Cortes de Gas Natural desde Argentina 2004-2010, Respuesta ante una Situación Crítica

Cortes de Gas Natural desde Argentina 2004-2010, Respuesta ante una Situación Crítica

Introducción

En los últimos 5 años del siglo XX, el país fue testigo de una verdadera guerra comercial por traer las bondades del gas natural argentino. En menos de 5 años, se construyeron 2 gasoductos transcordilleranos en la zona norte – GasAtacama y NorAndino -, y uno en la zona centro-sur – GasAndes (posteriormente Del Pacífico en la VIII Región)-, además de múltiples centrales de ciclo combinado a base de gas natural para generación eléctrica, y redes de distribución de gas natural para consumo industrial y residencial.

La ampliación de la infraestructura asociada continuó hasta el año 2004, cuando desde el vecino país se comenzaron a restringir las entregas en forma progresiva, debiendo tomarse acciones que aseguraran en primer lugar la seguridad de la población, y luego el funcionamiento de un mercado de la energía regido por un conjunto de reglas comerciales.

En las siguientes imágenes se puede apreciar un mapa de los gasoductos en la actualidad (ver ref [2]), muy similar al del año en cuestión:

Para enfrentar la situación ya descrita, relativamente sorpresiva, aun cuando el año 2002 se había dado un corte de algunas horas asociado a disputas laborales, la autoridad representada por la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, fijó un instructivo obligando la coordinación entre los distintos agentes o “cargadores”.

Si bien hubo que asumir grandes costos para enfrentar el desafío, debidos principalmente al mayor valor de los combustibles alternativos o de reemplazo, y en forma complementaria se tomaron medidas como la conversión de unidades de generación a diésel, construcción de oleoductos para abastecer las unidades y la construcción de terminales GNL en Quintero y Mejillones, la operación de los gasoductos y sistemas eléctricos pudieron mantenerse en forma segura y continua. Queda abierta la pregunta en cuanto a si la política pública implementada para abordar la crisis es replicable a otros sectores que proveen recursos básicos a la población, y que presentan escasez o deficiencias técnicas de suministro.

Algunas cifras

Para dimensionar la magnitud de la situación, veremos a continuación la situación que enfrentó el Sistema Interconectado Central o SIC, sistema eléctrico que abarcaba las regiones Tercera a Décima, entre Taltal y Chiloé, hasta noviembre de 2017 en que se interconecta con el SING o Sistema Interconectado del Norte Grande.

La demanda de gas natural por parte de estos sistemas, que fueron los principales impulsores de los gasoductos es en general muy superior al resto de los clientes residenciales e industriales. Tras la entrada en servicio de tres ciclos combinados y dos turbinas a gas en Taltal, con una demanda diaria máxima de unos 6 MMm³ (millones de metros cúbicos), la entrada de otro ciclo combinado y varias turbinas en ciclo abierto llevaron a la demanda máxima a valores cercanos a los 10 MMm³ hacia el año 2004.

Para entender lo anterior, lo relevante es considerar las siguientes magnitudes y definiciones:

Metro Cúbico Estándar (m³std@9300): Unidad de volumen de gas natural en condición estándar (a una presión de 1 Atmósfera y a una temperatura de 288,15 °K), con un Poder Calorífico Superior (PCS) de 9.300 kcal/m³

Ciclo combinado: central generadora compuesta por turbinas a gas, caldera recuperadora del calor de los gases de evacuación, y turbina a vapor. Las turbinas se conectan a generadores eléctricos para producir energía eléctrica, con eficiencia normalmente de 50% por sobre las turbinas a gas en ciclo abierto.

Rendimientos típicos: Los ciclos combinados instalados en Chile consideran típicamente turbinas a gas de 120 o 240 MW, con turbinas a vapor de 120 MW. Con esto, el ciclo combinado consume diariamente 1,5 a 1,8 MMm³ cuando opera a plena capacidad, y una turbina en ciclo abierto consumo 0,7 a 0,9 MMm³/día.

Consumo de Carbón: Las centrales a carbón consumen del orden de 0,4 ton/MWh, lo que significa que para producir los mismos 370 MW por 24 horas, se requieren 3550 toneladas que son quemadas en las calderas, sobre la base de 7000 kcal/kg (para carbones de peor poder calorífico la cantidad a quemar aumenta).

Los volúmenes consumidos por central del SIC entre los años 1997 y 2012 se muestran en las siguientes tablas extraídas de los anuarios, referencias [3] y [4]. A partir del 2009 se observa la entrada del GNL o gas natural licuado, que para la zona centro se abastece del terminal Quintero (las unidades de Taltal en cambio reciben el combustible desde el terminal de Mejillones):

Nota: Los consumos de centrales de gas natural utilizados en el ciclo combinado son medidos en m3 estándar, que corresponden a condiciones estándares de presión y temperatura de gas natural

Estos valores se presentan según media diaria para cada año. Se observa la sostenida disminución en las entregas hasta llegar a la escasez casi absoluta, y a partir del año 2010 el aporte de los terminales de GNL:

Resolución Exenta 754 de 2004

Tal como señala en el Considerando 1, la resolución se basa en la Resolución 265/2004 “dispone la elaboración de un Programa de Racionalización de Exportaciones de Gas Natural y del Uso de capacidad de Transporte” y Disposición 27/2004 “Programa de Racionalización de Exportaciones de Gas Natural y del Uso de Capacidad de Transporte, que tiene carácter transitorio y resulta de aplicación mientras la inyección de gas natural por Cuenca sea inferior a determinadas demandas”, ambas de la República Argentina.

Se conforman dos comités:

Comité Norte, integrado por:

Gas Atacama

Gasoducto Norandino

Distrinor

Progas

CDEC-SING, en representación de los generadores eléctricos

Comité Centro-Sur, integrado por:

Gas Andes

Electrogas

Metro Gas

Gas Valpo

Energas

CDEC-SIC, en representación de los generadores eléctricos

Se establecen las siguientes obligaciones para cada una de las empresas:

Establecer el volumen de gas natural requerido, para el día siguiente, sin considerar las restricciones de exportaciones desde Argentina.

Establecer el volumen de gas natural disponible para el día siguiente, el que incluirá el gas natural asignado por los respectivos proveedores en el extranjero y las transferencias de gas natural previamente convenidas entre cargadores en territorio nacional.

Desagregar los requerimientos de gas natural, indicando el volumen de gas natural para cada una de las siguientes categorías:

Respecto de los distribuidores y/o comercializadores de gas natural:

Clientes residenciales, comerciales y centros hospitalarios.

Clientes generadores eléctricos, desagregando en las siguientes categorías: generadores del sistema eléctrico respectivo y generadores y/o distribuidores de sistemas aislados.

