octubre 17, 2016 | Industria
(La Tercera) Pese a que fueron una de las grandes ganadoras de la última licitación eléctrica, y que han experimentado un gran desarrollo en los últimos años, aún quedan desafíos pendientes para la industria de las energías renovables no convencionales (ERNC). El más relevante es la inyección de la totalidad de la energía que generan.
Este fenómeno es conocido como vertimiento, es decir, la pérdida de gran parte de la energía generada por plantas solares y eólicas ubicadas principalmente en el norte del Sistema Interconectado Central (SIC), debido a la poca capacidad de transmisión eléctrica en esta zona del país (entre Copiapó y Santiago).
“El vertimiento de energía proveniente de ERNC se ha producido debido a que su producción, en determinados momentos del día, supera el consumo neto de la zona norte y la capacidad de transportar esa energía hacia el centro del país”, explicaron desde el organismo coordinador del Sistema interconectado Central (CDECSIC).
Al 12 de octubre de 2016, la cantidad de energía vertida por las ERNC solares y eólicas alcanzó los 183,02 GWh. La cifra casi duplica la cantidad de energía no inyectada por las ERNC en todo 2015, la que alcanzó los 93,3 GWh.
La cifra de energía desperdiciada es comparable con el consumo que tuvo durante todo el mes de septiembre la Región del Maule, donde viven un poco más de un millón de personas, y que en dicho mes tuvo un consumo de 217 GWh. También es superior al consumo registrado por la Región de Coquimbo, donde viven cerca de 800 mil personas, con 157 GWh.
Auditorías a térmicas
A juicio del CDECSIC, no existe en la actualidad ninguna fórmula que permita evitar la pérdida de energía. Lo que si está realizando el organismo coordinador son estudios para permitir a futuro, cuando estén operativas nuevas líneas de transmisión, una mejor integración en el despacho de las centrales ERNC con las convencionales.
“Para los escenarios futuros, post interconexión de los sistemas eléctricos del SIC y el Sing, en los cuales se esperan mayores niveles de integración de ERNC, se están realizando estudios con la Universidad de Chile para adelantarse a las medidas operacionales que se puedan requerir para facilitar la producción de estas tecnologías”, señalaron en la entidad que coordina la operación del sistema.
[Generación eléctrica creció marginalmente en agosto, pero aporte de ERNC subió 61,3%]
agosto 30, 2016 | Industria
En una jornada técnica, encabezada por la subsecretaria de Energía, Jimena jara, junto a representantes de ambos CDECs, de la Comisión Nacional de Energía, asociaciones gremiales y empresas del sector energético, se presentó el Sistema de Pronóstico centralizado para la inyección de ERNC, el cual será será provisto, a través de una licitación, por una compañía especializada del rubro, facilitando la tarea de los operadores en el control del sistema eléctrico.
La iniciativa es parte del trabajo que desarrollan desde 2015 el Ministerio de Energía junto a Deutsche Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit (GIZ), a través de su Programa de Energía 4E y por encargo del Ministerio de Medioambiente alemán (BMUB), firmaron acuerdos de cooperación con los Centros de Despacho Económico de Carga CDEC-SIC y CDEC-SING para facilitar la integración de energías variables en las redes eléctricas.
Una de las líneas de trabajo acordado fue estudiar los sistemas de pronósticos y gestión de fuentes de energías renovables variables. “El aumento de la variabilidad e incertidumbre que enfrentan los operadores de red en un sistema eléctrico puede disminuir el beneficio de despachar energía de bajo costo como la eólica y solar, llevando incluso al “vertimiento” de estas fuentes. En este sentido, nuestro trabajo se basa en proveer alternativas que faciliten la tarea de los operadores nacionales en la integración de estas fuentes, aprovechado la experiencia de países como Alemania y que tengan como objetivo aumentar la capacidad de la red para integrar energía solar y eólica”, explica Felipe Salinas, asesor técnico de GIZ.
Optimización de la inyección eléctrica
Según Andrés Salgado, director técnico ejecutivo del CDEC SIC, “mejorar la calidad y la disponibilidad de los pronósticos de generación de las fuentes no convencionales, como las solares y las eólicas, redundará en una operación cada vez más segura y económica para el sistema eléctrico en su conjunto. Por ejemplo, si sabemos con cierta certeza que durante las próximas horas o en los próximos días tendremos generación eólica reducida, dispondremos el despacho de las unidades generadoras más eficientes para atender la demanda de energía proyectada”.
