Segundo Seminario del Mes de la Energía presentó desafíos para el desarrollo del sistema eléctrico nacional

Chile

La actividad organizada por el Colegio de Ingenieros de Chile abordó temáticas la apertura de competencia del mercado eléctrico, el proyecto de ley de transmisión y sus implicancias en el desarrollo eléctrico.

Lunes 13 de Junio de 2016.- El segundo Seminario del Mes de la Energía organizado por el Colegio de Ingenieros de Chile, “Desarrollo del Sistema Eléctrico”, abordó temáticas importantes para el desarrollo de la industria en el país como la apertura de competencia del mercado eléctrico, el proyecto de ley de transmisión y sus implicancias en el desarrollo eléctrico, la interconexión regional con países vecinos, así como también el almacenamiento de energía en sistemas potencia con sistemas de baterías, lo que presenta un desafío para Chile.

Respecto a la competencia del mercado eléctrico, el Jefe del Departamento de Regulación Económica de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Martin Osorio indicó que en un esquema de mercado abierto, la competitividad del sector no está garantizada, sin embargo, las iniciativas legales y el constante monitoreo del mercado, sumado a las condiciones de la política energética apunta un resguardo permanente de ello. Un reflejo de esto, son los resultados de las últimas licitaciones, donde se ha presentado un aumento de la competencia en el sector, reduciendo significativamente los precios de las licitaciones de clientes regulados y la incorporación de nuevos actores principalmente de energías renovables. A su vez, esto ha permitido que en los últimos años el sector energía se haya transformado en el sector de mayor inversión del país.

Por su parte, el Gerente de Desarrollo de Sistema Eléctrico de Transelec, Eduardo Calderón, realizó un diagnóstico al respecto indicando que el país cuenta con un sistema poco robusto, problemas de seguridad (promedio de 15 horas/año de falta de suministro), principalmente por la subtransmisión, la complejidad de la tarificación de transmisión y las exigencias sociales y ambientales que se presentaban cada vez mayores.Así explicó como el nuevo proyecto de ley de transmisión implica cambios radicales en la manera de ver el sistema de transmisión, y el desafío que implica llevar adelante los nuevos procesos de tarificación, y elaborar planes de largo plazo que permitan adelantar la transmisión a la generación, contrario a como se venía dando hasta ahora. Junto con esto explicó las ventajas que implicaría esto para los nuevos proyectos y la facilidad que también presenta para la diversificación del sistema, minimizando los riesgos de abastecimiento.

Los sistemas de transmisión deberán ser planificados con holgura para permitir el acceso de nuevos generadores en los polos de desarrollo, sin depender de las inversiones propias en transmisión. Una vez aprobada la ley, se deberá definir en el reglamento respectivo los criterios para la definición de las holguras. La obras producto de esta planificación serán vinculantes y se estima que el estudio de franjas ayude a la aceptación de los trazados, pero no necesariamente resolverán todos los temas de evaluación ambiental definitiva. Este estudio podría impactar en los plazos de construcción de los proyectos desde que se definan las obras en el estudio de planificación.

Respecto a los desafíos pendientes de la interconexión regional, María José Reveco, Jefe de División de Seguridad y Mercado Eléctrico del Ministerio de Energía, explicó los avances y las dificultades que ha significado el proceso hacia la interconexión regional. Junto a ello indicó que en base a los estudios en particular el de “Planificación y de factibilidad de la Infraestructura de integración eléctrica”. Que sehan realizado en el marco de trabajo de la región, se han definido tecnologías de transmisión y los puntos de conexión, que presentarían mayor beneficio de conectividad. Así en el caso chileno, por ejemplo se consideran dos líneas de interconexión con Perú, una HVDC con esquema Back to Back y un HVDC de 500 KV. Actualmente esas obras deberían hacerse con definición de privados y no como obras definidas por el Estado en el caso de Chile.

También indicó que el desarrollo de un “Mercado Eléctrico Regional” requiere de adecuaciones a la normativa regional e internas de cada país en torno a definir modelos de pre-despacho, y despacho intradiario para la operación conjunta; mecanismos para repartición de ingresos tarifarios, y rentas por congestión de las líneas de interconexión, mecanismos de compensación, de implementación de contratos financieros, entre otros.

Señaló que abrirse a la interconexión regional, de libre acceso busca igualar la experiencia europea, y para ellos el mercado regional requeriría de instituciones especiales para su óptimo funcionamiento, así como también de una infraestructura de transmisión adecuada; y mayores grados de integración, los que hagan factible las inversiones adicionales, además de realizar una planificación conjunta regional.

El tema del futuro de las interconexiones regionales es complejo ya que los países tienen esquemas regulatorios, de propiedad y económicos diferentes. El acuerdo es macro entre los países Perú. Ecuador, Colombia, Bolivia y Chile y se acordó que se podrían hacer acuerdo bilaterales y en una primera instancia se establecieron solo acuerdos de intercambio de excedentes.

La última presentación la realizó el gerente del Centro de Competencias para Smart Energy en Latam para NEC, Herwig Andreas Ragossnig quien explicó acerca de la solución NEC, la que tiene que ver con el desarrollo y fabricación de almacenamiento de energía para cumplir funciones tales como mantener niveles de inyección, estabilidad de frecuencia y/o respaldo.

El experto especificó que las soluciones de almacenamiento están centradas en el alto rendimiento, con el uso de sistemas de baterías eficientes, seguras y modulares, permitiendo flexibilidad desde bajas potencias hasta sistemas masivos de almacenamientoen redes de potencia, con proyectos llave en mano para ser conectados a la red. Por su parte presentó diferentes proyectos que la empresa ha realizado en el mundo y específicamente los proyectos de Los Andes (12MW/4MWh), y Angamos (20MW/5MWh) en Chile para AESGENER, usados para regulación primaria.

Estos sistemas de almacenamiento ayudan a la incorporación de energías renovables variables para incrementar su tiempo de operación, almacenamiento en periodos en que la demanda es baja y precio de la energía bajo, uso para recortar puntas, uso para regulación primaria, etc.

Los precios de estos sistemas de baterías han ido disminuyendo, sin embargo los elementos adicionales como inversores y transformadores tienen un precio más estable por la madurez de la tecnología.