febrero 4, 2022 | Industria
Una considerable reducción en los niveles de vertimiento de Energía Renovable Variable (ERV), solar fotovoltaica y eólica, consideran las proyecciones del Coordinador Eléctrico Nacional, en el supuesto escenario en que se ponga en marcha el proyecto de transmisión HVDC Kimal-Lo Aguirre, señalando que se que podría bajar de 887 MW, en 2024, a 166 MW, en 2029.
Así se indica en el Informe «Propuesta de Expansión de la Transmisión 2022», en que se aborda el vertimiento ERV, donde el análisis del organismo toma en cuenta los 2024, 2026 y 2029, para que se visualice el efecto de incorporación de centrales solares fotovoltaicas y eólicas actualmente declaradas en construcción, con compromisos por licitaciones de suministro y aquellas que tienen procesos de conexión avanzados, además de proyectos de transmisón relevantes, previstos para 2026, para finalmente, en 2029, incorporar el efecto de la puesta en servicio del enlace HVDC Kimal-Lo Aguirre en los flujos del sistema.
Resultados
De acuerdo con el documento, «conforme avanza la década, los vertimientos se reducen, o de manera equivalente, el sistema permite incorporar mayor inyección de centrales a base de energías renovables variables».
Por zona geográfica, las proyecciones indican que, en 2024, la inyección de centrales solares fotovoltaicas y eólicas totalizaría 7.375 MW, con un vertimiento de 877 MW, lo que se generaría principalmente en la zona norte del sistema eléctrico. Posteriormente, en 2026, se indica una inyección total ERV de 7.981 MW, con un vertimiento estimado de 860 MW.
Sin embargo, según el informe del organismo, este vertimiento «se reduce ostensiblemente con el ingreso de la línea HVDC Kimal-Lo Aguirre al año 2029, donde comienza a aparecer un vertimiento en la zona sur, a partir del alto potencial que ya fue comentado en la sección anterior de este análisis del sistema nacional, y como se verá en la siguiente sección, también tiene una repercusión a nivel de los costos marginales promedios anuales que se esperan bajo este escenario de generación».
enero 26, 2022 | Industria
Un considerable aumento, de 87%, en el vertimiento de Energías Renovables Variables, provenientes de centrales solares fotovoltaicas y eólicas, registró el Coordinador Eléctrico Nacional durante 2021 en el sistema local, llegando a un total de 459 GWh, en comparación a los 245 GWh detectados en 2020.
Este hecho es constatado por el organismo en el Informe sobre la Propuesta de Expansión de la Transmisión 2022, donde también se aborda este tema.
«La reducción de aportes en 2021 puede ser representada como equivalente a una central de 130 MW (considerando un factor de planta de 40%), es decir 1,9% de la potencia de la zona», indica el documento.
Ante esta situación, el informe del Coordinador destaca el papel que tendrá el proyecto para construir una línea de transmisión en corriente continua, que conecte a las regiones de Antofagasta con la Metropolitana: «Fundamentado en el plan de expansión de la transmisión del SEN, se tiene previsto que con la entrada en operación de la línea HVDC Kimal–Lo Aguirre hacia 2029, se solucionen las congestiones en la zona centro norte».
septiembre 16, 2020 | Industria
Agosto marcó el mayor nivel de vertimiento de energía renovable variable en el Sistema Eléctrico Nacional durante el presente año, al registrar un 3%, equivalente a 36,9 GWh, el que principalmente correspondió a la generación de centrales solares fotovoltaicas, según indica el último Boletín Informativo de Valgesta Energía.
Según el documento, el octavo mes del año registró el mayor nivel de vertimiento después de febrero, cuando en ese entonces se anotó un 2% (21,4 GWh), seguido de mayo con 1% (11,2 GWh).
[LEA TAMBIÉN: Vertimientos de generación de energías renovables variables bajó de 5% a 1% en 2019]
«Dichas reducciones corresponden a limitaciones a la generación centrales eólicas y solares, las cuales son dispuestas por el Coordinador Eléctrico Nacional en respuesta a la presencia de congestiones en el sistema de transmisión», indica el reporte de la consultora.
