Con la presencia de autoridades, junto a representantes del sector privado y la academia se llevó a cabo el seminario “Avances y Desafíos para un Sistema Eléctrico más Flexible y Robusto”, organizado por EDF power solutions en conjunto con el Centro de Energía UC. Al inaugurar el encuentro, Álvaro Videla, director del Centro de Energía UC, abordó la relevancia de la actividad, como espacio de encuentro del sector, ante los diversos desafíos que afronta.

Por su parte, el CEO de EDF power solutions Chile, Joan Leal, destacó la alianza con el Centro Energía UC, y la importancia del encuentro orientado al análisis del momento que vive el sector energético nacional. En esa línea, detalló la presencia que posee la compañía en Chile, en materia de instalaciones, para luego abordar los tópicos necesarios para avanzar en la flexibilidad y robustez del Sistema Eléctrico Nacional, considerando el creciente componente de energías renovables, y de desarrollo de proyectos de almacenamiento.

Al respecto, expresó su inquietud respecto a si existen las señales de precio y normativas que posibiliten el ingreso de nuevas tecnologías, además de las lecciones que dejó el mega apagón de febrero pasado. En ese contexto, Johana Monteiro, jefa de la División de Mercados Eléctricos, Ministerio de Energía, expuso el desarrollo de lo que fue la Estrategia de Flexibilidad, orientada a la definición de señalas de mercado y procesos, que permitan el desarrollo y la utilización de la flexibilidad requerida en el Sistema Eléctrico Nacional, para que ésta se lleve a cabo de forma eficiente y segura.

Detalló que la Estrategia considera como ejes:

Diseño de Mercado para un desarrollo flexible Marco Regulatorio para sistemas de almacenamiento y nuevas tecnologías flexibles Operación flexible del sistema En su intervención, recalcó que los instrumentos se transforman y se adaptan según las necesidades y avances del sector, destacando que la Estrategia de Flexibilidad permitió tener una primera hoja de ruta concreta para lograr avances en las necesidades del sistema, para una operación con alta penetración de energías renovables. Esto fue complementado por Danilo Zurita, jefe del Departamento Eléctrico de la Comisión Nacional de Energía (CNE), quien comentó que la composición de la matriz de generación eléctrica del SEN ha cambiado significativamente en los últimos años, mencionando que en los últimos 12 meses, en promedio, la participación solar fotovoltaica y eólica, ha representado un 35,7% de la generación total del SEN.

La nueva matriz de generación presenta desafíos operacionales que deben ser abordados sistémicamente, considerando que las perturbaciones en el sistema eléctrico pueden tener implicancias distintas entre una zona y otra. Las oscilaciones deberán ser compensadas con los recursos disponibles en el sistema. Al respecto, expresó que la solución en el marco de la regulación vigente fue establecer exigencias a nivel normativo. Es así como se ajusta la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NTSCyCS) a efectos de incorporar conceptos como robustez, red fuerte, exigencias a los inversores, entre otros elementos.

Es así como el proyecto normativo define el concepto de robustez, habilitando su implementación y definiendo métricas, con miras al fortalecimiento del sistema a través de otros instrumentos. A la fecha, el SEN cuenta con una capacidad instalada de 1.689 MW de Sistemas de Almacenamiento de Energía, cuya duración equivalente es de 3,9 horas. En esa línea, afirmó que se busca destacar los atributos de estas instalaciones.

Al respecto, mencionó que la CNE se encuentra en proceso de actualización de los instrumentos que regulan los Servicios Complementarios (SSCC), con el objetivo de promover la competencia en las subastas de control de frecuencia; incorporar tratamiento para el costo de oportunidad de los sistemas de almacenamiento de energía; y disponer de estudios y análisis para la implementación de nuevos SSCC que contribuyan a la fortaleza de la red del sistema. Desafíos operacionales Rodrigo Espinoza, gerente de Operaciones del Coordinador Eléctrico Nacional, expuso que el 24% de las horas del mes de junio tuvieron participación renovable sobre el 70% pese a la condición hidrológica seca.

Aseveró que Chile requiere almacenamiento para aprovechar excedentes de generación, y destacó el hecho que la meta de 2.000 MW de Sistemas de Almacenamiento a 2030 está cumplida en 48%. Relevó el hecho que los BESS en operación han permitido reducir al curtailment de energía solar y eólica.

En esa línea, comentó que los Sistemas de Almacenamiento tienen que aportar a la seguridad del Servicio: Control de Frecuencia, Control de Tensión, Grid Forming, entre otros, y poseen los atributos necesarios para hacerlo. Mientras que Jorge Moreno, consultor de inodú, comentó que el sistema eléctrico cambia más rápido que nuestras capacidades para definir y gestionar nuevos requerimientos, asegurando que estos cambios crean nuevas fallas.

Eventos posteriores al 25F también evidencian vulnerabilidades emergentes en el sistema interconectado y sus componentes. El crecimiento de la generación distribuida, producto de que las normas técnicas especifican un menor requerimiento de variaciones de frecuencia y tensión, crea una nueva condición de riesgo emergente en el sistema.

Este escenario propicia inquietudes respecto a cuáles son los límites de operación estable del sistema eléctrico en Estado de Emergencia.

“Nunca ha habido tanta flexibilidad en el sistema como hoy día, y mañana habrá más”, expresó. En ese contexto, se refirió a la oportunidad de reducir vulnerabilidades en el sistema eléctrico, mediante la normativa, poniendo el foco en “lo que no debe cambiar”. “En sistemas complejos, confiabilidad y falla está siempre relacionados con los requerimientos de diseño y las condiciones operativas”, mencionó.

La academia estuvo representada por la profesora Claudia Rahmann, del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Facultad de Ciencias Físicas y Matemáticas de la Universidad de Chile, quien mencionó que los indicadores tradicionales de robustez han sido inercia para la frecuencia y los niveles de SCL para la fortaleza de la red. Sin embargo, dichos indicares sólo son válidos en sistemas dominados por máquinas sincrónicas.

Ante lo cual, la propuesta es que la robustez se mida en base al desempeño durante contingencias (IDD: indicador de Desempeño). La académica subrayó la importancia de contar con normativas más flexibles, de manera de incorporar los efectos de las nuevas tecnologías.

En esa línea, Samuel Córdova, miembro del Centro de Energía UC y profesor del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Facultad de Ingeniería de la Pontificia Universidad Católica de Chile, se refirió a la relevancia de disponer de inversores, que dispongan de nuevas funcionalidades, considerandos los crecientes requerimientos de la red.

Fuente: EI