A través de un grupo de trabajo que incluye a representantes de ambos CDEC, de la CNE, el Ministerio de Energía, el departamento de Geofísica de la Universidad de Chile, expertos internacionales y de la GIZ, se observaron varios aspectos que podrían ser mejorados de los pronósticos entregados por los propietarios de parques eólicos y fotovoltaicos.
Entre las alternativas estudiadas, el grupo de trabajo acordó poner a prueba con la asesoría de una empresa especializada del rubro, un sistema de pronóstico centralizado en el cual los CDECs gestionarán directamente las predicciones. A través de una licitación internacional se seleccionará a una empresa experta capaz de proveer pronósticos de calidad para Chile.
El sistema de pronósticos tendrá características similares a las contenidas en la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NTSyCS) pero se incluirán algunos aspectos adicionales con el fin de mejorar la calidad de la información, como un incremento del número de actualizaciones y el uso de imágenes satelitales para pronósticos fotovoltaicos, o la posibilidad de agrupar áreas dónde se encuentran un gran número de plantas, lo que en la experiencia internacional ha demostrado una reducción de los errores.
Según Salinas, «un sistema de pronóstico es fundamental para la gestión eficiente de las energías renovables, toda vez que incide en otras instalaciones del sector eléctrico o en el uso que se le dará al sistema de transmisión durante las horas o días siguientes, lo que permite asegurar su disponibilidad».
“Las predicciones ERNC constituyen una de las herramientas más eficientes para gestionar la variabilidad y reducir los costos de operación del sistema, ya que reducen la necesidad de recursos más costosos, como por ejemplo, reservas operativas”, agregó Daniel Salazar, director técnico del CDEC SING.
Salazar celebró la iniciativa, indicando que “esta herramienta será de gran valor para el trabajo que están realizando ambos CDEC’s, y a partir de Enero de 2017, para el trabajo del Coordinador Independiente, en un contexto de profundos cambios tecnológicos que se proyectan durante la formación del Sistema Interconectado Nacional”.
[ERNC pasará a representar el 20% de la capacidad instalada del sistema en 2018]
diciembre 30, 2015 | Industria
En el marco del Plan de Integración de ERNC al SING, que lleva adelante CDEC-SING desde 2012 con el objetivo de enfrentar los desafíos que presenta la incorporación de energía renovables no convencionales (ERNC) al sistema, y proyectando la operación del sistema interconectado nacional producto de la interconexión SING-SIC se dio a conocer el nuevo “Estudio de Transmisión para la inserción ERNC: Escenarios 2018 y 2021”.
Revisa la exposición realizada en el marco de la presentación del estudio.
El estudio
El estudio analiza en detalle el comportamiento del sistema de transmisión del SING, ante una penetración de ERNC variable (eólica y solar fotovoltaica) de un 15% y un 19% a 2018 y 2021, respectivamente, considerando las centrales en operación y las declaradas en construcción, con el fin de detectar en forma temprana eventuales restricciones y capacidades de transmisión disponibles para una alta inserción – segura y económica- de ERNC en el SING.
Para el caso de 2021, se introdujo además como variable de análisis la perspectiva de localización, distinguiéndose para ello dos zonas: la “tradicional” y la de “demanda”. La primera, contempla los puntos o subestaciones donde hasta ahora se han conectado los primeros proyectos ERNC, o sea, las zonas norte y centro del SING, además de Calama. En tanto, la localización de “demanda”, contempla puntos adyacentes a los consumos mineros, ubicados por ejemplo, en la zona sur – cordillera del sistema.
Las conclusiones principales del Estudio permiten distinguir los siguientes aspectos:
– En cuanto a localización, los puntos de “demanda” presentan beneficios en relación a los puntos “tradicionales”. Ello se manifiesta tanto en materia de seguridad para el sistema -al no producirse congestiones ni vertimientos- y un mayor aprovechamiento del recurso ERNC.
– En un escenario de exportación hacia el SIC, los puntos de demanda que presentan mayor capacidad de inyección ERNC corresponden a las siguientes subestaciones de 220 kV: Laberinto con 820 MW, Domeyko con 730 MW, Chuquicamata con 520 MW y Sierra Gorda con 395 MW.
– En un escenario de importación desde el SIC, los puntos de demanda que presentan mayor capacidad de inyección ERNC corresponden a las siguientes subestaciones de 220 kV: Laberinto con 730 MW, Domeyko con 620 MW, Sierra Gorda con 410 MW y Esperanza con 305 MW.
