junio 7, 2019
En los mercados eléctricos ha tomado fuerza un nuevo concepto −flexibilidad− que en términos simples se entiende como la capacidad del sistema para acomodar la variabilidad e incertidumbre en el balance oferta-demanda del sistema, manteniendo la seguridad en toda la escala de tiempo. Este concepto toma aún más relevancia cuando se trata de mercados donde la participación solar y eólica es alta.
Hoy nuestro sistema eléctrico muestra ciertos signos de inflexibilidad como lo son el vertimiento de energía renovable, desacoples de costos marginales y la existencia de rampas horarias al ingreso y salida de generación eólica y solar. Sin embargo, el desafío de contar con un sistema eléctrico flexible está tomando recién relevancia, más que nada porque hasta hoy hemos sido capaces de obtener flexibilidad a partir de mecanismos tales como las operaciones a mínimo técnico y los ciclos de encendidos-apagados de centrales térmicas y la operación de centrales diésel. Los costos de estas “soluciones” no han sido significativos, sin embargo ¿qué pasará cuando se activen los más de 5.000 MW eólicos y solares que se prevén para 2030? ¿Y si sumamos a esto un plan de descarbonización?
Todo indica que la generación eólica y solar seguirá en aumento. Las proyecciones indican que la participación horaria máxima diaria de ERV podría pasar de un 35% hoy a más de un 65% en 2030, mientras que las rampas de demanda neta podrían aumentar al triple en el mismo horizonte. En este escenario es necesario asegurar un desarrollo eficiente, seguro y sustentable del sistema eléctrico y para ello es importante entregar las señales que permitan asegurar las inversiones capaces de entregar flexibilidad al sistema.
Estas señales debiesen estar alojadas en alguno de los actuales mercados (capacidad o servicios complementarios), o bien, en un nuevo mercado (flexibilidad), y deben quedar sustentadas en un marco regulatorio que permita la participación de los distintos agentes, tanto desde la oferta como de la demanda.
Decidir qué tecnologías son las indicadas o cuál de los mercados es el apropiado no es una tarea sencilla, y aún más complejo resulta elaborar los cambios regulatorios necesarios para ello. Por esta razón, es necesario avanzar e instaurar prontamente la discusión sobre una posible ley de flexibilidad que permita contar con soluciones eficientes, y así estar preparados para enfrentarnos adecuadamente a la transformación de nuestra matriz energética, que avanza a pasos agigantados.
junio 3, 2019 | Electromov
Un total de 19,2 MW de capacidad instalada compone la actual infraestructura para electromovilidad que actualmente opera en las doce regiones del país, de acuerdo a las cifras entregadas a ELECTRICIDAD por la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC), donde 3,49 MW corresponden a 104 instalaciones destinadas a vehículos particulares, y otros 15,8 MW se ubican en los seis terminales de buses eléctricos que están en la Región Metropolitana.
En este total de instalaciones, según la SEC, se registran 149 puntos de carga o conectores para el suministro de vehículos eléctricos. Y es que en una instalación se pueden albergar hasta tres conexiones, como ocurre –por ejemplo– en los cargadores de Voltex que operan en las estaciones Copec, los cuales tienen tres salidas: dos de corriente continua (DC) y una de corriente alterna (AC).
Regiones
El superintendente Luis Ávila precisa a este medio que los 149 conectores se dividen en 122 puntos de carga lenta (AC) y 27 de carga rápida (DC), totalizando 3,49 MW de capacidad instalada en el país, de los cuales 71 se encuentran en la Región Metropolitana, con una suma de 1,7 MW, seguida de la Región de Valparaíso con 608 kW; las regiones de El Maule y O’Higgins con 288 kW cada una, y la Región de Ñuble con 188 kW instalados.
En cuanto a la disponibilidad de electroterminales, la autoridad menciona que las seis instalaciones para buses eléctricos suman 15,8 MW de potencia instalada, siendo el terminal de buses Vule -emplazado en la comuna de Maipú− el que cuenta con la mayor capacidad, totalizando 5,5 MW, repartidos en 37 cargadores con una potencia de 150 kW cada uno.
