Cómo se conectan al sistema: La disyuntiva de las ERNC

Uno de los desafíos que deberán hacer frente los Centros de Despacho Económico de Carga (CDEC) es la variabilidad que presentan las energías renovables al sistema. Producto de ello es que dichas entidades están realizando estudios que permitan prever el comportamiento de estas fuentes de generación.

La reciente promulgada Ley 20/25, que propicia la ampliación de la matriz energética mediante fuentes de Energías Renovables No Convencionales (ERNC), permitirá duplicar la meta dispuesta en la Ley 20.257 y define que hacia 2025, un 20% de la energía comercializada deberá provenir de estas fuentes de generación.

¿Qué significa en la práctica? Las empresas generadoras, que suscriban contratos de suministro después del 1 de julio de 2013, deberán acreditar que un porcentaje de la energía suministrada a sus clientes provino de unidades del tipo ERNC en cualquiera de los dos sistemas.

El punto es que para lograr la meta 20/25 se estima que se requerirá una inyección al sistema aproximada de 4.200 MW a 5.000 MW, cifra que es cuatro veces mayor a la actual, con 1.074,2 MW, de acuerdo con las cifras que entrega el Centro de Energías Renovables.

Para Carlos Finat, director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera), la incorporación de ERNC a la red de transmisión establece ciertas exigencias particulares e impone formas de operación que requieren ser debidamente enfrentadas con las herramientas que la reglamentación vigente les entrega a los CDEC.

El factor “intermitente”
¿Cuáles serían las implicancias que tendría esta inyección de energías renovables sobre la operación en el sistema eléctrico? Para los especialistas esta interrogante está relacionada directamente con la intermitencia que presentan estas fuentes en su capacidad de generación; y debido a ello es que Elio Cuneo, académico de la Universidad Técnica Federico Santa María (UTFSM), recomienda que en forma previa a la inclusión de ciertos montos de capacidad de estas energías renovables, se deban realizar estudios de la operación del sistema eléctrico que permitan asegurar que el sistema esté preparado para recibir la energía inyectada.

Lo anterior se traduce en definir aspectos como: qué capacidad de inyección puede ser recepcionada por el sistema, ubicación dentro de la red, exigencias sobre los actuales sistemas de transmisión y la necesidad de nuevas líneas, impacto en la seguridad sistémica y operación futura, entre otros.

Algunas investigaciones han señalado que en el corto plazo, y a bajos niveles de penetración de ERNC, no existen grandes efectos en la calidad y seguridad del sistema. Por ejemplo, en octubre de 2012, el Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado del Norte Grande (CDEC-SING) presentó el “Estudio Técnico-Económico sobre Integración Eólica y Solar en el SING”, el cual estableció que la incorporación de ambas fuentes de generación en bloques moderados (hasta 300 MW) permite al sistema gestionar las energías renovables en forma segura y eficiente en las condiciones actuales. Sin embargo, el problema puede surgir cuando exista una mayor penetración de energía, y se tengan que hacer ciertas modificaciones que están relacionadas con la operación en el corto plazo del sistema eléctrico y los niveles de respaldo.

Problemas de evacuación en las líneas
Entre las potenciales problemáticas que podría generar la concentración de grandes volúmenes de inyección intermitente en ciertas zonas está el copamiento de la capacidad de las líneas de transmisión existentes, originando mayores costos de operación, desacoples de los sistemas y la existencia de mercados locales, detalla el especialista.

En el recuadro N°1 −explica el académico− se presenta una estimación de las transferencias horarias por la línea de interconexión entre el SING y el SIC. Cuando el SING, dentro de su capacidad instalada, considera 1.300 MW de generación fotovoltaica la existencia de esta capacidad origina que las transferencias por el enlace de interconexión en ciertas horas del día superen los 1.500 MW, copando la capacidad del mismo.

“Situaciones de este tipo se pueden presentar, pero lo más delicado está en que no se visualiza qué organismo oficial, dentro de sus tareas, tenga la misión de realizar estos análisis y con la debida anticipación”, reflexiona Cuneo.

El factor económico
Desde un punto de vista económico, uno de los desafíos que enfrenta el sistema es mantener la operación en forma segura y a un mínimo costo. “Aun cuando la intermitencia está presente en nuestro país (basta considerar la volatilidad asociada a la generación hidráulica), las nuevas fuentes de energía solar y eólica presentan un régimen de generación con intermitencia diaria que involucra mantener capacidad de generación en operación que permita enfrentar la no inyección de energía producto que el recurso asociado dejó de estar disponible en ciertas horas del día”, sostiene Elio Cuneo.

A su juicio, y debido a lo anterior, se debe efectuar un estudio detallado sobre las implicancias que tendrán las intermitencias diarias, pues producen impactos sobre todo el sistema, tanto en términos de costos de inversión en la operación como del desarrollo futuro del sistema eléctrico.