Durante el año pasado, los mayores niveles de vertimiento fueron en enero con un 5% (42,4 GWh), seguido de abril con 4% (26,5 GWh).
enero 7, 2019 | Industria
Terminar con las exigencias del pago de compensaciones para las generadoras de Energías Renovables No Convencionales (ERNC), en el marco del funcionamiento de los llamados impuestos verdes a las emisiones de dióxido de carbono, es uno de los principales temas que impulsará durante este año la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera A.G.).
Así lo señalaron José Ignacio Escobar, presidente de la asociación gremial, y Carlos Finat, director ejecutivo, durante la conferencia de prensa anual del sector, donde también abordaron otros temas, como las inversiones en nuevos proyectos, el futuro de la transmisión y del proceso de descarbonización, entre otros puntos.
Impuestos verdes
Según Finat, el hecho de que el impuesto sea pagado por empresas ERNC «es muy extraño», pues tienen cero emisiones, «siendo un caso único en el mundo, por lo que tenemos expectativas de que se cambie».
En esta línea, el ejecutivo sostuvo que Acera propone que en el cobro del impuesto verde «se deje de exigir el pago de compensaciones por el impuesto verde a los generadores de energías renovables no convencionales».
También planteó que el impuesto «debe considerarse como parte del costo variable de las centrales generadoras y, por lo tanto, debe tomarse en cuenta para definir el orden del despacho, lo que es fundamental. Lo otro es el monto del impuesto verde, porque claramente los actuales US$5 no refleja el costo social que tienen las emisiones de CO2».
El representante de Acera afirmó que es necesario modificar el impuesto verde, por lo que «este va a ser uno de los temas que va a estar sin duda en la agenda de este año».
Temas
Otros temas importantes para la asociación gremial dentro del sector energético que mencionaron los dirigentes de Acera fueron:
- Descarbonización: Carlos Finat dijo que debe existir una «regulación adecuada» para el ingreso de generación renovable y así avanzar en el proceso de descarbonización de la matriz energética nacional, añadiendo que Acera «está a la expectativa de ver cuáles son las decisiones que se toman y de qué manera se traducen en políticas públicas», por lo que reiteró la necesidad de no cobrar compensaciones por las emisiones a las centrales ERNC.
- Servicios Complementarios: Finat afirmó que la remuneración por este servicio en el sistema eléctrico debe ser pagada por quienes «hacen retiro para venderle a clientes, porque justamente esa capacidad les está dando la posibilidad de entregar energía eléctrica de buena calidad, a un precio que determine el mercado, por lo que deben crearse condiciones competitivas para que estos servicios no queden en manos de unos pocos generadores, y que sea ofrecido por todos».
- Costos Marginales: El director ejecutivo de Acera sostuvo la necesidad de revisar el sistema de costos marginales, aclarando que no debe eliminarse, «siendo una discusión que debemos tener».
- Nuevos proyectos: José Ignacio Escobar señaló que 2018 finalizó con 5.300 MW de capacidad instalada en ERNC, agregando que las estimaciones de este año apuntan a llegar a 6.000 MW de operaciones. «Hay 31.000 MW de proyectos ERNC que están en carpeta, con todas las tecnologías, para satisfacer el crecimiento de la demanda a futuro», sentenció.
- Transmisión: Carlos Finat indicó la necesidad de terminar el proyecto de transmisión Cardones-Polpaico, que desarrolla Interchile, por cuanto actualmente la generación ERNC ha perdido US$22 millones en 2018, por energía que no puede ser inyectada al sistema, por la estrechez de transmisión, especialmente en el norte chico. José Ignacio Escobar, en este sentido, dijo que el vertimiento de energía que no se inyecta a la red equivale a cerca de 400 GWh al año.
noviembre 15, 2016 | Industria, Tendencias
El tema del llamado vertimiento de energía por parte de centrales generadoras solares y eólicas en el contexto de estrechez del sistema de transmisión en la zona norte del Sistema Interconectado Central (SIC) está planteando el desafío de aumentar la flexibilidad de la transmisión para una adecuada gestión de la energía variable dentro de los sistemas eléctricos, a través de la incorporación de nuevas tecnologías a dichos sistemas.
