó el oerganismo, dada la contingencia surgida por la pandemia Covid-19 y con el fin de cumplir con los requerimientos operacionales y legales que garantizan el buen funcionamiento del Sistema Eléctrico Nacional, el departamento de Licitaciones de Transmisión «enfrentó el desafío de realizar la actividad a través del canal de youtube del Coordinador».
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«De esa forma, el evento fue transmitido en vivo exitosamente desde tres locaciones distintas, en línea con las medidas adoptadas para proteger la salud de nuestros trabajadores y de las personas que participan en los procesos de licitación», informó el organismo coordinador.
Durante la apertura destacó el interés por las obras a licitar del grupo 4, con un Valor de Inversión (VI) referencial de US$ 10,15 millones, que recibió ofertas de 4 distintos participantes. También hubo gran interés por las obras del grupo 5 con un VI referencial de US$ 7,16 millones y que recibió 5 ofertas de distintos participantes.
El plan de obras contempla ampliaciones y seccionamiento al sistema de transmisión, las cuales suman más de US$41 millones de inversión estimada.