Clientes industriales que no cuenten con sistemas de respaldos y clientes estaciones de Gas Natural Comprimido (GNC);

Clientes industriales que cuenten con sistemas de respaldo (quemadores duales, quemadores intercambiables, equipos que utilizan otro combustible, autoproducción de gas sustituto).

Respecto de las centrales generadoras de electricidad que utilizan gas natural:

Volumen mínimo de gas natural necesario para operar el sistema eléctrico respectivo sin racionamiento eléctrico y en condición segura, conforme se señala en el resuelvo Noveno de la presente resolución.

Volumen resultante de restar el volumen señalado en la letra anterior al total requerido para la generación eléctrica.

Proyectar de modo referencial los requerimientos, disponibilidades y la necesidad de reasignaciones que resultaría de aplicar las prioridades establecidas en la presente resolución para el máximo horizonte entre los siguientes 10 días y lo que reste para completar el mes calendario en curso.

Establecer si se cumplen las condiciones de abastecimiento de acuerdo a las prioridades para el siguiente día. En caso que no se cumplan las condiciones, el afectado deberá convocar al Comité.

Informar las inyecciones de gas efectivamente realizadas en el día anterior por sus proveedores en Argentina en el caso que sean importadores directos, desagregando por autorización de exportación y por productor.

Toda la información deberá enviarse diariamente a la Superintendencia y a la Comisión.

II. Las empresas transportistas de gas integrantes del Comité, deberán establecer las nominaciones y asignaciones de gas de cada uno de sus clientes para el día siguiente y las inyecciones y entregas de gas para cada cliente efectivamente realizadas el día anterior, e informarlo diariamente a la Superintendencia y a la Comisión.

III. En cada sesión, ordinaria o extraordinaria, y en función de la información determinada de acuerdo a los puntos I y II precedentes, el Comité deberá:

Emitir un informe señalando los requerimientos, disponibilidades y reasignaciones que resulten de aplicar las prioridades establecidas en la presente resolución, tanto para el día siguiente como para el máximo horizonte entre los siguientes 10 días y lo que reste para completar el mes calendario en curso, remitiendo copia a la Superintendencia y la Comisión.

Al día siguiente de una sesión y en caso que se haya producido reasignación del gas natural, emitir un informe acerca del cumplimiento de las reasignaciones que se hubieren determinado, indicando explícitamente las condiciones de cumplimiento por cada integrante.

Según la información determinada, el Comité deberá verificar que el gas natural disponible para el día siguiente por cada cargador distribuidor o comercializador de gas natural y por los cargadores generadores eléctricos representados por el Director de Operaciones respectivo, sea suficiente para cumplir los siguientes requerimientos mínimos en el orden de prioridad que se indica:

I.   El abastecimiento de gas natural a los consumidores residenciales, comerciales y a los centros hospitalarios, siempre que la distribuidora que los abastece no disponga de respaldo útil y suficiente para ellos en condiciones técnicas y operativas;

II.  El abastecimiento de gas natural mínimo a las centrales de generación eléctrica que permita operar el respectivo sistema eléctrico sin racionamientos y en condiciones seguras.

Si con el gas natural disponible por cada cargador no es posible satisfacer los respectivos requerimientos mínimos anteriores para el día siguiente, el Comité deberá efectuar las reasignaciones de gas natural que sean estrictamente necesarias para que se cumplan los mencionados requerimientos, siguiendo el orden de prioridades anteriormente definido.

Los cargadores estarán obligados a efectuar las reducciones que procedan en sus volúmenes de gas natural a retirar y a implementar inmediatamente la programación que haya resultado de las reasignaciones decididas por el Comité y las transferencias entre generadores decididas por el Director de Operación respectivo. Para estos efectos los cargadores deberán realizar las acciones necesarias para restringir sus retiros de gas natural cuando corresponda, incluyendo los correspondientes cortes a sus propios consumos o los de sus clientes.

Las distribuidoras y comercializadoras que cuenten con sistemas de respaldo útil (entendiéndose por tal aquel respaldo posible de utilizar dada sus características técnicas y operativas) y que al momento de establecerse reasignaciones en virtud de lo dispuesto en el resuelvo tercero no estén en condiciones operativas, deberán realizar todas las acciones necesarias para dejar operativos dichos sistemas en el menor tiempo posible, atendiendo las restricciones técnicas y de seguridad que correspondan.

En todo caso y aunque no sean necesarias las reasignaciones de gas natural del resuelvo tercero y/o transferencias de gas natural entre generadores conforme al resuelvo noveno, los cargadores deberán ajustar su demanda al gas natural disponible para cada uno de ellos, implementando las reducciones de sus volúmenes de gas natural que correspondan, de modo de no incurrir en desbalances en el sistema de transporte que afecten el abastecimiento de los requerimientos mínimos de los demás cargadores.

Las distribuidoras y comercializadoras deberán siempre notificar a sus clientes las reducciones o cortes en los volúmenes de gas natural a consumir, quienes deberán realizar inmediatamente las acciones correspondientes para ajustar sus consumos.

Referencias:

[1]	RE 754/2004: https://www.leychile.cl/Navegar?idNorma=224249
[2]	Mapas: http://energiamaps.cne.cl/#
[3]	Anuario CDEC-SIC 2004: https://sic.coordinador.cl/wp-content/uploads/2014/01/anuario2004.pdf
[4]	Anuario CDEC-SIC 2013: https://sic.coordinador.cl/wp-content/uploads/2013/04/anuario2013.pdf

Cortes de Gas desde Argentina 2004-2010, Respuesta ante una Situación Crítica

(pendientes algunas cifras)

Introducción

En los últimos 5 años del siglo XX, el país fue testigo de una verdadera guerra comercial por traer las bondades del gas argentino. En menos de 5 años, se construyeron 2 gasoductos transcordilleranos en la zona norte – GasAtacama y NorAndino -, y uno en la zona centro-sur – GasAndes (posteriormente Del Pacífico en la VIII Región)-, además de múltiples centrales de ciclo combinado a base de gas natural para generación eléctrica, y redes de distribución de gas natural para consumo industrial y residencial.

La ampliación de la infraestructura asociada continuó hasta el año 2004, en que desde el vecino país se comenzaron a restringir las entregas de manera cada vez mayor, debiendo tomarse acciones que aseguraran en primer lugar la seguridad de la población, y luego el funcionamiento de un mercado de la energía compuesto por un conjunto de reglas comerciales.

En las siguientes imágenes se puede apreciar un mapa de los gasoductos en la actualidad (ver ref [2]), muy similar al del año en cuestión:

Para enfrentar la situación ya descrita, relativamente sorpresiva, aun cuando el 2002 se había dado un corte de algunas horas asociado a disputas laborales, la autoridad representada por la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, fijó un conjunto de reglas obligando la coordinación entre los distintos agentes o “cargadores”.

