septiembre 3, 2019 | Industria
(La Tercera-Pulso) Diversos cambios está preparando el Coordinador Eléctrico, organismo que encabeza Juan Carlos Olmedo y que se encarga de administrar la operación conjunta de las instalaciones eléctricas del país.
El viernes se aprobó una nueva estructura organizacional que, entre otras modificaciones, reduce de ocho a cinco el número de gerencias. Con este esquema, la gerencia de Proyectos e Ingeniería desaparece, pasando a formar parte del área de Planificación y Desarrollo de la Red. Además, se unifican las gerencias de Administración y Personas como un solo departamento.
Por último, la gerencia Legal se convertirá en una unidad que dependerá del Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico. Esta prestará apoyo transversal a la organización.
Así, las nuevas gerencias serán: Operación, Mercados, Planificación y Desarrollo de la Red, Tecnologías y Sistemas; y Personas y Administración. Esta nueva estructura entrará en régimen a fines de octubre.
Fuentes conocedoras del proceso descartaron que esto signifique despidos, aunque si se producirían sinergias entre los equipos profesionales.
[VEA TAMBIÉN: Los próximos pasos para establecer el nuevo régimen de Servicios Complementarios]
Licitaciones zonales
Otro tema que preocupa a la industria energética son las licitaciones zonales de transmisión que no se están adjudicando, y que ya van en un tercer llamado.
Fuentes de la industria explicaron que esto se debe a que tienen un precio de reserva o techo y las empresas que se presentan sistemáticamente evalúan con mayor riesgo o mayor precio hacer las obras que se están licitando.
Dentro de las empresas que se han presentado están Cobra, Semi, Ametel y Emelta. Estas quedaron por arriba del precio de reserva, por lo que no pudieron adjudicarse la licitación.
Fuentes explicaron que esto se debería a problemas de valorización de riesgos y eventuales riesgos de construcción por temas comunitarios y permisos.
septiembre 2, 2019 | Industria
La idea de crear un mercado minoritario de recursos distribuidos en el mercado eléctrico local es una propuesta planteada por Daniel Gutiérrez, socio director de la consultora BGS Energy Law, durante las XIX Jornadas de Derecho de la Energía organizadas por el Programa de Derecho Económico Administrativo de la Universidad Católica.
El abogado profundiza esta idea a ELECTRICIDAD, precisando que estos servicios se pueden insertar en la futura reforma al segmento de la distribución eléctrica.
¿En qué consiste la propuesta de crear un mercado minoritario de recursos distribuidos y cómo operaría?
La futura reforma al segmento de distribución establecería una clara diferenciación entre distintos agentes, creándose un nuevo mercado de recursos energéticos distribuidos, que permitiría aportar flexibilidad al sistema eléctrico, a través de la respuesta y gestión de la demanda, generación distribuida, sistemas de almacenamiento de energía, servicios complementarios, electromovilidad, eficiencia energética, entre otros.
En ese sentido, se requiere que en la futura reforma al segmento de distribución se distingan servicios y roles bien definidos. En esa línea, se deberían distinguir, entre otros, los siguientes servicios; de transporte e infraestructura (Servicio Público), de la operación de la infraestructura y coordinación de la misma, de la gestión de la información, dejándose el resto de los recursos energéticos distribuidos al mercado y a la participación de los agentes.
¿Cómo contribuye a la flexibilidad en el sector eléctrico esta propuesta?
En la actualidad, en diversos sistemas en el mundo se reconoce y propicia la incorporación de nuevos recursos para aportar flexibilidad, tales como la respuesta y gestión la demanda, generación distribuida, sistemas de almacenamiento de energía, Servicios Complementarios, entre otros.
Es decir, los recursos que aportan flexibilidad pueden proporcionarse no sólo desde la generación, sino, además, desde la demanda.
¿Cómo se puede avanzar desde el punto regulatorio en esta propuesta?
Será vital habilitar a la demanda a través del perfeccionamiento y profundización de la competencia de nuestro mercado eléctrico mayorista (Art. 149).
Conjuntamente, y producto de la futura reforma al segmento de distribución, monitorear el mercado de los recursos energéticos distribuidos, por medio de agencias independientes, que garanticen la libre competencia y el flujo de información.
¿Qué rol cumplirían los medidores inteligentes en esta propuesta?
Para poder habilitar a la demanda se hace necesario contar con redes eléctricas modernas, automatizadas, digitalizadas y adaptadas a los nuevos agentes que se conecten a ella y a sus actuales necesidades.
