diciembre 24, 2021 | Industria
Habilitar la participación de unidades de almacenamiento pura es uno de los principales desafíos de esta tecnología en el Sistema Eléctrico Nacional, según sostiene Claudio Seebach, presidente ejecutivo de Generadoras de Chile, quien resalta los aportes que se pueden entregar a la operación de las redes con esta nueva tecnología que se abre paso en el país, considerando que ya existen casi diez proyectos de generación que plantean incorporar baterías, los cuales están en calificación ambiental.
El ejecutivo afirma a ELECTRICIDAD que el desarrollo del almacenamiento también permitirá enfrentar la situaciones de estrechez de la transmisión, además de ser un complemento a la operación de las centrales de energía renovables variable, solar fotovoltaica y eólica, entregando una mayor seguridad y estabilidad a la generación bruta de electricidad.
Futuro
¿Cuáles son las perspectivas que tienen respecto a las inversiones en almacenamiento en Chile?
Los sistemas de almacenamiento jugarán un papel fundamental como habilitantes para la integración eficiente de generación renovable, facilitando la gestión de la variabilidad de algunos de estos recursos, permitiendo la entrega de energía confiable al sistema.
Sobre las perspectivas de inversión, las empresas asociadas a Generadoras de Chile han sido proactivas en el desarrollo de estas tecnologías, actualmente se contempla el desarrollo de 22 proyectos de almacenamiento los cuales alcanzan una capacidad superior a los 500 MW. Destacamos también que la Planificación Energética Nacional concluye la necesidad de incorporar 2.000 MW de almacenamiento a 2030 y 6.000 MW a 2050.
¿Cuáles son los tipos de servicios que podrían llegar a entregar por los sistemas de almacenamiento en Chile?
Los sistemas de almacenamiento son reconocidos por ser dispositivos que pueden aportar distintos servicios de flexibilidad a los sistemas eléctricos, incluyendo el arbitraje de energía y la regulación de frecuencia. Dentro de estos servicios, el arbitraje de energía es una de las funciones más comunes, consiste en almacenar energía en períodos de abundancia y en utilizar la energía almacenada en períodos cuando ésta es más escasa. Es por ello que sistemas de almacenamiento, como baterías, se ven como los complementos ideales para las centrales de generación renovable variable, tales como la generación solar y eólica. Dadas sus características, a la primera, le permite inyectar energía en los horarios donde la radiación solar disminuye y, a la segunda, le permite controlar las fluctuaciones derivadas de la disponibilidad del recurso eólico. De igual forma, dados los atributos de flexibilidad que pueden entregar los diversos tipos de almacenamiento, se prevé que puedan ser instalados en conjunto a otras fuentes de generación, tales como a centrales de generación hídrica de pasada o como complemento a centrales térmicas.
¿ Cómo ve Generadoras el potencial de incluir almacenamiento en transmisión?
Hay evidencia que los dispositivos de almacenamiento pueden prestar servicios que liberen capacidad de transmisión y para los cuales no hay señales de precios, por lo que es esperable que existan inversiones en estos dispositivos que se puedan ser el resultado de un proceso de planificación de la transmisión. El desafío está en cómo definir los límites de los servicios que puedan prestar dispositivos de almacenamiento que ingresen al sistema de esta manera, tomando en cuenta que tales dispositivos también podrían entregar otros servicios, varios de los cuales son hoy provistos por unidades de generación eléctrica que han ingresado al sistema en base a señales de mercado como resultado de la competencia. Esta es una discusión que aún continúa en evolución en el mundo, sin que hasta ahora exista una visión de consenso sobre la mejor manera de habilitar y remunerar la entrega de todos los servicios que los dispositivos de almacenamiento puedan aportar a los sistemas eléctricos.
¡Cuáles son los desafíos técnicos y regulatorios que se advierten en materia de almacenamiento en Chile?
Lo primero y más básico es habilitar la participación de unidades de almacenamiento puras, no instaladas como complemento a algún proyecto de generación, en los balances de energía y potencia. Otro punto importante tiene relación con la remuneración de potencia de proyectos que incluyan almacenamiento, lo cual se aborda en parte con la propuesta de Reglamento de Transferencias de Potencia que estuvo en consulta ciudadana hasta principios de octubre de este año. También, en un mercado de energía basado en costos, existe la inquietud de cómo y quién determinará el costo de oportunidad de descarga de unidades de almacenamiento, garantizando una operación a mínimo costo del sistema y asegurando una remuneración adecuada de estas unidades. Por último, siempre está el desafío de que existan todas las señales de precios que son necesarias para incentivar la entrada eficiente de unidades de almacenamiento que pueden prestar múltiples servicios de manera simultánea.
octubre 19, 2021 | Industria
Dos procesos abiertos y cuatro que se encuentran en etapa de negociación, que en total podrían llegar a sumar 1.000 GWh/año de energía transada, es el balance que registra Plataforma Energía, ante las condiciones actuales del mercado de generación, caracterizadas por un aumento en los precios de los combustibles, restricciones de transmisión en ciertas zonas del sistema eléctrico local y la menor disponibilidad hidroeléctrica.