Si bien hubo que asumir grandes costos para enfrentar el desafío, debidos principalmente al mayor valor de los combustibles alternativos o de reemplazo, y en forma complementaria se tomaron medidas como la conversión de unidades de generación a diésel, construcción de oleoductos para abastecer las unidades y la construcción de terminales GNL en Quintero y Mejillones, la operación de los gasoductos y sistemas eléctricos pudieron mantenerse en forma segura y continua. Queda abierta la pregunta en cuanto a si la política pública implementada para abordar la crisis es replicable a otros sectores que proveen recursos básicos a la población, y que presentan escasez o deficiencias técnicas de suministro.

Resolución Exenta 754 de 2004

Tal como señala en el Considerando 1, la resolución se basa en la Resolución 265/2004 “dispone la elaboración de un Programa de Racionalización de Exportaciones de Gas Natural y del Uso de capacidad de Transporte” y Disposición 27/2004 “Programa de Racionalización de Exportaciones de Gas Natural y del Uso de Capacidad de Transporte, que tiene carácter transitorio y resulta de aplicación mientras la inyección de gas natural por Cuenca sea inferior a determinadas demandas”, ambas de la República Argentina.

Se conforman dos comités:

Comité Norte, integrado por:

Gas Atacama

Gasoducto Norandino

Distrinor

Progas

CDEC-SING, en representación de los generadores eléctricos

Comité Centro-Sur, integrado por:

Gas Andes

Electrogas

Metro Gas

Gas Valpo

Energas

CDEC-SIC, en representación de los generadores eléctricos

Se establecen las siguientes obligaciones para cada una de las empresas:

1.       Establecer el volumen de gas natural requerido, para el día siguiente, sin considerar las restricciones de exportaciones desde Argentina.

2.       Establecer el volumen de gas natural disponible para el día siguiente, el que incluirá el gas natural asignado por los respectivos proveedores en el extranjero y las transferencias de gas natural previamente convenidas entre cargadores en territorio nacional.

3.       Desagregar los requerimientos de gas natural, indicando el volumen de gas natural para cada una de las siguientes categorías:

3.1.    Respecto de los distribuidores y/o comercializadores de gas natural:

a.            Clientes residenciales, comerciales y centros hospitalarios.

b.            Clientes generadores eléctricos, desagregando en las siguientes categorías: generadores del sistema eléctrico respectivo y generadores y/o distribuidores de sistemas aislados.

c.            Clientes industriales que no cuenten con sistemas de respaldos y clientes estaciones de Gas Natural Comprimido (GNC);

d.            Clientes industriales que cuenten con sistemas de respaldo (quemadores duales, quemadores intercambiables, equipos que utilizan otro combustible, autoproducción de gas sustituto).

3.2.    Respecto de las centrales generadoras de electricidad que utilizan gas natural:

a.            Volumen mínimo de gas natural necesario para operar el sistema eléctrico respectivo sin racionamiento eléctrico y en condición segura, conforme se señala en el resuelvo Noveno de la presente resolución.

b.            Volumen resultante de restar el volumen señalado en la letra anterior al total requerido para la generación eléctrica.

4.       Proyectar de modo referencial los requerimientos, disponibilidades y la necesidad de reasignaciones que resultaría de aplicar las prioridades establecidas en la presente resolución para el máximo horizonte entre los siguientes 10 días y lo que reste para completar el mes calendario en curso.

5.       Establecer si se cumplen las condiciones de abastecimiento de acuerdo a las prioridades para el siguiente día. En caso que no se cumplan las condiciones, el afectado deberá convocar al Comité.

6.       Informar las inyecciones de gas efectivamente realizadas en el día anterior por sus proveedores en Argentina en el caso que sean importadores directos, desagregando por autorización de exportación y por productor.

7.       Toda la información deberá enviarse diariamente a la Superintendencia y a la Comisión.

II. Las empresas transportistas de gas integrantes del Comité, deberán establecer las nominaciones y asignaciones de gas de cada uno de sus clientes para el día siguiente y las inyecciones y entregas de gas para cada cliente efectivamente realizadas el día anterior, e informarlo diariamente a la Superintendencia y a la Comisión.

III. En cada sesión, ordinaria o extraordinaria, y en función de la información determinada de acuerdo a los puntos I y II precedentes, el Comité deberá:

1.         Emitir un informe señalando los requerimientos, disponibilidades y reasignaciones que resulten de aplicar las prioridades establecidas en la presente resolución, tanto para el día siguiente como para el máximo horizonte entre los siguientes 10 días y lo que reste para completar el mes calendario en curso, remitiendo copia a la Superintendencia y la Comisión.

2.         Al día siguiente de una sesión y en caso que se haya producido reasignación del gas natural, emitir un informe acerca del cumplimiento de las reasignaciones que se hubieren determinado, indicando explícitamente las condiciones de cumplimiento por cada integrante.

Según la información determinada, el Comité deberá verificar que el gas natural disponible para el día siguiente por cada cargador distribuidor o comercializador de gas natural y por los cargadores generadores eléctricos representados por el Director de Operaciones respectivo, sea suficiente para cumplir los siguientes requerimientos mínimos en el orden de prioridad que se indica:

I.   El abastecimiento de gas natural a los consumidores residenciales, comerciales y a los centros hospitalarios, siempre que la distribuidora que los abastece no disponga de respaldo útil y suficiente para ellos en condiciones técnicas y operativas;

II.  El abastecimiento de gas natural mínimo a las centrales de generación eléctrica que permita operar el respectivo sistema eléctrico sin racionamientos y en condiciones seguras.

Si con el gas natural disponible por cada cargador no es posible satisfacer los respectivos requerimientos mínimos anteriores para el día siguiente, el Comité deberá efectuar las reasignaciones de gas natural que sean estrictamente necesarias para que se cumplan los mencionados requerimientos, siguiendo el orden de prioridades anteriormente definido.

Los cargadores estarán obligados a efectuar las reducciones que procedan en sus volúmenes de gas natural a retirar y a implementar inmediatamente la programación que haya resultado de las reasignaciones decididas por el Comité y las transferencias entre generadores decididas por el Director de Operación respectivo. Para estos efectos los cargadores deberán realizar las acciones necesarias para restringir sus retiros de gas natural cuando corresponda, incluyendo los correspondientes cortes a sus propios consumos o los de sus clientes.

Las distribuidoras y comercializadoras que cuenten con sistemas de respaldo útil (entendiéndose por tal aquel respaldo posible de utilizar dada sus características técnicas y operativas) y que al momento de establecerse reasignaciones en virtud de lo dispuesto en el resuelvo tercero no estén en condiciones operativas, deberán realizar todas las acciones necesarias para dejar operativos dichos sistemas en el menor tiempo posible, atendiendo las restricciones técnicas y de seguridad que correspondan.