En ese sentido, las nuevas tecnologías-como los medidores inteligentes- cumplirán un rol vital para facilitar la penetración de las energías renovables, permitir el desarrollo de la electromovilidad, los SSCC, el almacenamiento, la eficiencia energética, la generación distribuida, gestión de la demanda, entre otros.
septiembre 2, 2019 | Industria
La Facultad de Ciencias Físicas y Matemáticas de la Universidad de Chile (FCFM), en colaboración con las universidades Adolfo Ibáñez, de Antofagasta y de Concepción, lanzó el Programa Estratégico de Modelamiento Energético Regional (Pemer), cuyo propósito es disminuir asimetrías para un nuevo entendimiento de los sistemas energéticos.
El decano de la FCFM, Francisco Martínez, resaltó el impacto que puede tener este proyecto en el sector energético y en la academia, el cual surgió «como una motivación del Centro de Energía y el Centro de Modelamiento Matemático buscando facilitar el entendimiento de los sistemas y la evaluación estratégica de nuevas oportunidades y desafíos –como la incorporación de las energías renovables, las innovaciones tecnológicas, adaptación al cambio climático– y nuevos modelos de negocios en la operación de corto y largo plazo, bajo un enfoque técnico».
El programa fue destacado durante el lanzamiento de la iniciativa por el secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), José Venegas, quien resaltó la importancia de actualizar los datos existentes y valoró la iniciativa que va en esa línea.
En el evento también participó Juan Eduardo Vásquez, gerente de su División de Negocios y Gestión de Energía de Colbún, señalando que el programa es un primer paso de integración entre el mundo académico y los sectores público y privado, en un trabajo conjunto de mejoramiento de la industria.
[VEA TAMBIÉN: Los próximos pasos para establecer el nuevo régimen de Servicios Complementarios]
De parte del Ministerio de Energía participó Carlos Barría, jefe de Prospectiva y Análisis Regulatorio, quien valoró la iniciativa y planteó que podría replicarse en otras áreas productivas, mientras que Juan Carlos Olmedo, presidente del Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico Nacional, valoró el proyecto como un aporte sustantivo al sector.
Cambio climático
Antes de iniciar el debate del panel de expertos, los más de 50 asistentes escucharon la charla magistral de Sergey Paltsev, director adjunto del Programa sobre Ciencia y Política de Cambio Global del MIT. El experto mostró proyecciones de la energía y el clima en el siglo XXI y expuso la relevancia que tiene hoy entender a cabalidad la transformación energética y el cambio climático, para proyectarlos en la economía completa, no sólo en la energía.
Según Paltsev, así lo hacen los grandes consorcios productivos internacionales, como Exxon y Mobile, y los grandes grupos financieros y de seguros.
Marcelo Matus resumió este punto de partida de este programa de modelamiento como una instancia disruptiva en la relación de la academia y los sectores público y privado, para abordar las necesidades no solo como un desafío, sino como un método para despejar las oportunidades para la industria y el país.
agosto 20, 2019 | Sin categoría
Varias son las ventajas que aprecia Claudia Rahmann, académica del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Chile, en torno a los sistemas de baterías para almacenar energía en las instalaciones de centrales hidroeléctricas de pasada, la cual actualmente está desarrollando AES Gener en la central Alfalfal I, en la zona del Cajón del Maipo.
Este proyecto, conocido como Virtual Dam, busca complementar el aporte de energía desde esta central, por lo que contempla 10 MW de potencia instalada en baterías de ion litio, las cuales tienen la capacidad de suministrar electricidad por cinco horas, equivalente al suministro de unos 4.000 hogares.
Según Rahmann, esta aplicación tiene una factibilidad técnica que hs sido resuelta ya a nivel técnico, mientras que a nivel comercial presenta más de un beneficio.
A su juicio, ¿existe un complemento técnico entre los sistemas de baterías y la hidroelectricidad de pasada?
Dado que las centrales hidroeléctricas de pasada no tienen capacidad de almacenamiento de agua, este tipo de centrales debe aceptar el caudal de agua disponible en el río «tal como llegue», aceptando las variaciones del caudal entre estaciones. Si por temas de capacidad de las turbinas no es posible captar todo el caudal de agua, el agua «sobrante» debe ser vertida, es decir, se pierde en términos de energía eléctrica. El hecho de que la generación dependa fuertemente del recurso hídrico disponible tiene varios efectos. Desde la perspectiva sistémica, no pueden apoyar en la mantención del balance entre carga y generación, es decir, no pueden participar de la regulación de frecuencia.
¿Qué viabilidad económica puede tener este tipo de proyecto?
En caso que estas centrales vendan energía en el mercado spot, sus ingresos quedan determinados por la correlación horaria existente entre la disponibilidad del recurso hídrico y el precio spot, el cual tiene un alto nivel de incertidumbre. En el contexto anterior, la operación conjunta de una central hidroeléctrica de pasada con un sistema de almacenamiento en base a baterías presenta grandes ventajas, como mitigar la incertidumbre asociada al recurso hídrico. De esta forma, la central de pasada puede participar en la regulación de frecuencia del sistema, firmar contratos menos restringidos y/o aumentar sus ingresos en el mercado Spot inyectando potencia en horas de precios altos y disminuyendo su inyección en horas de precios bajos.