Esto está provocando que actores del segmento de generación estén mirando con mayor atención al servicio de transacciones de energía de corto plazo entre suministradores.
Actualidad
Según Pablo Demarco, gerente Comercial de Plataforma Energía, el mercado nacional «estaba muy concentrado en pocos actores hace algunos años y de alguna forma se “bloqueaban” entre ellos. Hoy, lo que hacemos nosotros es actuar de biombo para facilitar las transacciones y fomentar la competencia».
«Estamos expectantes a los desafíos de las transacciones energéticas del mañana. En línea con lo anterior, nos interesa contribuir a un mercado más seguro y robusto, dándole profundidad a través de este sistema no tradicional para transar energía en el actual momento de estrechez eléctrica», agrega el ejecutivo.
A su juicio, la escasez hídrica del mercado chileno, el alza de los combustibles fósiles y condiciones de transmisión desfavorables, han provocado una alta volatilidad en cuanto a precios, con alzas muy fuertes o bien caídas hasta costo cero, dependiendo de la zona y hora del día.
«Esto ha causado que suministradoras deficitarias deban comprar energía a altos precios para cumplir con sus contratos de suministro. Aquí es donde nos hemos enfocado para resolver ese problema y permitir que se generen transacciones para cubrir las posiciones de riesgo de las suministradoras, que dependen de qué tan excedentaria o deficitaria se encuentre la empresa en el mercado spot», concluye Demarco.
octubre 19, 2021 | Industria
«La señal regulatoria que se entrega no incentiva la celebración de contratos de largo plazo con precios estables, ya que existe el riesgo de quedar bajo la “cuota” de gas inflexible que determina el Coordinador, por lo que podríamos quedar expuestos no sólo a la volatilidad de los precios del mercado internacional, sino que también a la posibilidad de no contar con suministro de GNL ante la posibilidad de que los vendedores privilegien otros mercados cuya demanda y precio sea más atractiva».
Este es parte del análisis que realizó Valgesta Nueva Energía en su boletín mensual, donde abordó la publicación de la Norma Técnica para la Programación y Coordinación de la Operación de Unidades que utilicen Gas Natural Licuado Regasificado.
Según el documento, con la nueva normativa, «dado que los volúmenes spot no tienen opción de ser considerados inflexibles, se introduce un riesgo significativo de no contar con gas ante situaciones de bajo aporte hídrico, lo que podría ser especialmente complejo en el segundo semestre de cada año, periodo en que los ADP consideran menos GNL, dado que es un periodo más difícil de pronosticar.
También se indica la labora que tendrá el Coordinador Eléctrico Nacional, que deberá ajustar «adecuadamente sus modelos de pronósticos, labor que consideramos debe ser realizada con urgencia y apertura ante todos los stakeholders, de manera que exista confianza en el desempeño de estas nuevas funciones por parte del CEN».
Desde el punto de vista de la consultora, en este último punto, «se introduce mediante esta regulación simulaciones del Coordinador que dan lugar a «cuotas» de GNL inflexible, excepciones en caso de escenarios de estrechez hídrica, traspaso de cuotas excedentarias, entre otros aspectos, todo lo cual no recoge lo que varios Ex Secretarios Ejecutivos de la CNE solicitaron en una carta pública, en orden a que «deben evitarse regulaciones que burocraticen la adquisición de Gas Natural, ya que contar con este combustible aparece no solo como una necesidad del sistema, sino que como un verdadero seguro para el suministro eléctrico de los chilenos».
«Finalmente, dada la falta de antecedentes técnicos mostrados por la CNE y siendo esta materia clave para la operación segura y económica del Sistema Eléctrico Nacional, las nuevas autoridades que se instalen a partir de marzo próximo deberán incorporar este tema como parte de su agenda, a fin de generar un entendimiento común sobre la materia, especialmente considerando los desafíos que nos presenta la transición energética, tanto en el corto, mediano y largo plazo», concluye el informe.
agosto 18, 2021 | Industria
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.
enero 11, 2021 | Industria
(La Tercera-Pulso) Confiado está Juan Carlos Olmedo, presidente del Coordinador Eléctrico Nacional (CEN), sobre la respuesta que tendrá el sistema eléctrico ante la salida de las centrales carboneras de la matriz energética.
El adelanto del calendario planificado para retirar 11 unidades hacia el año 2024 -hoy ya se han cerrado cuatro unidades antes del plazo inicial- ya está abriendo blancos que el CEN quiere cerrar para garantizar la calidad y seguridad del servicio.
Por eso, este año el organismo independiente que está encargado de operar el sistema eléctrico del país, lanzará una licitación para buscar nuevas unidades, en primera instancia renovables, que permitan mantener la potencia de cortocircuito e inercia del sistema, parámetros que descubrieron que irán bajando a medida que se sigan retirando carboneras del parque generador.
