La flexibilidad en la programación de las operaciones surge como el principal desafío que tiene el Sistema Eléctrico Nacional tras la interconexión SIC-SING, en un proceso que supone la incorporación de nuevas tecnologías de control y la elaboración de modelos de predicción para el recurso, entre otros aspectos que deben contribuir a la competencia, seguridad y la eficiencia económica.

Estos son los lineamientos entregados a Revista ELECTRICIDAD por los principales actores y especialistas del sector, pensando en las funciones y tareas que se vienen para el Sistema Eléctrico Nacional, cuya generación acumulada aumentó 1,4% en 2017, alcanzando un total de 74.166 GWh, mientras que la demanda máxima se expandió 7,3%, anotando 10.363 MW, según los datos del reporte energético de enero del Coordinador Eléctrico Nacional.

Crecimiento

Este crecimiento del sistema eléctrico seguirá presente durante 2018, de acuerdo a las estimaciones de Andrés Romero, secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE): “El parque generador en el Sistema Eléctrico Nacional debería contar con la incorporación de al menos 1.364 MW durante este año, según los proyectos que han sido declarados en construcción y cuyo inicio de operación se prevé en este período”.

A su juicio, los proyectos de Energías Renovables No Convencionales (ERNC) seguirán aumentando su presencia, puesto que de los 1.364 MW previstos que entren en operación este año, un 55% (748 MW) corresponderá a este tipo de tecnologías. Dentro de esta cifra destacan las centrales solares (290 MW) y eólicas (375 MW), “por lo que se alcanzará una participación en el abastecimiento eléctrico de 20%, cumpliendo con siete años de anticipación la obligación ERNC establecida en la Ley 20/25”.

Hablar del crecimiento del sistema eléctrico también supone un mayor tamaño del mercado, aspecto que es resaltado por Andrés Romero, por cuanto “la mayor competitividad del sistema eléctrico que se produjo con el ingreso de nuevos actores permite asegurar que bajo escenarios, incluso de sequía, no existan problemas de suficiencia, siendo la capacidad disponible de generación suficiente para suministrar a la demanda prevista; esto representa un crecimiento de 5,8% en relación a la capacidad instalada existente en 2017”.

Transmisión

La interconexión SIC-SING y las nuevas obras zonales que han entrado en operaciones en el último tiempo son otros puntos destacados por los especialistas. Esteban Gil, investigador asociado del Centro Avanzado de Ingeniería Eléctrica y Electrónica (AC3E) de la Universidad Santa María, indica que estas redes están menos congestionadas, permitiendo “mejorar la competitividad de las centrales renovables, disminuyendo la cantidad de horas en que se produce vertimiento y costo marginal cero”.

En esto coincide Carlos Finat, director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera A.G.), al sostener que los niveles de limitación de las centrales ERNC “se han reducido en algunos casos luego de la puesta en servicio de las nuevas instalaciones que han sido comisionadas”.

Eso sí, el ejecutivo advierte que en el sector existe preocupación por el atraso que tienen las obras de la línea Cardones-Polpaico, para que la interconexión SIC-SING esté completamente operativa, razón por la cual “esperamos que sea el Coordinador Eléctrico Nacional quien prepare un informe que evalúe y dé respuesta al análisis del efecto de la interconexión en el sistema de transmisión del sistema nacional”.

Gabriel Olguín, socio director de Power Business Chile y director de Cigré Chile, afirma que cuando se ponga en marcha este proyecto de transmisión “la operación del sistema eléctrico nacional será más flexible, con un sistema robusto de 500 kV, lo que permitirá tener recursos desde el norte o el sur, porque habrá capacidad de transporte de un sistema a otro sin grandes dificultades, hasta los límites de 1.500 MW en el sistema con la interconexión”.

Seguridad

La robustez con que quedará el sistema de transmisión con esta obra, según los actores, aumenta los niveles de seguridad del sistema. Gabriel Olguín dice que, tras la puesta en marcha de la línea TEN, como parte de la interconexión SIC-SING, “el sistema ha probado ser más seguro, ofreciendo reservas de un sistema (norte grande) al otro sistema (central), con contingencias en el norte que han sido respaldadas con potencia desde el antiguo Sistema Interconectado Central (SIC)”.

En opinión de Carlos Finat, la ampliación del Sistema Eléctrico Nacional “aporta un importante grado de mejora a la seguridad ya que perfecciona aspectos como la capacidad de regulación, reservas e inercia, entre otros aspectos”.

