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 16, 2020 | Contenido auspiciado
Agosto marcó el mayor nivel de vertimiento de energía generada por centrales ERNC.
Se trata principalmente solares fotovoltaicas y eólicas, en los últimos 18 meses, llegando a 36,9 GWh, equivalente a 3%, siendo el máximo que se ha registrado en este materia desde enero de 2019, cuando se anotó una reducción de 42,4 GWh (5%).
Así lo indica el boletín informativo de Valgesta Energía.
Allí se indica que la cantidad de energía reducida diaria de las centrales renovables variables anotada en agosto fue la máxima que se ha registrado en el presente año, después de febrero (21,4 GWh).
«Dichas reducciones corresponden a limitaciones a la generación de 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», sostiene el documento de la consultora.
Acreditaciones
El informe también abordo los balances mensuales efectuados por el Coordinador Eléctrico Nacional, indicando que los retiros acumulados afectos de acreditación ERNC (ley 20.257 y ley 20.698) de enero 2020 a julio 2020, correspondieron a 28.829 GWh.
La obligación acumulada de inyecciones ERNC de enero 2020 a julio 2020, correspondió a 2.825 GWh, lo que corresponde a un 9,8% respecto de los retiros afectos en el mismo periodo.
Por otra parte, las inyecciones acumuladas de ERNC de enero 2020 a julio 2020, fueron de 8,585 GWh, lo que corresponde a un 29,8% respecto de los retiros afectos en el mismo periodo.
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).
febrero 6, 2020 | Industria
Durante 2019 se registró una notable disminución de vertimiento de la generación de las energías renovables variables, solar fotovoltaica y eólica, en el sistema eléctrico local, de acuerdo con lo que se indica en el Boletín Informativo de Valgesta Energía.
Según el documento, la cantidad de energía reducida de centrales eólicas y solares «son dispuestas por el Coordinador Eléctrico Nacional en respuesta a la presencia de congestiones en el sistema de transmisión».
[LEA TAMBIÉN: Descarbonización: Proyectan inversiones de hasta US$2.300 millones en transmisión]
Es así como en enero del año pasado se anotó una reducción de 42,4 GWh, equivalentes al 5% de la generación efectivamente despachada al sistema por las centrales solares y eólicas, lo cual bajó a 14,3 GWh en diciembre (1%).
Desde agosto del año pasado los niveles de energía reducida alcanzan un promedio mensual de 1%, mientras que en junio y julio llegaron a 0%, coincidiendo con el inicio de las operaciones comerciales de la línea Cardones-Polpaico, construida por Interchile, que conecta la Región de Atacama con la Metropolitana.
febrero 21, 2019 | Industria
De acuerdo a un estudio realizado por Valgesta para la empresa ISA Interchile, las obras nuevas denominadas Nueva Línea Cardones – Maitencillo 2×500 kV, Nueva Línea Maitencillo – Pan de Azúcar 2×500 kV y Nueva Línea Pan de Azúcar – Polpaico 2x500kV, que conforman el proyecto “Cardones – Polpaico”, reducen significativamente los vertimientos esperados de generación de centrales solares y eólicas ubicadas al norte de la barra Nogales 220 kV.
Al comparar los resultados de la proyección de la operación del sistema, detalla el estudio, se estimaron reducciones de vertimiento de generación ERNC (energías renovables no convencionales) en torno al 98% para 2019 y del orden del 99% para 2020 y 2021.
«Para 2019 se estima que un 5,6% del total de energía generada por fuentes ERNC en la zona al norte de la barra Nogales 220 kV no será vertida por restricciones en la transmisión gracias al proyecto Cardones – Polpaico. Este porcentaje aumenta a un 11,4% para el año 2021».
El documento afirma que en relación con los efectos reales que ha producido el ingreso de los tramos Cardones-Maitencillo 500 kV y Maitencillo-Pan de Azúcar 500 kV, en la operación del Sistema Eléctrico Nacional, es posible afirmar que el ingreso de los mencionados tramos, en parte, han producido una reducción de los vertimientos de generación de centrales ERNC en ciertos meses del año 2018 en comparación con el año 2017.
Adicionalmente, señala el estudio, permite las transferencias de energía ERNC y por ende el desarrollo de este tipo de tecnologías, además de disminuir significativamente los desacoples presentes en el sistema, evitando así los riesgos nodales.
En relación con el ingreso de energías limpias, considerando flujo promedio esperado para la hora solar en 2019, el estudio estima que la línea Cardones-Polpaico 500 kV permite una inclusión de aproximadamente 280 MVA adicionales de centrales ERNC ubicadas en la zona centro.
[VEA TAMBIÉN: InterChile oficializa nuevo aplazamiento de línea Cardones-Polpaico al 11 junio 2019]
Metodología
Para visualizar los impactos de la línea a nivel sistémico se simuló la operación con el software SDDP (Stochastic Dynamic Dual Programming) y se calculó la política operativa de mínimo costo para un sistema hidrotérmico considerando cinco aspectos. Adicionalmente se simuló la operación del sistema con el software PowerFactory DIgSILENT, para evaluar la estabilidad transitoria, frente a la ocurrencia de contingencias, verificando el cumplimiento de la NTSyCS de cuatro variables.