– La flexibilidad del flujo por el enlace que interconectará el SING con el SIC permitirá una mejor gestión de la variabilidad ERNC, en particular, la gestión de las variaciones intradiarias, principal desafío identificado en los anteriores estudios de CDEC-SING.
Desde la entidad destacaron que este estudio es el cuarto en su tipo que realiza CDEC-SING en el marco del Plan de Integración de ERNC al SING, y a diferencia de los anteriores que tuvieron énfasis en el análisis temporal del sistema, esta vez el foco estuvo puesto en el análisis espacial. Al igual que los anteriores, busca entregar información relevante y de valor para la industria, aportando así en la toma de decisiones de los diferentes actores vinculados e interesados en ingresar al mercado eléctrico chileno.
septiembre 22, 2015 | Industria
(Diario Financiero) En las próximas semanas, la firma de Energías Renovables No Convencionales (ERNC) Acciona, de capitales españoles, partirá la construcción de su mayor proyecto en Chile, la planta El Romero Solar, que tendrá una capacidad instalada de 245 MW y una inversión de unos US$ 350 millones.
José Ignacio Escobar, gerente general de la compañía, dice que este es el primer paso de un ambicioso plan de inversiones que tienen para el próximo quinquenio con el que buscan posicionarse como una de las principales generadoras en el segmento renovable en el país.
En los próximos dos años buscarán tener proyectos por unos 400 MW en operación (hoy solo tienen en funcionamiento el parque eólico Punta Palmeras, de 45 MW de capacidad), parte de los cuales ya cuenta con contratos de suministro adjudicados. Mientras, para fines de la década esperan más que duplicar su capacidad instalada.
«Hemos hecho una serie de actividades propias y para terceros y en base a esto se decidió potenciar la presencia en Chile y el Cono Sur. Al 2017 queremos tener proyectos operando por unos 400 MW, entre eólicos y solar, y hacia 2020 ó 2021 tener de 800 MW a 1.000 MW operativos», sostiene. Esto les demandaría inversiones de unos US$ 2.200 millones, las que cubrirán con capital propio y también vía financiamiento con terceros.
Escobar sostiene que, en esta primera etapa, El Romero Solar cubrirá una parte de la energía que la firma se adjudicó en la licitación de diciembre pasado, donde hacia finales de 2018 deberán suministrar al sistema unos 600 GWh anuales.
Acciona llegó a principios de los 90 a Chile, pero sólo desde fines de la década pasada incorporó a las ERNC a su área de negocios en el país, pese a ser una de las mayores firmas renovables del mundo.»La compañía ya tiene casi tres décadas en Chile y sus inicios fueron en la construcción e infraestructura. Hace siete u ocho años estamos en energía. Hemos desarrollado una cartera de proyectos que ha tenido un proceso de maduración importante, por la naturaleza de los proyectos, y porque el mercado estaba en un proceso de maduración a nivel de regulación y de los clientes que no es rápido. En el sector energético cualquier cambio toma varios años, por su nivel de inversiones», dice.
Desarrollo con contratos
Si bien reconoce que el plan es ambicioso, Escobar explica que este se desarrollará en la medida que consigan contratos de suministro que permitan la construcción de lo proyectado. Esta es una tendencia cada día más fuerte en el sistema eléctrico chileno, donde las empresas buscan mecanismos para disminuir riesgos mediante acuerdos de largo plazo. «El desarrollo va de la mano de una estructura de contratos que permitan solventar esos 1.000 MW de capacidad a los que queremos llegar. De ahí en adelante deberemos revisar el plan pensando en un horizonte al 2030. La salida comercial de los proyectos es una pieza clave en la decisión de inversión, pero no es la única. También tenemos que tener una cartera de proyectos que nos asegure cumplir con la meta», dice.
Lograr contratos de suministro no es el único desafío que tienen las firmas. Hasta 2018, y una vez que se concrete la expansión del sistema de transmisión entre Polpaico y Cardones, deberán enfrentar restricciones en el despacho producto de la congestión de las líneas y de la operación en condición de mínimo técnico de unidades como Guacolda, lo que ya ha provocado situaciones de vertimiento de energía para las generadoras ERNC, con los consiguientes perjuicios económicos. Escobar reconoce que Acciona ha sido una de las afectadas pero indica que están trabajando para minimizar los efectos. «Hay que revisar estos temas porque el vertimiento de energía es básicamente una pérdida de plata», señala.