Por otro lado, el poder apoyar la generación de centrales hidroeléctricas de pasada con un sistema de baterías, también debería ser una alternativa económicamente atractiva. En el caso de los servicios complementarios, la inversión en baterías para regulación de frecuencia será económicamente atractiva en la medida que el mercado esté bien diseñado, incentivando la participación en la regulación de frecuencia. En el caso de contratos y/o ventas en el mercado Spot, incorporar baterías también debería ser atractivo económicamente en la medida que el proyecto involucre un estudio detallado de los requerimientos técnicos considerando las incertidumbres asociadas.
¿Cuál es la factibilidad técnica de instalar sistemas de baterías en centrales hidroeléctricas de pasada?
Hoy en día la factibilidad técnica de instalar sistemas de baterías como complemento de centrales de generación sin capacidad de regulación es un tema resuelto. Para esto existen varias tecnologías de baterías disponibles en el mercado, algunas de las cuales ya están maduras y otras se encuentran en proceso de maduración.
¿Cómo entraría a operar esta tecnología de baterías en este tipo de centrales desde un punto de vista técnico?
La operación dependerá del esquema elegido. Si se desea participar en el mercado de servicios complementarios mediante regulación de frecuencia, las baterías deberán estar constantemente preparadas para inyectar o consumir potencia dependiendo del caudal de agua y las necesidades del sistema. Esto se logra mediante un control coordinado que considere la capacidad de generación de las turbinas hidráulicas dado el caudal de agua existente, el estado de carga de las baterías y los requerimientos de regulación de frecuencia que tenga el sistema. En términos simples, el control debe ser tal que permita a la central hidroeléctrica cumplir los requerimientos de regulación (aumento o disminución de la potencia inyectada a la red), minimizando el vertimiento de agua y asegurando la correcta operación de las baterías. Por ejemplo, si el caudal es muy grande y la capacidad de las turbinas no es suficiente para captar todo el caudal, el agua “sobrante” debería usarse para cargar las baterías y evitar así el vertimiento. Por el contrario, si el caudal de agua es insuficiente para que las turbinas hidráulicas de la central cumplan con un requerimiento de aumento de potencia, entonces las baterías deberán descargarse para inyectar potencia a la red y permitir así que la central hidráulica cumpla con el requerimiento.
¿Qué rol podrían jugar las baterías con electrónica de potencia con la realidad particular que tiene en generación una central hidroeléctrica de pasada?
Los equipos conectados a la red mediante electrónica de potencia, como es el caso de las baterías, tienen la ventaja de tener tiempos de respuesta muy rápidos, mucho mayores que los que tienen las centrales convencionales en base a generación sincrónica. De esta forma, su inserción en los sistemas eléctricos puede contribuir a mejorar notoriamente el proceso de regulación de frecuencia.
¿Cuáles son los desafíos técnicos de la tecnología de baterías con estos proyectos hidroeléctricos?
Creo que dentro de los desafíos está el definir la tecnología de batería más adecuada en función de las necesidades técnicas que involucre el proyecto. Concretamente, la vida útil de las baterías depende fuertemente del modo de operación que éstas tengan. Un mal uso de las baterías en términos de descargas muy rápidas o muy profundas, pueden disminuir significativamente la vida útil de las baterías y por ende la rentabilidad del proyecto. Si bien la vida útil de distintos tipos de baterías en función de sus modos de operación es un tema que ha sido ampliamente investigado en los últimos años, aún quedan preguntas sin ser respondidas.
agosto 20, 2019 | Electromov
Varias son las ventajas que aprecia Claudia Rahmann, académica del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Chile, en torno a los sistemas de baterías para almacenar energía en las instalaciones de centrales hidroeléctricas de pasada, la cual actualmente está desarrollando AES Gener en la central Alfalfal I, en la zona del Cajón del Maipo.
Este proyecto, conocido como Virtual Dam, busca complementar el aporte de energía desde esta central, por lo que contempla 10 MW de potencia instalada en baterías de ion litio, las cuales tienen la capacidad de suministrar electricidad por cinco horas, equivalente al suministro de unos 4.000 hogares.
Según Rahmann, esta aplicación tiene una factibilidad técnica que hs sido resuelta ya a nivel técnico, mientras que a nivel comercial presenta más de un beneficio.
A su juicio, ¿existe un complemento técnico entre los sistemas de baterías y la hidroelectricidad de pasada?