En todo caso y aunque no sean necesarias las reasignaciones de gas natural del resuelvo tercero y/o transferencias de gas natural entre generadores conforme al resuelvo noveno, los cargadores deberán ajustar su demanda al gas natural disponible para cada uno de ellos, implementando las reducciones de sus volúmenes de gas natural que correspondan, de modo de no incurrir en desbalances en el sistema de transporte que afecten el abastecimiento de los requerimientos mínimos de los demás cargadores.

Las distribuidoras y comercializadoras deberán siempre notificar a sus clientes las reducciones o cortes en los volúmenes de gas natural a consumir, quienes deberán realizar inmediatamente las acciones correspondientes para ajustar sus consumos.

Algunas cifras

(en desarrollo)

Referencias:

[1]	RE 754/2004: https://www.leychile.cl/Navegar?idNorma=224249
[2]	Mapas: http://energiamaps.cne.cl/#

Nuevo Reglamento Eléctrico: Incertidumbre Regulatoria

Hace poco más de 6 meses, el 12 de junio de 2018, y tras un largo proceso de discusión, donde se invitó a las empresas del sector a colaborar con su confección, se publicó el nuevo reglamento, de nombre un tanto extenso: “reglamento de seguridad de las instalaciones eléctricas destinadas a la producción, transporte, prestación de servicios complementarios, sistemas de almacenamiento y distribución de energía eléctrica”.

La nueva norma, que pretendía reemplazar al antiguo Reglamento de Corrientes Fuertes, NSEG 5 En 71 del año 1955, según artículo transitorio entraba en vigencia a los 180 días de publicada en el Diario Oficial, lo que significa que es mandatoria a partir del 9 de diciembre.

Dentro de las novedades se incluyen disposiciones acerca de conservación de los estudios y documentos técnicos utilizados en el diseño, certificación y construcción de las instalaciones y posteriores inspecciones, la introducción de un SGIIE o Sistema de Gestión de Integridad de Instalaciones Eléctricas, plazos mínimos (15 días hábiles) para comunicar a la SEC puesta en servicio de nuevas instalaciones, y la introducción del concepto de Hecho Esencial y exigencia de informar a la Superintendencia en caso de hechos esenciales, accidentes o incidentes incluyendo informes de causa y acciones correctivas.

La otra gran novedad, es que el reglamento se basa en la dictación de 17 pliegos técnicos que ya estuvieron en consulta pública, y que por ubicarse en un menor rango dentro de la jerarquía legal, no requerirían de una aprobación de la Contraloría para ser promulgados o modificados, por lo que se esperaría una rápida dictación y revisión en caso necesario, sin esperar prolongados tiempos de aprobación administrativa. La lista de pliegos, extraída del propio artículo de, es la siguiente:

Sin embargo, habiendo entrado en vigencia el nuevo reglamento, los pliegos técnicos aún no son promulgados oficialmente. Sólo fueron publicados en su versión propuesta durante la consulta pública. Sin estos pliegos, la aplicación del nuevo reglamento no parece posible, o sería posible en forma muy limitada.

Dada la gran cantidad de obras próximas a licitarse, la falta de claridad genera incertidumbres en los procesos, que obligan a las empresas a tomar definiciones en cuanto a las soluciones a adoptar, donde podría darse el caso en que se apueste por exigencias mayores a las que finalmente resulten, aumentando los costos que luego se traducen en tarifas, o con exigencias menores que significarán fuentes de conflicto durante el desarrollo de las obras, normalmente muy acotados.

Otras complicaciones para el desarrollo de proyectos son que este reglamento no aplica a instalaciones de distribución de clientes, y que el Reglamento de Corrientes Fuertes no ha sido derogado, por lo que podrían convivir disposiciones contradictorias. También existe una iniciativa, ya en curso, de la CNE para promulgar una tercera regulación, que sería un anexo técnico de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio.

Enlaces:

Nuevo decreto:

https://www.leychile.cl/Navegar?idNorma=1119451

Reglamento de Corrientes Fuertes:

Versión 1:
http://www.sec.cl/pls/portal/docs/PAGE/SECNORMATIVA/ELECTRICIDAD_NORMASTECNICAS/NSEG%205.PDF

Nota:Numeral 2 del artículo 109 se encuentra derogado por Resolución137 de 1993

Versión 2: https://www.leychile.cl/Navegar?idNorma=1038346

Proceso normativo “Elaboración Anexo Técnico Diseño de Instalaciones de Transmisión” (se muestra la resolución de inicio):

https://www.cne.cl/wp-content/uploads/2016/11/Rex-757_27dic2017_Resoluci%C3%B3n-de-inicio-Anexo-T%C3%A9cnico-Dise%C3%B1o-de-Instalaciones-de-Tx-NT-S-y-CS.pdf

Incendios Forestales en el País, los estamos previniendo adecuadamente?

Si bien en general evitamos comentar notas de prensa sin la debida confirmación de los antecedentes, en esta oportunidad haremos una excepción respecto a un par de noticias llamaron la atención de quien escribe (durante los primeros días de diciembre de 2018).

La primera nota, del domingo 9 de diciembre, señala que existe preocupación por el tendido eléctrico en las cercanías del aeropuerto El Tepual de Puerto Montt, zona sur de Chile, con grandes extensiones de vegetación nativa. Se indica que los cables pasan muy cerca de las arboledas al costado del camino, que el peligro tiene relación con una eventual caída de árboles, y además esto sería una “pésima imagen para el turismo”. El gerente de la compañía distribuidora eléctrica de la zona manifiesta que se preocupan de los despejes necesarios y disponibilidad para solucionar problemáticas, y desde la Seremi de Energía dicen que “lo mejor sería el soterramiento de los cables, como se ha hecho en otros puntos del país, pero que se trata de un trabajo a largo plazo”.

La segunda nota, del miércoles 14, comienza indicando que la ocurrencia de incendios forestales en La Araucanía, también al sur del país y con extensa vegetación nativa y de cultivos, ha disminuido en un 51% respecto al año anterior. La noticia, que recoge la presentación de una autoridad de la Conaf en el marco de una sesión de prevención de incendios forestales, entrega datos de cantidad de incendios en las dos provincias que conforman la región, y cantidad de hectáreas afectadas. Se indica luego que para la prevención se han incrementado los recursos en un 23%, lo que permitiría aumentar la dotación de personal técnico. Adicionalmente, se hace referencia a las aeronaves disponibles y que se requiere intensificar las labores preventivas dado que se espera un verano más seco.