Mapa de los puntos de carga para vehículos eléctricos elaborado por la SEC en el país. Fuente: SEC
El segundo electroterminal con mayor potencia instalada es el de Metbus, ubicado en Peñalolén, que tiene 4,8 MW de potencia instalada, repartida en 61 cargadores de 80 kW cada uno.
Ávila también destaca la existencia de “estaciones de carga interurbana con 23 puntos que funcionan a lo largo de 700 kilómetros”.
A juicio del titular de la SEC, la capacidad instalada de la infraestructura de carga seguirá aumentando con la implementación del trámite electrónico TE6, que recoge las declaraciones de puesta en servicio de instalaciones para carga de vehículos eléctricos, además de la puesta en marcha de la primera normativa en electromovilidad, específicamente con el pliego técnico normativo N°15 destinado a regular la instalación de las estaciones de carga de vehículos eléctricos, el cual se inscribe dentro del Reglamento de Instalaciones de Consumo (RIC), que estaría vigente en el segundo semestre de este año.
Actores
Louis Philipperon, especialista de Smart City & Green Mobility Latin America de Engie, señala la capacidad de 5,5 MW que tiene el electroterminal de Maipú puede satisfacer la demanda eléctrica de 75 buses, los cuales se pueden cargar entre dos y tres horas.
También menciona el caso del electroterminal Juanita, ubicado en la comuna de Puente Alto, y operado por STP, donde existen 13 cargadores, que suman 1,9 MW de capacidad instalada, que pueden entregar energía para 25 buses eléctricos.
El especialista indica que los planes de Engie en el desarrollo de proyectos de electromovilidad e infraestructura de carga contemplan “seguir apoyando a los operadores de buses públicos y privados en la implementación de nuevos terminales o ampliación de los terminales existentes”.
Ubicación y características de los electroterminales en la Región Metropolitana. Fuente: SEC
“Además la idea es implementar nuestro conocimiento global en optimización de carga en los terminales que sea en la gestión inteligente de la carga, la distribución eléctrica en el terminal o dimensionamiento, y construir primera experiencia de implementación y operación de cargadores de tipo rápido”, agrega Louis Philipperon.
El otro actor en el ámbito de electroterminales es Enel X Chile, cuya gerenta general, Karla Zapata, señala a este medio que la demanda eléctrica promedio del mes en el terminal de Peñalolén que tiene Metbus llega a 326 MWh
La ejecutiva sostiene que a nivel público “hemos instalado más de 60 electrolineras a lo largo del país, donde cada estación de recarga puede atender, al menos a 2 vehículos eléctricos simultáneamente.
“Se espera que a 2024 estén instaladas más de 1.000 electrolineras públicas a lo largo del país, tanto en carretera como en ciudades”, complementa Zapata.
mayo 10, 2019
La electromovilidad tiene el objetivo de reemplazar el uso del transporte con combustibles fósiles, por tecnologías más eficientes y limpias. Diversos países ya han tomado la decisión de sumarse a esta tendencia y Chile no está ajeno a aquello. Considerando que ya está resuelto el tema de por qué se requiere la electromovilidad, se deben estimar los impactos en la red eléctrica de distribución y en la matriz eléctrica nacional, además de ver su impacto en la economía, infraestructura, recaudación tributaria y aspectos tarifarios de las redes.
¿Quiénes serían los comercializadores, quiénes podrían desarrollar las estaciones de carga, existirían concesionarios y/o propietarios de las redes? Las respuestas deben adecuarse a los cambios tecnológicos que podrían surgir como definición de combustibles diferentes.
Según el grado de penetración de la electromovilidad en el país, en el transporte público y privado, se deberá analizar si la infraestructura eléctrica actual es adecuada o se tendrán que tender redes de distribución adicionales paralelas en las ciudades, y ver cómo se financiarían. Hay que definir los conceptos y normalización de “estaciones de carga” tanto para transporte público (centralizado) y de servicio público (centralizado y distribuido) como para empresas y domicilios. La SEC ya está trabajando en ello.
