INSERCIÓN ERNC Desafíos normativos y de coordinación Patricio Valenzuela Octubre 2015

INSERCIÓN ERNCDesafíos normativos y de coordinación

Patricio Valenzuela Octubre 2015

AGENDA

Contexto

Desafíos del coordinador

Aspectos regulatorios a abordar

Conclusiones

AGENDA

Contexto

Desafíos del coordinador


Conclusiones

Panorama propicio para un desarrollo significativo de centrales ERNC : Territorio del SING se caracteriza por disponer de grandes recursos de ERNC.Disminución sostenida de costos de inversión de tecnologías PV. Modularidad y tiempos de construcción reducidos de centrales ERNC.Cumplimiento con creces de Ley 20/25.

Contexto

Contexto – Proyectos en construcción

Termosolar : 110 MW en año 2016

2015247 MW

2016654 MW

2017148 MW

Al 2017 en construcción del orden de 1049 MW (RE/CNE del 9 Septiembre de 2015)

Fotovoltaica: 939 MW

Total en 2017: 1300 MW

Pool de costos declarados: existencia de un organismo que coordina a los distintos segmentos o agentes y que conduce a confiabilidad y eficiencia económica.

Coordinador (CDEC): organismo sin fines de lucro, no tiene propiedades en instalaciones y cumple las dos funciones esenciales del mercado:

• Operador de Red

• Operador de Mercado

Contexto- Mercado Mayorista Nacional

AGENDA

Contexto

Desafíos del coordinador - Operador de Red


Conclusiones

Foco Confiabilidad del sistema eléctrico (suficiencia, seguridad y calidad de servicio)

Contexto – Función Operador de Red

Demandaneta Generación

Frecuencia del SI

• Balance entre generación y demanda

• Variables de control frecuencia y flujo de interconexiones

S/E TENGIS

S/E Los Changos

S/E Las Cumbres S/E Nueva Cardones

S/E Cardones220 kV

500 kV

500 kV 500 kV

220 kV750 MVA

750 MVA

G

65%/2

65%/2 65%/2

65%/2 55%

55%

145 MVA

145 MVA

145 MVA

145 MVA

90 MVA

90 MVA

90 MVA

90 MVA

S/E Maitencillo

S/E Pan deAzucar

S/E Polpaico

750 MVA

750 MVA

S/E NuevaCrucero Encuentro

220 kV

220 kV

220 kV

220 kV

220 kV

220 kV

220 kV 220 kVS/E Tarapacá

S/E Lagunas

S/E Crucero

S/E Encuentro

S/E Miraje

S/E Atacama

220 kV

750 MVA

220 kV

750 MVA

750 MVA750 MVA

500 kV

750 MVA

S/E NuevaDiego de Almagro

A S/E Kapatur

• Gestión del sistema de transmisión (Restricciones y Congestiones)

Sistema dinámico Requiere que el coordinador se adapte y anticipe a los nuevos escenarios Focos: condición normal de operación y ante contingencias.

• Bajos montos de ERNC no han implicado cambios a códigos de red • Montos importantes de ERNC han requerido cambios para atender

problemas no en forma anticipada

Contexto – Función Operador de Red

Estudio ERNC 2015: Foco escenario de operación al 2017

Desafíos – Función Operador de Red

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

0.0 2.0 4.0 6.0 8.0 10.0 12.0 14.0 16.0 18.0 20.0 22.0 24.0

Pote

ncia

[MW

]Tiempo [h]

Demanda neta

Caso base E1 E2 E3 E4 R5Variabilidad(escenario conocido)

Desafío: controlar rampas de variación de potencia (MW/min).

Foco: contar con capacidad para gestionar la variabilidad. Montos de reservas Velocidad de reservas

y Predictibilidad(escenario incierto)

Desafío: Manejar la incertidumbre del recurso ERNC. Foco: Predecir con mayor exactitud el recurso. Determinar margen de reserva que se haga

cargo del error de predicción esperado.


• Requerimiento RG se cumple en forma natural• Sólo en el 8 % de los casos se activa restricciónReserva en Giro

• Control primario no se ve afectado (salida de 1 a 3 unidades térmicas)

• Control secundario requiere implementación de AGCControl de Frecuencia

• Número de partidas y detenciones se incrementa en forma importante Flexibilidad es clave

• Colocación disminuye aumento CVNC (2,8 veces)Régimen Operativo GC

• Mejora la confiabilidad del SING aportando inercia• Transferencias dinámicas permiten mitiga el régimen

operativo de las unidades

Régimen bajo interconexión

• Disminuyen entre un 12 y un 20%. Costos de operación

Estudio ERNC 2015: escenarios de penetración ERNC entre 900 y 1500 MW de capacidad instalada en el año 2017, se tiene:

Bajo condición normal de operación:

AGC está en proceso de implementación

Predicción se ha desarrollado sistema de gestión y se está trabajando en mejorar herramientas de predicción.