Para contextualizar en lo referente a incendios forestales, recordemos que en los últimos años han habido al menos 3 grandes incendios, que han cobrado vidas humanas, pérdida de especies arbóreas milenarias, y daños y pérdidas de bienes de las personas (recuerdos, muebles, herramientas y maquinaria de trabajo):

• China Muerta en marzo de 2015
• Valparaíso en abril de 2016
• Regiones Maule y O’Higgins en enero de 2017, con la destrucción del pueblo de Santa Olga (varios incendios simultáneos)

Si bien las causas de los incendios son diversas, no se puede descartar a la interacción entre líneas eléctricas y vegetación como una de ellas. El reglamento Eléctrico de Corrientes Fuertes (conocido como NSEG 5 En 71), dispone que “Los árboles que están en la proximidad de líneas aéreas en conductor desnudo deben ser o bien derribados o bien podados suficientemente para no exponer esas líneas a un peligro”. Estos peligros asociados pueden generar diversas consecuencias:

La caída de un árbol puede llegar a cortar un conductor o derribar una estructura, ante lo cual normalmente las protecciones de los alimentadores desconectarán la línea, interrumpiendo el suministro.

Una rama seca que caiga sobre la línea podría provocar una corriente de falla elevada, fase-tierra o fase-fase, con la consiguiente actuación de las protecciones.

Una caída de árbol que en lugar de derribar la estructura produzca algún grado de deformación de ésta, podría dejar la línea en una condición de peligro por baja altura de conductores energizados. El contacto.

Sin embargo, un potencial incendio estaría asociado a una condición en que las ramas hacen un contacto no muy efectivo, con corrientes relativamente bajas, típicamente sobre los 0,5 A (amperes), que no son detectadas por las protecciones eléctricas, pero suficientes como para ir secando el árbol en forma paulatina, y luego de un tiempo iniciar una ignición.

Surgen entonces algunas preguntas obvias: Hemos aprendido de las aciagos hechos anteriores? Hemos tomado todas las acciones razonables para que esto no vuelva a repetirse?

Por de pronto, la segunda noticia, que relata la existencia de mesas de coordinación, mayores recursos para aumento de dotación destinada a actividades de prevención, y equipamiento para combate de incendios, esperándose que se implementen adecuados programas de mantenimiento y logística para que las aeronaves se encuentren operativas en caso de requerirse, y la tendencia a la baja en las estadísticas, al menos en una región sensible del país, parecen ir en la dirección correcta.

Sin embargo, la primera noticia, y en especial la respuesta entregada desde la autoridad de Energía, es altamente preocupante. En efecto, esta repartición pública, bajo cuya dependencia administrativa se encuentra la SEC o Superintendencia de Electricidad y Combustibles, al hablar de soluciones de largo plazo consistentes en soterramiento de cables, que a estas alturas parece una respuesta de manual dada repetitivamente cada vez que se producen interrupciones prolongadas de suministro en distribución eléctrica, parece desconocer que las disposiciones reglamentarias, y en especial las relacionadas con la seguridad de las personas, no pueden estar sujetas a un análisis de costos y aprobación de presupuestos. Correcto sería instruir que mientras se toman medidas de fondo, al menos se implemente un procedimiento de monitoreo constante de todos los puntos de preocupación, se efectúen podas y roces en la mayor extensión posible, y se reemplace conductor desnudo por protegido, que sin eliminar el peligro de inicio y propagación del fuego, reduce las probabilidades de siniestros a casos más puntuales.

Otra materia que no queda despejada, es si existe alguna responsabilidad en caso de producirse este tipo de eventos. Lamentablemente, parece que ésta se diluye entre entidades como la SEC, CONAF, ONEMI, Municipalidad, y empresa de distribución, lo que termina siendo el escenario perfecto para que cada uno presente sus descargos correspondientes. Hace un tiempo, tras el mega terremoto de 2010, ya se había hablado acerca de una profesionalización de los servicios de emergencia, y que éstos no dependan del poder político de turno. Mantener el grado de improvisación actual, con medidas útiles pero que no atacan el problema de fondo, no tiene otro nombre que indolencia por parte del Estado respecto a eventos de alto impacto para la población y el medio ambiente, que dado que al parecer la constante de tiempo en que caen en el olvido es inferior a los periodos eleccionarios, no son atendidos de una forma integral.

Acá las noticias mencionadas:

https://www.biobiochile.cl/noticias/nacional/region-de-los-lagos/2018/12/09/tendido-electrico-en-ruta-el-tepual-preocupa-a-usuarios-lo-califican-como-potencial-amenaza.shtml

https://www.biobiochile.cl/noticias/nacional/region-de-la-araucania/2018/12/12/disminuye-ocurrencia-de-incendios-forestales-en-la-araucania-registra-un-51-menos.shtml

Qué hacer en caso de caída de cables en la vía pública?

Diversas situaciones pueden dar lugar a la caída de cables en la vía pública: falla de material, choque de vehículos con estructuras, caída de árboles, incendios, o el paso de grúas o tolvas de camiones son algunas de las posibles causales.

Frente a una condición de esta naturaleza, se deben considerar igualmente algunas situaciones de riesgo:

• Electrocución por contacto directo con el cable, que en el caso de la alta tensión puede darse incluso a través del aire, por lo que es necesario mantener una distancia mínima. El concepto de esta distancia mínima se tratará en otra publicación, pero en general debe ser mayor en un 10% a la distancia de los aisladores que soportan el cable, sumado a un margen que considere movimientos inadvertidos, y como veremos más adelante se recomienda considerar un mínimo de 3 m.
• Descarga eléctrica al hacer contacto con algún objeto energizado. Esta situación se da mayormente al intentar abrir una puerta de un vehículo que está energizado pero aislado del terreno por los neumáticos, pero también cuando una persona dentro del vehículo intenta salir, pero podría darse al tocar un árbol en contacto con un conductor.
• Electrocución al intentar rescatar a una persona sujeta a su vez a una descarga. Se han reportado casos dramáticos al respecto, y sólo cuando los cables son de baja tensión (bajo 1000 Volts, típicamente 220 Volts) como en instalaciones domiciliarias, se recomienda que el rescate sea a través de un elemento externo o un golpe que desplace a la víctima. Obviamente si se puede comenzar cortando la fuente de energía eléctrica, esto es lo primero a hacer.
• Aparición de gradiente de potencial o voltaje de paso, que puede generar circulación de corriente por el cuerpo cuando la falla produce una elevada corriente a través del suelo, para lo que se recomienda mantener ambos pies cercanos.
• Incendios producto de arcos o calentamiento de vegetación. Se debe tener cuidado en presencia de combustibles.

La norma estadounidense NFPA 70E, que trata sobre seguridad eléctrica en el trabajo, incluye un anexo informativo para público general, acerca de trabajos cercanos a líneas y equipamiento eléctrico.