Por otra parte el impacto en la red de distribución durante la carga de los vehículos, principalmente de noche, requerirá de la capacidad de redes y energía suficiente para operar con simultaneidad. Dependerá del grado de participación de la electromovilidad, su implementación en el tiempo y de la combinación que podría existir con la generación distribuida domiciliaria con almacenamiento, de su escala y de las micro redes aisladas. Además, los empalmes domiciliarios actuales podrían no permitir recargar los vehículos en tiempos adecuados y simultáneos.
Con todo, no se visualiza un efecto importante en el impacto en la Matriz Eléctrica Nacional, aunque dependerá del grado de masificación de los vehículos eléctricos y los tiempos de implementación. La incorporación será paulatina y el crecimiento de la generación dará cuenta del aumento de la demanda y podrá suplir esas necesidades. Por su parte, la generación distribuida a nivel ciudad con almacenamiento (conectada o aislada de la red) y su grado de implementación, reduciría los requerimientos de energía desde la red.
mayo 10, 2019
Chile será líder en el desarrollo de las energías solar y eólica, las que presentan características muy distintas a las energías convencionales. En efecto, son más variables e inciertas, lo que requerirá cambios significativos en la planificación y operación del sistema eléctrico para mantener la estabilidad y confiabilidad del suministro. El desafío es probablemente más complejo en Chile debido a sus abundantes recursos renovables que hacen posible generación renovable a gran escala, pero a largas distancias de los centros de consumo. A esto se agrega la poca dispersión de los recursos que hace que la oferta agregada tenga variaciones que necesitan más reservas operativas.
La solución será la existencia de recursos o reservas que aporten flexibilidad. En un sistema como el chileno, cada vez con más actores participando en el mercado, las soluciones serán diversas. Algunos ejemplos son: mejorar la predicción de los recursos renovables, redespachos más dinámicos del sistema, servicios complementarios, acuerdos de compra-venta de energía que incluyan exigencias de flexibilidad, interconexiones internacionales para compartir reservas, respuesta de la demanda y almacenamiento, entre otros.
La generación solar distribuida, por su parte, será un aporte para contribuir en la regulación de voltaje, la disminución de pérdidas e incluso para postergar inversiones en las redes de transmisión y distribución, entre otros beneficios, más aún si a través de políticas tarifarias se desplaza la demanda máxima a las horas de radiación solar.
Las autoridades del sector energía están conscientes del desafío de establecer políticas tendientes a establecer los mecanismos adecuados que resuelvan el dilema de la alta penetración de las energías renovables en los próximos años. Dichas políticas formarán parte de los cambios regulatorios previstos para este año en la llamada ley de flexibilidad pero también en la ley de distribución. Independiente de quien planifica, transitaremos desde una planificación tradicional de capacidades de generación, transmisión y distribución, a una planificación orientada a incrementar las flexibilidades a lo largo de toda la red.
Será fundamental que este proceso, mucho más complejo que el tradicional, dé confianza a los operadores y a quienes analicen invertir en Chile.
mayo 6, 2019 | Proveedores
De la marca italiana L.A.E., la compañía de fabricación de equipamiento eléctrico, Rhona, adquirió una nueva máquina de corte de acero magnético para núcleos de transformadores.
Este equipo está diseñado y fabricado para realizar un tipo de corte de denominado “Step Lap” (hasta un ancho de chapa de 450 mm), contando para ello con la última tecnología en CNC, de acuerdo a lo informado por la empresa.
Carlo Savoy Bacigalupo, gerente industrial de la empresa nacional, explica que las características de esta máquina les permiten fabricar núcleos para transformadores de distribución, de media potencia y de poder. “Este equipo tiene muchas ventajas, destacándose la rapidez de corte y armado, un mejor aprovechamiento de material y lo más importante, una disminución de pérdidas con respecto al corte tradicional”, explica el especialista.
Asimismo, el ejecutivo de Rhona enfatiza que esta máquina cortadora es la primera en su tipo en nuestro país. “Contar con esta tecnología nos permitirá mejorar los plazos de entrega a nuestros clientes, ya que la ejecución de los núcleos será más rápida, así como también entregar transformadores con menos pérdidas sin carga o del núcleo y, por lo tanto, contribuir a la eficiencia energética de nuestras redes de distribución y transmisión”, concluye Savoy.
[VEA TAMBIÉN: Rhona inauguró nuevas oficinas en Perú]