Es en este escenario donde CONECTA, empresa con 26 años de experiencia en el desarrollo de soluciones para incrementar la seguridad y capacidad en los sistemas eléctricos, destaca la existencia de varias soluciones tecnológicas que contribuyen con una mayor integración de las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) a la red de transmisión.
Alfredo de la Quintana, gerente general de Conecta, señala que el importante monto actual de vertimiento de energía ERNC en el sistema eléctrico chileno se explica por “tratar de gestionar tecnologías de generación modernas como la eólica y solar, que son de naturaleza estocástica, con un sistema eléctrico rígido diseñado con criterios tecnológicos de hace más de 50 años. No es posible gestionar la dinámica de las plantas de generación modernas con la gestión convencional a la que estamos acostumbrados, como subir y bajar generación convencional para enfrentar y aceptar las grandes rampas de la energía solar ni la variabilidad e imprevisibilidad de la energía eólica”. Reducir los mínimos técnicos de la generación convencional es una solución temporal que aliviará el sistema por un corto tiempo.
Por tal motivo, el ejecutivo plantea la necesidad de que el sistema eléctrico sea más flexible, manteniendo los estándares de seguridad. “Esta adaptabilidad se puede lograr a través de la incorporación de tecnología de smart grid a la red y particularmente me refiero a la tecnología Dynamic Line Rating (DLR), pues permite aprovechar las condiciones de ventilación presentes en el recorrido de la línea de transmisión pudiendo incrementar las transferencias de manera sustantiva (10% a 30%) dejando más espacio para energía proveniente de fuentes ERNC”.
“Si consideramos que existe una fuerte correlación entre la energía eólica y las condiciones de ventilación de una línea de transmisión, entonces la tecnología más adecuada y rápida de implementar es Dynamic Line Rating por cuanto estaremos ampliando la capacidad de la línea de transmisión justo en el mismo momento en que hay una mayor generación eólica”, precisa Alfredo de la Quintana.
A su juicio, la planificación, contemplada en la nueva Ley de transmisión, permitirá desarrollar holguras en la red, pero el ejecutivo aclara que eso ocurrirá entre 10 a 20 años más y en el intertanto no podemos detener el crecimiento, “por lo que se deben realizar estudios acotados de la red de transmisión en la zonas específicas de generación ERNC donde se están produciendo congestiones, con énfasis en la generación eólica, además del desarrollo de sistemas de monitoreo, protección y control basados en DLR que permitan maximizar la inyección de ERNC. Una solución de esta naturaleza puede planificarse, desarrollarse y ponerse en servicio en seis meses”.
De la Quintana indica que estos sistemas de monitoreo, protección y control deben disponer de herramientas “que permitan generar pronósticos de corto y mediano plazo de la capacidad dinámica de la red de transmisión para que la operación disponga de los tiempos necesarios para ejecutar las acciones de control que no pueda ejecutar el sistema de monitoreo propiamente tal”.
“Es importante mencionar que estas tecnologías no son un reemplazo de la expansión de la transmisión sino que deben verse como un elemento complementario a la planificación de las redes”, concluye el ejecutivo.
TECNOLOGÍAS SMART GRID PARA UNA MAYOR FLEXIBILIZACIÓN DE LA TRANSMISIÓN
Entre el 2010 y 2013 se desarrolló en Europa el proyecto TWENTIES (Transmission system operation with a large penetration of wind and other renewable electricity sources in electricity networks using innovative tools and integrated energy solutions), que muestra diversas tecnologías y soluciones destinadas a aumentar la flexibilidad de la red de transmisión.