Dicho anexo, que entrega ejemplos de procedimientos industriales de trabajo, trata principalmente de situaciones como equipos móviles pesados, grúas y dispositivos de izaje, trabajos en árboles como tala o roce, excavaciones en la cercanía de líneas subterráneas, y vehículos cuya carga supere los 4,25 m. Finalmente, frente a una situación de emergencia como la caída de una línea o el contacto, las recomendaciones son las siguientes:

Si cae una línea aérea o se contacta con ella, se deben tomar las siguientes precauciones:

1. Mantenga a todas las personas al menos a 3 m (10 pies) de distancia.
2. Use marcadores (ejemplo: conos, cintas, banderolas) para proteger a los automovilistas, espectadores y otras personas de cables caídos o a baja altura.
3. Llame al departamento eléctrico local o a la compañía eléctrica inmediatamente.
4. Coloque barreras alrededor del área.
5. No intente mover el cable(s).
6. No toque nada que esté tocando el cable(s).
7. Esté alerta al agua u otros conductores presentes.
8. Las brigadas deben tener números de emergencia disponibles. Estos números incluirán el departamento eléctrico del área local, servicios públicos, policía / bomberos y asistencia médica.
9. Si un individuo se energiza, NO TOCAR al individuo ni a nada en contacto con la persona. Llame para obtener asistencia médica de emergencia y llame a la compañía eléctrica local de inmediato. Si el individuo ya no está en contacto con los conductores energizados, la RCP, la respiración de rescate o los primeros auxilios deben administrarse de inmediato, pero sólo por una persona capacitada. Es seguro tocar a la víctima una vez que se rompe el contacto o se desconoce la fuente.
10. Los cables que entren en contacto con vehículos o equipos causarán arcos, humo y posiblemente fuego. Los ocupantes deben permanecer en la cabina y esperar el departamento eléctrico local o a la compañía eléctrica. Si es necesario salir del vehículo, salte con ambos pies tan lejos del vehículo como sea posible, sin tocar el equipo. Saltar del vehículo es el último recurso.
11. Si se está operando un equipo y éste hace contacto con un cable aéreo, detenga el equipo inmediatamente y, si es seguro, salte lejos del equipo. Mantenga el equilibrio, mantenga los pies juntos, y arrastre los pies o salte como conejito alejándose del vehículo otros 3 m (10 pies) o más. No regrese al vehículo ni permita que nadie por ningún motivo regrese al vehículo hasta que la compañía local haya retirado el cable de alimentación del vehículo y haya confirmado que el vehículo ya no está en contacto con las líneas aéreas.

Flexibilidad y Reservas para inserción de Energías Renovables

Despacho de Unidades para integración de Generación Variable a través de Respuesta Flexible

Natalio Schonhaut B

Consultor en Sistemas de Potencia

1.      Introducción

Los sistemas de potencia en corriente alterna, requieren de un control de frecuencia en tiempo real, de manera que ésta se mantenga dentro de una banda acotada en torno al valor nominal de 50 ó 60 Hz, según el país. La frecuencia instantánea resultante, depende del control de velocidad de los generadores sincrónicos, recibiendo como apoyo la respuesta de los controladores de frecuencia/potencia de equipos basados en inversores CC/CA y otros elementos del sistema eléctrico. La frecuencia se ve afectada por variaciones de demanda o generación, tanto de baja magnitud en condiciones de operación normal, o de alta proporción en caso que ocurran contingencias de importancia, en cuyo caso los distintos controles de los recursos disponibles deberán actuar rápidamente para restituir el equilibrio entre generación y demanda y volver a la frecuencia nominal. Una variable importante que ayuda a mitigar grandes desbalances lo constituye la inercia total de los equipos rodantes, que tiene un efecto similar al de una masa soportada por un resorte, atenuando las oscilaciones provocadas por la acción de una fuerza perturbadora mientras mayor es su monto, seguida por la rápida respuesta primaria de los controles de velocidad o frecuencia y desprendimientos de carga o generación.

Se desprende de lo anterior que los sistemas de potencia deben ser operados de manera de mantener en todo momento un balance entre generación y demanda, y a la vez mantener reservas que permitan afrontar contingencias como salida intempestiva de unidades generadoras, líneas de transmisión o bloques de demanda, así como variaciones durante la operación normal.

En este trabajo discutiremos acerca de los requerimientos de reserva dados principalmente por la incerteza asociada a la generación variable (GV) eólica y solar fotovoltaica.

Palabras clave: Flexibilidad, reservas, generación variable (GV), incerteza, 50 Hz, control de frecuencia, “unit commitment”, despacho económico, suficiencia, emisiones.

2.      Requerimientos de Reservas

A la necesidad de mantener reservas que permitan afrontar contingencias como la salida intempestiva de equipos conectados a la red de potencia, se agrega el seguimiento de la demanda por parte de la generación, donde la GV presenta desafíos adicionales dados por su variabilidad e incerteza, que deben ser compensados por las fuentes de generación programables. Variabilidad se refiere a las variaciones que se producen en breves intervalos de tiempo, en torno a un aporte medio ya establecido, mientras que la incerteza o incertidumbre se refiere a las diferencias entre lo pronosticado al programar la operación y el aporte real en un periodo predefinido, como muestra la siguiente imagen:

Fig 1: Ejemplos de variabilidad e incerteza (ref [1])

Estas características serán más demandantes en recursos mientras mayor sea el aporte de GV, siendo relevante la capacidad de las líneas de transmisión que las conectan. En la medida en que no exista capacidad de transporte suficiente, las reducciones de generación debidas a la limitación de transmisión, disminuirán en forma directa los efectos de variabilidad e incertidumbre. Por otra parte, como veremos más adelante, en un parque de generadores rígido, que no permite grandes fluctuaciones de potencia, el operador del sistema no tendrá otra opción que recortar aportes GV, desaprovechando recursos de bajo costo, y aumentando la emisión de gases contaminantes.

La estrategia que permite afrontar los distintos requerimientos es la adopción de diversos niveles de reserva, que aporten al balance de potencia bajo distintas situaciones. Estas reservas se pueden dividir en aquellas que permiten afrontar situaciones normales de los sistemas de potencia, como son variaciones acotadas en el tiempo, incluidas las características ya descritas de la GV, de las que tienen como misión afrontar contingencias excepcionales consideradas en los diseños y planificación de los sistemas, como fallas o salidas de elementos, o eventos de pérdida masiva de viento o sol.

Las distintas categorías, que se muestran en forma esquemática en la figura 2, normalmente forman parte de las exigencias establecidas en los códigos de red de cada país o región, aunque a veces se entremezclan funciones asociadas a distintos eventos. En el caso chileno por ejemplo, según exige la NTSyCS (ref [2]), las reservas de regulación sólo incluyen una componente de variaciones de demanda en intervalos de pocos segundos en la reserva primaria, y errores de pronóstico de la demanda, ya sea a partir de su valor global o de variaciones horarias según interpretaciones de los antiguos CDEC, hoy fusionados como Coordinador Eléctrico, pudiendo analizar contingencias más probables, lo que no ha sido tenido a la vista hasta ahora. Las reservas por contingencia, en tanto, consideran en general la capacidad de las máquinas rodantes, en conjunto con la actuación de relés de baja frecuencia, respuesta de baterías cuando se supera un umbral de subfrecuencia o banda muerta, y la disminución progresiva de los aportes de GV a través de sus controladores de potencia por sobrefrecuencia, teniendo un rol relevante la inercia del conjunto rodante, la respuesta primaria para la estabilización de la frecuencia, y las reservas secundarias y terciarias, pudiendo corresponder a máquinas detenidas de partida rápida, al restablecimiento del valor nominal de los 50 Hz.