Gabriel Olguín dice que las futuras obras de transmisión darán mayor robustez al sistema eléctrico, “pero hay puntos, en particular de la interconexión SIC-SING, que van a requerir ciertas tecnologías puntuales de monitoreo como el Dinamic Rating Line (DRL), que permite medir la temperatura de las líneas, además de la incorporación de sistemas que midan en tiempo real la seguridad, haciendo evaluaciones a partir del estado actual del sistema, que está operando con una determinada cantidad de transferencia de potencia.

En su opinión esta solución tecnológica le hará falta al sistema en algún minuto, “porque la interconexión, con sus líneas de 500 kV, serán únicas por muchos años, y si las transferencias crecen mucho también son más riesgosas, pues si se pierde una línea el sistema podría entrar en oscilaciones y podría colapsar, por lo que ante esos riesgos es conveniente un sistema de evaluación en línea de la seguridad”.

Flexibilidad

Además de la seguridad que plantea el crecimiento del sistema eléctrico, la flexibilidad en sus operaciones es otro pilar relevante, especialmente a partir de la ampliación de la infraestructura (líneas y subestaciones) y la incorporación de nuevas tecnologías para gestionar los flujos de energía, donde el desarrollo de un sistema de almacenamiento es uno de los más nombrados por los actores del sector.

Es así como en el seminario “Avances y desafíos de la programación de la operación de mercados eléctricos a corto y largo plazo”, organizado por el Departamento de Ingeniería Eléctrica y el Centro de Energía de la Universidad de Chile, se destacó que la flexibilidad es fundamental para las tareas de programación en la operación del sistema.

Juan Marcos Donoso, jefe del Departamento de Programación del Coordinador Eléctrico Nacional, afirmó en este evento que actualmente se podrían registrar 1.000 MW de rampa de generación en una hora en el sistema, las que se producen cuando comienza a aumentar el consumo y disminuye la disponibilidad de sol y viento en las centrales ERNC, cuya variabilidad es manejada principalmente a través de las centrales hidráulicas de embalse, “las cuales podrían manejar fácilmente entre 1.000 a 2.500 MW de rampa, considerando que algunas centrales de embalse tienen sobre 60 MW por minuto de capacidad de rampa. Sin embargo, la disponibilidad de energía de este tipo de centrales depende de la condición hidrológica, puesto que no siempre los embalses tienen disponibilidad de afluentes o agua embalsada suficiente, por lo que presentan restricciones operacionales para proporcionar flexibilidad al sistema como sucede en el verano, en que el agua de algunos embalses se utiliza para abastecer riego, perdiendo las características de flexibilidad de toma de carga”.

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Esta realidad también es analizada en Acera. Para Carlos Finat “todavía hay un espacio por desarrollar en cuanto a la real flexibilidad de las instalaciones existentes y que, tal como lo ha venido haciendo en el último año, el Coordinador Eléctrico Nacional debería continuar ejerciendo todas sus atribuciones con el fin de lograr que las centrales convencionales existentes pongan a disposición del sistema eléctrico toda su flexibilidad operativa”.

La variabilidad de la energía solar y eólica es otro punto clave dentro de los desafíos para la operación del sistema eléctrico. Esteban Gil afirma que, en la medida que estas tecnologías sigan creciendo en el parque generador, “la demanda neta debiera experimentar mayor variabilidad y la generación convencional enfrentarán crecientes requerimientos de ciclaje”, por lo que plantea la necesidad de aumentar el rol de la hidroelectricidad y de nuevas tecnologías de almacenamiento y respuesta de demanda”.

En una línea similar Rodrigo Moreno, académico del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Chile, señala que “lo que estamos enfrentando es un sistema que requiere más tecnologías modernas que entregan flexibilidad y controlabilidad a la red, para poder balancear el sistema, reaccionar segundo a segundo de manera económica y segura, aumentando su capacidad para integrar volúmenes crecientes de ERNC”.

A su juicio las tecnologías que aportarían flexibilidad en la operación del sistema deben pasar por una “evaluación económica adecuada”, además de considerar que actualmente existe un mix de soluciones más amplias para el desarrollo de la transmisión. “Anteriormente la planificación de la transmisión se resumía en instalar líneas y transformadores, en cambio ahora en los planes de expansión se contemplan tecnologías de almacenamiento, electrónica de potencia, como enlaces de HVDC (corriente continua), y subestaciones móviles, lo que es positivo”.

“Lo que se está buscando a futuro es manipular parte de la demanda y la impedancia de las redes en tiempo real; así si se tiene una congestión en un minuto determinado producto de la variabilidad de la generación renovable, esta se puede aliviar mediante cambios de impedancia, con equipos Facts, transformadores desfasadores, y HVDC (corriente continua) para controlar y despachar el flujo de energía”, precisa el docente.