Dado que las centrales hidroeléctricas de pasada no tienen capacidad de almacenamiento de agua, este tipo de centrales debe aceptar el caudal de agua disponible en el río «tal como llegue», aceptando las variaciones del caudal entre estaciones. Si por temas de capacidad de las turbinas no es posible captar todo el caudal de agua, el agua «sobrante» debe ser vertida, es decir, se pierde en términos de energía eléctrica. El hecho de que la generación dependa fuertemente del recurso hídrico disponible tiene varios efectos. Desde la perspectiva sistémica, no pueden apoyar en la mantención del balance entre carga y generación, es decir, no pueden participar de la regulación de frecuencia.
¿Qué viabilidad económica puede tener este tipo de proyecto?
En caso que estas centrales vendan energía en el mercado spot, sus ingresos quedan determinados por la correlación horaria existente entre la disponibilidad del recurso hídrico y el precio spot, el cual tiene un alto nivel de incertidumbre. En el contexto anterior, la operación conjunta de una central hidroeléctrica de pasada con un sistema de almacenamiento en base a baterías presenta grandes ventajas, como mitigar la incertidumbre asociada al recurso hídrico. De esta forma, la central de pasada puede participar en la regulación de frecuencia del sistema, firmar contratos menos restringidos y/o aumentar sus ingresos en el mercado Spot inyectando potencia en horas de precios altos y disminuyendo su inyección en horas de precios bajos.
Por otro lado, el poder apoyar la generación de centrales hidroeléctricas de pasada con un sistema de baterías, también debería ser una alternativa económicamente atractiva. En el caso de los servicios complementarios, la inversión en baterías para regulación de frecuencia será económicamente atractiva en la medida que el mercado esté bien diseñado, incentivando la participación en la regulación de frecuencia. En el caso de contratos y/o ventas en el mercado Spot, incorporar baterías también debería ser atractivo económicamente en la medida que el proyecto involucre un estudio detallado de los requerimientos técnicos considerando las incertidumbres asociadas.
¿Cuál es la factibilidad técnica de instalar sistemas de baterías en centrales hidroeléctricas de pasada?
Hoy en día la factibilidad técnica de instalar sistemas de baterías como complemento de centrales de generación sin capacidad de regulación es un tema resuelto. Para esto existen varias tecnologías de baterías disponibles en el mercado, algunas de las cuales ya están maduras y otras se encuentran en proceso de maduración.
¿Cómo entraría a operar esta tecnología de baterías en este tipo de centrales desde un punto de vista técnico?
La operación dependerá del esquema elegido. Si se desea participar en el mercado de servicios complementarios mediante regulación de frecuencia, las baterías deberán estar constantemente preparadas para inyectar o consumir potencia dependiendo del caudal de agua y las necesidades del sistema. Esto se logra mediante un control coordinado que considere la capacidad de generación de las turbinas hidráulicas dado el caudal de agua existente, el estado de carga de las baterías y los requerimientos de regulación de frecuencia que tenga el sistema. En términos simples, el control debe ser tal que permita a la central hidroeléctrica cumplir los requerimientos de regulación (aumento o disminución de la potencia inyectada a la red), minimizando el vertimiento de agua y asegurando la correcta operación de las baterías. Por ejemplo, si el caudal es muy grande y la capacidad de las turbinas no es suficiente para captar todo el caudal, el agua “sobrante” debería usarse para cargar las baterías y evitar así el vertimiento. Por el contrario, si el caudal de agua es insuficiente para que las turbinas hidráulicas de la central cumplan con un requerimiento de aumento de potencia, entonces las baterías deberán descargarse para inyectar potencia a la red y permitir así que la central hidráulica cumpla con el requerimiento.
¿Qué rol podrían jugar las baterías con electrónica de potencia con la realidad particular que tiene en generación una central hidroeléctrica de pasada?
Los equipos conectados a la red mediante electrónica de potencia, como es el caso de las baterías, tienen la ventaja de tener tiempos de respuesta muy rápidos, mucho mayores que los que tienen las centrales convencionales en base a generación sincrónica. De esta forma, su inserción en los sistemas eléctricos puede contribuir a mejorar notoriamente el proceso de regulación de frecuencia.
¿Cuáles son los desafíos técnicos de la tecnología de baterías con estos proyectos hidroeléctricos?
Creo que dentro de los desafíos está el definir la tecnología de batería más adecuada en función de las necesidades técnicas que involucre el proyecto. Concretamente, la vida útil de las baterías depende fuertemente del modo de operación que éstas tengan. Un mal uso de las baterías en términos de descargas muy rápidas o muy profundas, pueden disminuir significativamente la vida útil de las baterías y por ende la rentabilidad del proyecto. Si bien la vida útil de distintos tipos de baterías en función de sus modos de operación es un tema que ha sido ampliamente investigado en los últimos años, aún quedan preguntas sin ser respondidas.