Olmedo aclara que esta disminución hoy no se está afectando al sistema eléctrico, por lo tanto, en la actualidad no hay riesgos, pero sí quieren estar preparados para enfrentar escenarios que puedan gatillar una estrechez en la matriz energética.
Para 2021 el CEN solo está estudiando la salida de Ventanas 2, otra carbonera de Gener que aún no está autorizada para dejar el sistema y que se uniría a la desconexión de Ventanas 1, salida que la eléctrica materializó los últimos días de diciembre tras 56 años de funcionamiento. Por eso, Olmedo celebra la entrada de Alto Maipo, hidroeléctrica que ya pidió su conexión al sistema, la que está fechada para julio de este año para Las Lajas y septiembre próximo para Alfalfal 2.
¿Cómo está el sistema con el adelanto del cierre de las carboneras?
-La salida de las centrales carboneras levantó un tema relacionado con que el sistema requiere mantener dos parámetros técnicos con son muy relevantes para su operación confiable y segura que son la inercia y la potencia de cortocircuito. En términos simples, la inercia es como el turbo del auto que se usa cuando uno de repente necesita acelerar rápido porque surgió un incremento de demanda o alguna perturbación y esa inercia la entrega las máquinas rotatorias, es decir, las carboneras, las centrales a gas y las centrales hidroeléctricas. Y obviamente, a medida que se van retirando las carboneras, los niveles de inercia del sistema van bajando. Y ocurre algo similar con el sistema que se llama corriente cortocircuito que tiene que ver con el control de los voltajes. Estos dos parámetros son las características técnicas que tiene que tener el sistema para asegurar la operación confiable y segura, es decir, que no tengamos apagones.
¿Hay riesgo hoy?
-No. Lo que ha salido se ha autorizado porque no tiene impacto en el sistema, mantiene los niveles de potencia y cortocircuito e inercia dentro de lo requerido, pero si llegara a haber algo que lo afecta, no deberíamos autorizar la salida (anticipada de la central) y esperar a que se cumplan los plazos legales y justamente por eso estamos lanzando este estudio, para anticiparnos, porque sabemos que el sistema tiene que avanzar a una mayor penetración renovable y ese proceso tiene que ser confiable, seguro y ojalá a costos razonables, por eso hay que estar preparados y anticiparse.
¿Cuál es el cronograma para eso?
-Lo que tenemos que hacer es identificar cuáles son los niveles mínimos que tiene que tener el sistema eléctrico, entonces este año vamos a lanzar un estudio para determinar cuáles deberían ser los niveles de inercia y de potencia de cortocircuito que requiere el sistema en escenario de descarbonización. En función de ellos, esperamos definir nuestros servicios complementarios en ese ámbito, y en función del estudio, en las fechas que se requieran, posteriormente lanzaríamos una licitación para esos servicios complementarios.
¿Cuáles son las fechas?
-Querríamos que esto se adjudicara fines de marzo o mediados de abril. El estudio debería tomar unos cuatro o cinco meses, por lo tanto, debería estar en junio o julio cosa de tomar algunas decisiones dentro del año y efectuar todos los procesos que se requieren para poder avanzar en licitar estas necesidades, porque justamente tiene que ser con tiempo dado los procesos de descarbonización, es decir, si se requiere algún tipo de unidad que provea un servicio específico, hay que licitarlos con tiempo.
¿Los recientes anuncios generan un estrés mayor en el sistema?
-El reglamento establece unos requisitos para aprobar el ERE (Estado de Reserva Estratégica) y en este caso, se cumplen y eran básicamente que no se producía un incremento sustancial del costo marginal y del costo de operación ni un deterioro de la calidad y seguridad del servicio. En el caso de Ventanas 2, aún se están desarrollando los estudios para determinar los impactos, por lo tanto, aún no se aprueba. Hasta ahora no hemos recibido más solicitudes.
¿Ese escenario crítico lo generaría un año más de sequía?
-La sequía la hemos manejado. Podría gatillar incrementos sustanciales del costo marginal y de operación y eso, hasta ahora, no se ha dado. Estamos con costos de operación bastante controlados, asociados al costo de generación a carbón.
¿Qué salida subiría el costo marginal a ese nivel?
-En el estudio que se hizo para la comisión de Minería y Energía, había escenarios de altos precios, porque se solicitaron algunos escenarios donde había restricciones en el suministro de gas. Si se restringe el suministro de gas, los precios van a subir, sobre todo si esas restricciones son altas. No tengo elementos para decir qué tan probable que es que eso se gatille.
¿La entrada de Alto Maipo podría revertir ese riesgo?
-Ellos (Gener) han informado que la fecha de interconexión de la central Las Lajas será en julio de este año y Alfalfal 2 en septiembre de este año. Estamos hablando de 1.200 Gwh en Las Lajas y 1.070 para Alfalfal 2. Ventanas 1 tenía una generación máxima del orden de 800 GWh, por lo tanto, compensa, pero esas unidades son estacionales, generan poco en invierno y mucho en verano, peso a eso, sin duda, la entrada de Alto Maipo es un aporte a los objetivos de reducción de emisiones e incremento de la energía renovable del país.