Tecnologías

Dentro de las tecnologías que se pueden usar a futuro, Carlos Finat menciona a los sistemas de almacenamiento, “que hasta el momento parecen ser una eficiente solución a las necesidades de seguridad y flexibilidad del Sistema”, agregando que también hay otras soluciones como “el equipamiento de control avanzado, que puede incorporarse a la transmisión con el fin de reaccionar de manera rápida frente a fallas y aplicar criterios para asignar límites de operación dinámicos a las instalaciones del sistema”.

Según Esteban Gil el crecimiento del sistema eléctrico requiere incorporar más tecnologías de monitoreo y control en lo que se refiere a “la medición, comunicación, y procesamiento de crecientes cantidades de datos, razón por la cual las plataformas de comunicación deberán mantenerse en constante actualización y con un progresivo énfasis en la ciberseguridad”.

“El Coordinador Eléctrico Nacional requerirá también herramientas de toma de decisiones y algoritmos de optimización cada vez más veloces para la programación de corto y mediano plazo del sistema”, agrega el académico de la USM.

Gabriel Olguín menciona que otras tecnologías que sirven para mejorar la gestión de la operación del sistema son los dispositivos WAN (Wide Area Network en inglés), que permiten hacer los análisis de contingencia o seguridad en tiempo real.

“Estas tecnologías usan variables del sistema, definiendo su condición, haciendo simulaciones, evaluando que tan riesgosa son las contingencias, lo que le permite al operador evaluar con mayor información qué tan segura es la condición de operación que tiene y, en función de ello, se toman medidas adicionales como subir la reserva en el norte o en la zona centro sur, preparar generación en caso de falla o reducir las transferencias”, explica el especialista.

También está la tecnología de Control Automático de Generación (AGC en inglés) que este año debe estar integrado en el Coordinador Eléctrico Nacional. “El AGC está funcionando, pero no está integrado. Hasta hoy en el norte (antiguo SING) se sigue utilizando el mismo criterio de reserva y en el antiguo SIC también, por lo que es necesario que se tenga un solo sistema de definición de reserva y un solo sistema de control automático de generación”, comenta Olguín.

La incorporación de los Servicios Complementario es otro punto fundamental para avanzar en la flexibilidad del sistema eléctrico. Andrés Romero indica que este año la CNE incorporó en el Plan Normativo 2018 “la elaboración y desarrollo de la normativa técnica correspondiente a lo requerido por los Reglamentos de Servicios Complementarios y el Reglamento de la Coordinación y Operación”.

Al respecto Esteban Gil afirma que la puesta en práctica de estos nuevos reglamentos “impondrán un conjunto de novedosos desafíos en cuanto a la cuantificación, operación, certificación, y remuneración de los servicios provistos por las nuevas tecnologías”.

Para Gabriel Olguín los Servicios Complementarios serán parte de los desafíos del sistema eléctrico nacional, toda vez que con su ingreso “comenzará a operar un mercado que permitirá incorporar nuevas tecnologías para ofrecer servicios que le den mayor seguridad al sistema, como el control de frecuencia y de tensión, además de servir como respaldo o permitir más recursos de recuperación de servicios”.

Programación

La programación de la operación del sistema eléctrico es el otro gran desafío que advierten los especialistas. Rodrigo Moreno comenta que “se debe realizar la programación, ya sea de la operación del día a día, el uso del agua o las inversiones que se deben hacer a futuro para planificar la infraestructura, con pronósticos que evidentemente presentan un margen de error”.

Por este motivo sostiene que se deben implementar modelos para tomar decisiones, “que reconozcan la incertidumbre y presten coberturas eficientes ante riesgos futuros”.
Moreno señala que tanto la autoridad como el operador del sistema “requieren una reingeniería importante en términos de cómo las prácticas operacionales se apoyan con herramientas matemáticas”.

Conclusiones

• El Sistema Eléctrico Nacional registra un crecimiento en los últimos años, tanto en el parque generador como en la red de transmisión, lo que se ha consolidado con la interconexión SIC-SING.

• La seguridad y la flexibilidad son dos pilares fundamentales que debe enfrentar la operación del sistema, debido a su crecimiento y a la variabilidad de la generación solar y eólica.

• La incorporación de nuevas tecnologías de monitoreo y control, así como sistemas de almacenamiento y los Servicios Complementarios son otras soluciones que aportarán mayor flexibilidad y seguridad al sistema eléctrico nacional.

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