Fig 2: Ejemplos de categorías de reservas y su interrelación (ref [1])

Los requerimientos de reserva por contingencia, por lo general se relacionan en forma unívoca al evento más probable, como la pérdida de la unidad de generación o consumo de mayor tamaño en [MW], más una cantidad similar con menores tiempos de respuesta, tendiente a restablecer las reservas en caso de contingencia. Según estudios [ref 3] y [ref 4], estas reservas se reducen proporcionalmente al aumentar los parques generadores de los sistemas, pero se recomienda que se distribuyan entre los distintos centros de carga, y que comprendan un mix entre generadores hidráulicos, térmicos y baterías, combinando de esta forma atributos de velocidad de respuesta y sostenibilidad temporal. Las reservas de rampa se mantienen en discusión, siendo necesarias en casos evidentes como eclipses solares o tormentas que podrían apagar grandes conjuntos de generación, o eventos sostenidos de pérdida de viento en grandes áreas.

Las reservas de seguimiento, por su parte, cuya función es la de mantener un balance en tiempos mayores, en que la demanda neta, es decir la resta entre la demanda y la GV, sigue variaciones bruscas pero predecibles en periodos como el amanecer o el atardecer, al ser programables y de rápida respuesta, tienden a desplazar unidades de menor costo pero de baja capacidad de toma de carga, expresada en [MW/min], marcando normalmente precio del sistema o costo marginal en los períodos en que son despachadas. Es decir, la propia competencia por satisfacer la demanda vía costo marginal brinda normalmente suficientes incentivos para que se instalen y operen en el sistema.

Finalmente, lo que motiva mayormente el presente análisis, son las reservas de regulación, tendientes a balancear la generación programable y la demanda neta, minimizando el “Error de Control de Área” o ACE por sus siglas en inglés en tiempo real. Para el balance anteriormente citado, queda en evidencia la importancia de contar con pronósticos acertados, tanto de la demanda como de la GV, siendo de ayuda la representación de la demanda en intervalos menores a una hora, típicamente de 5 minutos, y la adopción de redespachos persistentes, ya sea vía subastas o en forma centralizada, que permiten tomar decisiones prácticamente en tiempo real, en base a la mejor información disponible, reduciendo la incerteza. Sin embargo, aún en estos casos, la capacidad de adecuarse a las nuevas condiciones a través de unidades flexibles presenta un gran valor, junto con la capacidad de afrontar la variabilidad propia de la demanda neta.

Para mostrar cuál sería la solución óptima de despacho en un sistema que combina diferentes tipos de unidades, hemos desarrollado el ejemplo que se presenta en la siguiente sección.

3.      Ejemplo: Sistema compuesto por unidades rígidas, flexibles y variables

Supongamos que tenemos que abastecer a mínimo costo una demanda de 1100 MW en base a unidades a carbón, motores flexibles sin restricciones de mínimo técnico y altas rampas de toma de carga, centrales solares fotovoltaicas que inyectan su producción sólo de día, y centrales eólicas cuya producción está sujeta a una distribución de probabilidad, donde no se ha supuesto a priori una correlación con las horas del día, es decir, igual distribución probabilística para cada hora.

Los datos de entrada de nuestro modelo se muestran a continuación:

Demandas                                         duración                            

D1_dia                 1100 MW            4 horas

D2_dia                   800 MW            7 horas

D1_noche           1100 MW            3 horas

D2_noche             700 MW            10 horas             

Unidades Carbón                                                                          

número unidades            4                                                            

Pmax                    250 MW                                            

Pmin                       80 MW                                             

CVAR_carb           40 US$/MWh                                

CMinTec_carb      50 US$/MWh                               

Motores LNG                                                                  

Pmax                    540 MW                                            

CVAR                     60 US$/MWh                                

Solar                    800 MW                             

Eólico                                                                 

Pmax                    2000 MW                                             

P1                          150 MW             prob1    33,3%   

P2                          600 MW             prob2    33,3%   

P3                        1050 MW             prob3    33,3%   

Costo Falla         500 US$/MWh                                

En estas circunstancias, el problema a resolver es el de determinar la generación horaria que se asignará a cada una de las unidades programables, es decir, las carboneras y Motores LNG. Dado que las máquinas a vapor carbón presentan mínimos técnicos, antes de asignar la potencia a generar a estas unidades, se deberá definir cuáles permanecerán despachadas, definición conocida como “unit commitment”, con producción igual o superior a su mínimo técnico, lo que permitirá que aumenten su producción al ser requeridas, pero no pudiendo ser retiradas en horas en que se produce un exceso de aportes GV.

Como una forma de simplificar el problema matemático, no se considerará la reserva primaria, que por el tamaño de las unidades debería ser de 250 MW, entre generación, baterías y respuesta de demanda, más un valor similar para restitución de dichas reservas. Para resolver el problema, dada la similitud entre las distintas unidades carboneras, procedemos a determinar los despachos óptimos asociados a cada número de máquinas en servicio. De esta forma, si despachamos a las 4 unidades, observamos una operación muy segura, donde la central flexible ni siquiera es requerida, pero cuando aumentan los aportes GV, las unidades a carbón se quedan en base, y a un costo a mínimo técnico por MWh, superior al costo variable que alcanzan a plena carga. La ausencia completa de unidades a carbón, por su parte, permitiría la producción de altas magnitudes de GV, pero en escenarios de ausencia solar, al bajar la intensidad de viento, se corre el riesgo que la producción de “Motores LNG” no sea suficiente, debiendo proceder a racionar consumos, que no sería razonable por los impactos sociales y económicos que ello conlleva. La solución óptima, por lo tanto, se encuentra en la asignación de entre una y tres unidades, dependiendo de los costos de operación relativos entre una y otra tecnología, el valor del costo de falla, y la probabilidad que el aporte eólico durante la máxima demanda nocturna disminuya a bajos valores.

En las siguientes figuras se muestra la operación horaria con 4 y 2 unidades despachadas y distintos niveles de viento, a partir de las cuales se mostrará cómo operaría horariamente el sistema ante una distribución particular de viento. Las rampas de carbón aparecen exageradas debido a los bruscos cambios de demanda y viento supuestos entre horas consecutivas.