Flexibilidad de unidades térmicas es clave:

® Se requiere mecanismo que reconozca la flexibilidad como un servicio incremento del CVNC podría dejarlas F/S.

® Desafío de mejorar flexibilidad vs cumplimiento norma ambiental


Sistema de control automático de generación

Control de frecuencia Control de

interconexiones

Mediante unidades pre-definidas para el ejercer el Control Secundario de Frecuencias


Sistema SGER (gestión de previsiones de ERNC y demandas)


Sistema SGER (gestión de previsiones de ERNC y demandas)


AGENDA

Contexto

Desafíos del coordinador – Operador de Mercado


Conclusiones

Contexto - Función Operador de Mercado

I

O

E

P

Foco operación económica y comercial (transferencias)

Empresas Generadoras se someten a la coordinación y decisiones de operación que establece el CDEC

No existe autodespacho o modelo en que el generador decide su operación

Mercado Spot sólo participan generadores

Mismas reglas para todos


CDEC

Mercado

SPOT

Existencia de contratos bilaterales financieros no físicos

No implican generación forzada

Compañía de Distribución

Mercado de

Contratos Bilaterale

s Financiero

s

Coordinador realiza pre-despacho


Aparición de nuevas proyectos que aportan flexibilidad al sistema para los cuales no hay tratamiento específico:

Medios de almacenamiento (baterías) asociados a proyectos ERNC (solares).

Sistemas híbridos gas natural y energía solar.

Central de bombeo: inyección y retiro de energía cuya operación debe ser establecida por el coordinador.

Oportunidades de gestión de demanda, sin mecanismo explícito de tratamiento.

AGENDA

Contexto

Desafíos de coordinación – Operador de Mercado


Conclusiones

Aspectos regulatorios a abordar Niveles de integración importantes requieren anticipar exigencias

técnicas para nuevos proyectos, conforme a características del sistema.

Normativa debiera tender a establecer capacidades (diseño) – no sintonía o ajustes precisos los que deben ser resultado de estudios dada la dinámica del sistema. (compatibilidad con EDAC - EDAG - Reservas, etc.).

Exigencias de diseño:® Soportar eventos de cortocircuito/caídas críticas de tensión.® Desempeño antes incursiones de frecuencia.® Aporte de potencia actica y reactiva (SSCC).® Tiempo en que deben permanecer conectados post falla. ® Emular inercia.® Precisión en los modelos que representan la operación. ® Monitoreo y calidad de señales meteorológicas.

Sistema WAM

Implementadas este año

Utilidades más importantes• Análisis rápido y detallado de fallas • Monitoreo del sistema de transmisión• Monitoreo de comportamiento del sistema


Aspectos regulatorios a abordar Tratamientos específicos que incentiven el desarrollo de nuevas

tecnologías y acciones operativas que aporten a una mayor flexibilidad del sistema.

Revisar tratamiento a nuevos proyectos que incluyen medios de almacenamiento.

Mecanismo de remuneración que reconozca el mayor régimen operativo de las unidades flexibles, como un servicio, que evite que estas unidades queden fuera del despacho económico por incremento de su CVNC.

Revisar consistencia entre RCA y DS 13, y evaluar los efectos sobre la flexibilidad del parque generador vs mayor integración ERNC.

Crear mecanismos de premios/penalizaciones que incentiven mejoras en las predicciones del recurso ERNC y de la demanda.

AGENDA

Contexto

Desafíos de coordinación – Operador de Mercado


Conclusiones

Chile ha aprovechado la experiencia internacional permitiendo una integración ERNC armónica, respetando las características del mercado eléctrico nacional.

Se requiere seguir avanzado en el marco regulatorio atendiendo en forma anticipada, los aspectos que no se abordan explícitamente de manera de entregar señales claras a los desarrolladores más innovadores.

La incorporación de nuevas exigencias a la NTSyCS debiera explícitamente indicar su tratamiento respecto al régimen de los SSCC.

Existe espacio para plantear propuestas, buscar soluciones y abordar los aspectos que no tienen un tratamiento explícito en la normativa actual.

Conclusiones

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Patricio Valenzuela Octubre 2015

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