Las implicancias para el SING
Para poder manejar y gestionar la variabilidad que presentan las fuentes de generación renovables, en el CDEC-SING explican que deberán hacerse de herramientas, introducir mejoras y avanzar hacia la implementación de servicios complementarios.

Algunos de estos instrumentos están relacionados con plataformas para el monitoreo y predicción de variables meteorológicas, para que ayude al CDEC-SING a establecer proyecciones sobre los niveles de radiación solar o las velocidades que alcancen los vientos. Otros instrumentos, y que el nuevo reglamento (vigente desde agosto de 2013 y que moderniza la estructura y financiamiento) exigirá para ambos CDEC, es un control automático de generación (AGC) que permita cumplir con los objetivos de seguridad y calidad de servicio definidos, y la adopción de medidas que permitan incrementar los montos de reserva en giro con que opera el sistema.

En la práctica, ¿cómo un sistema que está compuesto por casi un 99% por energías convencionales manejará la variabilidad de las ERNC? Daniel Salazar, director ejecutivo del CDEC-SING, comenta que en una primera etapa tendrán que aprender y recorrer una curva de aprendizaje, en particular cuando se trate de pocos proyectos.

A partir de 2016 en adelante −indica Salazar− se viene un cambio en el sistema debido a la presencia de nuevas plantas de base, aunque está por verse qué pasará con la disponibilidad de gas natural, la cual ayudaría a una mayor inserción de las renovables si aumentaran las cuotas disponibles de esta energía.

“La incorporación de las ERNC no nos complica ni nos amenaza sino que nos pone un desafío. Es una tecnología distinta, por lo cual hay que adquirir conocimiento tanto a nivel local como recoger la experiencia internacional y en eso ya hemos estado trabajando en los últimos dos años”, enfatiza Salazar.

Los desafíos del SIC
En la actualidad las unidades ERNC del Sistema Interconectado Central (SIC) representan cerca del 6% de la capacidad instalada de ese sistema, y está previsto que esa proporción aumente en los próximos años. Para Ernesto Huber, director de operación (i) del CDEC-SIC, “esta variación de la oferta de electricidad debe ser complementada con los aportes de las unidades convencionales, fundamentalmente unidades hidráulicas de embalse, de forma de asegurar el equilibrio con la demanda de electricidad en todo instante”.

A lo anterior, sostiene Huber, “se agrega la variabilidad que experimenta la demanda de electricidad, por lo que el esfuerzo va a estar concentrado en las unidades generadoras capaces de responder y restituir el equilibrio entre oferta y demanda, de forma de satisfacer las exigencias de operar de manera segura y económica el sistema eléctrico en su conjunto”.

En la actualidad, el CDEC-SIC está llevando a cabo un estudio de operación de la Zona Norte del SIC considerando especialmente el aumento de proyectos eólicos y solares previstos para los próximos años. Ernesto Huber explica que “considerando las particulares características de estos tipos de generación, el estudio está principalmente enfocado a establecer criterios de operación para dicha zona y a determinar los montos factibles de generación eólica y fotovoltaica que permitan un suministro eléctrico acorde con los estándares de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio, la cual establece las exigencias para el cumplimiento de estos requisitos mínimos asociados al diseño y coordinación de la operación de los sistemas eléctricos”.

Además, el estudio contempla el diseño conceptual de recursos automáticos específicos para atender contingencias simples, que incluyen esquemas de reducción y/o desconexión de generación y eventualmente desconexión automática de carga, con el objetivo de permitir mayores transferencias por el sistema.

Incorporación ERNC vía licitación de suministro
Para Elio Cuneo las ERNC, por ejemplo del tipo fotovoltaica, son factibles de incorporar dentro de las licitaciones de suministro de electricidad para las distribuidoras. “Si se analiza la ciclicidad de la demanda en días laborales, se visualiza que el incremento del consumo diario coincide aproximadamente con el aumento de la disponibilidad de radiación solar, base de la generación fotovoltaica”.

Para aprovechar esta cualidad, plantea el especialista, resulta necesario modificar el actual esquema de licitación en que, en vez de licitar bloques con igual factor de carga, resulta más conveniente considerar licitación de sub-bloques con distintos factores de carga.

En el recuadro N°2 se muestra la distribución horaria que presenta esta energía, condición que permite a los proveedores de energía fotovoltaica ofertar el suministro de electricidad por un sub-bloque que sea de interés, lo cual sería totalmente independiente de la coyuntura que vive el país en términos del desarrollo de unidades generadoras bases.

Conclusiones
● Para cumplir con la Ley 20/25 se estima que se requerirá una inyección aproximada de 4.200 MW a 5.000 MW al sistema.

● Una de las implicancias que tendría esta inyección de ERNC sobre la operación, está asociada con la intermitencia que presentan estas fuentes en su capacidad de generación.

● Entre las potenciales problemáticas que podría generar la concentración de grandes volúmenes de inyección intermitente en ciertas zonas, es el copamiento de las actuales líneas de transmisión.

● Los CDEC están realizando estudios que permitan prever el comportamiento de estas fuentes de generación en el sistema eléctrico.