 Fig 3: Tablas de despacho con 4 unidades asignadas

Fig 4: Tablas de despacho con 2 unidades asignadas

 Fig 5: Despacho horario con 4 unidades asignadas, para dos perfiles de viento

Fig 6: Despacho horario con 2 unidades asignadas, para dos perfiles de viento

El resultado del análisis anterior se muestra en la siguiente tabla resumen, donde se observa que el mínimo costo se logra al despachar a 2 unidades a carbón, reduciendo los cortes de GV, a la vez que asegurando una adecuada suficiencia en todo momento:

Fig 7: Costos y reservas asociados a unidades despachadas

En este ejemplo, se ha asumido que el requerimiento de reservas es igual a la máxima producción que alcanza la central flexible, con lo que se cubriría principalmente la incerteza, pero también estaría incluida la variabilidad, dado que aún en caso de pérdida completa de GV, el sistema es capaz de abastecer las cargas eléctricas, en la medida que cuente con la capacidad de rampa mínima. En caso que se pudiera asegurar con una alta confiabilidad que el aporte eólico es mayor al mínimo supuesto durante las horas de máxima demanda nocturna, las reservas se podrían reducir respecto a las estimadas en este ejemplo.

Sin embargo, se concluye de este ejemplo que el óptimo se encuentra en una reducción acotada de generación rígida, siendo ésta reemplazada por los aportes flexibles, asociados a aumentos de reservas de regulación, que se compensan por la mayor inserción de GV.

4.      Otros desafíos para la integración de GV

La publicación citada en la ref [5], entrega un listado de 10 desafíos o “riesgos” a tener en cuenta para integrar la GV, tales como flexibilidad, capacidad de reservas, suficiencia, seguridad y control de tensión, y describe las soluciones implementadas en diversos países. Igualmente, entrega una serie de medidas que aporten a controlar los riesgos, incluidos los aportes de unidades convencionales flexibles, gestión de demanda, almacenamiento, pronósticos de calidad, refuerzos en transmisión, uso de electrónica de potencia (FACTS), y programas computacionales avanzados, además del corte de energía cuando no es posible gestionarla adecuadamente. Dentro de las soluciones que permiten asegurar la necesaria suficiencia, define los “créditos de capacidad” para GV como la reducción en la demanda máxima a cubrir por la generación programable, debida a los aportes variables.

Por su parte, la publicación citada en la ref [6], plantea el desafío de aumentar la inserción de fuentes renovables de manera de descarbonizar la matriz energética, reduciendo emisiones de gases contaminantes, reduciendo la dependencia de combustibles con precios volátiles, y aumentando el acceso a la electricidad hacia sectores que tradicionalmente han estado privados de ella. La publicación plantea la necesidad de desarrollar métodos avanzados de Unit Commitment que consideren la naturaleza estocástica de la GV, de manera de balancear las exigencias de seguridad, sin programar excesivas reservas que aumenten innecesariamente el costo total de operación, como Despacho Económico con Restricciones de Seguridad (sigla en inglés: SCED), stochastic Unit Commitment, stochastic SCED y stochastic optimal power flow. Resalta además la necesidad de desarrollar una métrica de flexibilidad, proponiendo como punto de partida el “insuffcient ramping resource expectation” (IRRE), desarrollado por la IEA o Agencia Internacional de la Energía. Como resumen de las características y soluciones requeridas para integrar GV, destacan las siguientes:

·         Flexibilidad a partir de generación convencional

·         Respuesta de demanda

·         Almacenamiento de energía

·         Expansión de redes de transmisión

·         GV más predecible, controlable y programable (grid friendly)

·         Aumento de tensiones de red para transporte de grandes bloques de energía con el apoyo de equipos FACTS y corriente continua

·         Desarrollo de tecnologías de operación y herramientas para planificación, despacho y control

·         Respuesta de demanda a nivel distribución (se podrían agregar los vehículos eléctricos)

·         Ciber-seguridad.

5.      Conclusiones

Un modelo de despacho que no considere variables enteras, y por ende no incorpore el problema de los mínimos técnicos, ni el sobrecosto asociado a dicho modo de operación, podría decidir erróneamente mantener a todo el parque rígido en operación, con los consiguientes cortes de GV de costo nulo, e induciendo al operador o coordinador a optar por modos más costosos y contaminantes. La complejidad aumenta y el objetivo se torna más desafiante al agregar variables estocásticas de corto plazo, propias de la GV. Un modelo que exija niveles fijos de reserva, por su parte, podría asignar correctamente las unidades de base, pero al ser los requerimientos de reserva acotados, sobreestimar los requerimientos en periodos de aportes estables, desvirtuando el aporte de las máquinas flexibles, y subvaluando su contribución al despacho económico.

Se desprende de lo anterior, que junto con los desafíos tecnológicos de infraestructura que trae la GV, se suma el desarrollo de modelos matemáticos que representen adecuadamente los requerimientos de flexibilidad, y la solución que implique una combinación de generación de base más GV y flexible, asegurando la suficiencia, a la vez que valorando los mayores aportes variables. Igualmente desafiante resulta la estimación de los aportes de largo plazo, que se verán incrementados en el futuro mientras más flexible sea la matriz, impactando en la denominada FCF, o Función de Costo Futuro.

Especial atención se debe tener en las horas de demanda máxima nocturna, que podría estar acompañada por importantes disminuciones de aportes eólicos, o bajos “créditos de capacidad”. Ante este u otros eventos probables, se debe asegurar que el sistema de generación cuenta con la suficiencia para abastecer la demanda, y las reservas para enfrentar eventos como salida de unidades. Para efectos de modelación matemática, dado que la flexibilidad y necesidad de reservas para regulación aparecen interrelacionadas, es posible que dichas reservas, o una parte de ellas, deban ser consideradas como variable a resolver y no como restricción de entrada.

Se concluye que la matriz del futuro, con mayores aportes de fuentes renovables, debe ser apoyada con centrales de gran flexibilidad, reduciendo los costos totales y emisiones de gases contaminantes, aumentando el nivel de reservas de regulación, y reemplazando la menor inercia sistémica por una rápida respuesta primaria de frecuencia.

6.      Referencias

[1]    Ela, E., Milligan, M., Kirby, B.: “Operating reserves and variable generation” Technical Report, National Renewable Energy Laboratory, Golden, August 2011

[2]    Comisión Nacional de Energía, “Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio”, enero 2016

[3]   Estudios Eléctricos: “Análisis de la Operación de los Sistemas SIC-SING Interconectados, Estudio 1 - Control de Frecuencia y Distribución de Reservas para Control Primario y Secundario”, marzo 2017

[4]    CDEC-SING, “ESTUDIO ERNC Flexibilidad y sistemas de almacenamiento en el Sistema Eléctrico Nacional en el año 2021”, Diciembre 2016

[5]    Cigré WG C1.30, “Technical risks and solutions from periodic, large surpluses or deficits of available renewable generation”, Technical Brochure 666, November 2016

[6]    IEC White Paper “Grid integration of large-capacity Renewable Energy sources and use of large-capacity Electrical Energy Storage”, Geneva 2012