Asimismo, dice que la situación de precios en el Norte Chico -con costos marginales altos que hacían atractivo el desarrollo de muchos proyectos- está cambiando y en el futuro solo las iniciativas más eficientes lograrán desarrollarse. «Las renovables hemos demostrado que somos capaces de reaccionar muy rápido frente a situaciones de mercado coyunturales. Aquí hubo una sobreoferta (…) porque la gracia de los proyectos ERNC es que se construyen rápido. Nosotros fuimos más cautos. Vimos que a mediano y largo plazo podía haber un riesgo de precios importante hasta que no se resolviera el tema de transmisión».
[Empresa española construirá en Chile planta fotovoltaica con inversión aproximada de US$343 millones]
febrero 16, 2015 | Industria
(Diario Financiero) Los efectos sobre la seguridad del sistema eléctrico y la calidad de su servicio, así como sobre los precios de la energía, asociados a la incorporación masiva de centrales de generación en base a energías renovables no convencionales (ERNC), principalmente eólicas y solares, tiene preocupados a distintos actores del sector.
[Centrales térmicas retroceden en la matriz y generación con plantas eólicas sube 120% en 2014]
Este año el 80% de la capacidad que entrará al Sistema Interconectado Central (SIC) será de este tipo y para los próximos ejercicios se prevé una incorporación promedio de 1.000 MW anuales.
El desafío, dicen en la industria, es poder compatibilizar la operación de estas centrales con la generación convencional y así disminuir posibles impactos negativos, aunque los desarrolladores no convencionales, reunidos en Acera, apuntan a la diversificación de la matriz y menores costos como la principal ventaja de estas tecnologías.
El tema se ha tratado en los Centros de Despacho Económicos de Carga, tanto del SIC como de la red de Norte Grande, SING, donde han instalado mesas que por parte del gobierno lidera la Comisión Nacional de Energía (CNE).
El vicepresidente ejecutivo de Acera, Carlos Finat, dice que la discusión comenzó en 2014 y se ha desarrollado en distintas instancias, hasta que a mediados de diciembre pasado se reunieron a tratar el tema con el secretario ejecutivo de la CNE, Andrés Romero, cita que se repitió durante la primera quincena de enero.
«La CNE ha invitado a un grupo de personas que tienen un alto grado de conocimiento en la operación coordinada del SIC y del SING. Acera, al igual como lo ha hecho con las diferentes iniciativas de la Agenda de Energía, está colaborando en ese grupo a través de su director ejecutivo», dijo Finat, quien precisó que los detalles de este trabajo corren por parte de la autoridad.
Preocupaciones
Los temores por ambos lados son variados. Los generadores convencionales han puesto el acento en el fenómeno que se está dando en el norte chico, donde las restricciones de transmisión llevaron al CDEC a reducir el despacho del complejo termoeléctrico Guacolda, y también a las diferencias que se producen en los precios de inyección y retiro de la energía en distintos puntos de la red, lo que podría ocasionar problemas financieros a las eléctricas que no tienen contratos.
En Acera apelan a la experiencia internacional en el tema y apuntan a la modernización de los centros de despacho, así como a mejoras en las proyecciones de demanda. También coinciden en que la situación de Guacolda es preocupante.
«Que una central térmica, sin la debida anticipación, informe una restricción que tiene un gran efecto en la operación económica de la zona del SIC donde se encuentra, es una materia que estamos analizando», sostiene Finat.
Precios y restricción a despacho de carboneras afectan al norte chico
Las restricciones de transmisión en la zona norte del SIC, junto al ingreso de proyectos eólicos y solares, llevaron al CDEC-SIC a tomar medidas para mejorar la gestión del despacho eléctrico en Atacama y Coquimbo, aumentando la capacidad de transporte de las líneas existentes, hasta unos 1.100 MW de capacidad, dice el director técnico del organismo, Andrés Salgado.
Añade que Guacolda (600 MW), de AES Gener, ha debido adecuar su operación al nuevo escenario, reduciendo su operación al mínimo técnico en las horas en que el aporte de las ERNC aumenta. A ello suma que se ha dado un fenómeno nuevo: el «vertimiento» de energía, es decir, que parte de la producción no puede ser inyectada y se pierde.
Las ERNC han ayudado a bajar los costos marginales en la zona, beneficiando principalmente a los que inyectan a bajo precio y reciben valores acordados por contrato. Esto, sin embargo, podría complicar a los operadores que apostaron al mercado spot, dice Salgado. La situación se normalizaría una vez que opere la ampliación del SIC entre Polpaico y Cardones.
