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EXPERIENCIA EN EL SIC EN LA CONEXIÓN Y OPERACIÓN DE CENTRALES ERNC

Andrés Salgado R.Director Técnico Ejecutivo CDEC SIC

Santiago, lunes 18 de abril de 2016

CONTENIDO

INTRODUCCIÓN

SITUACIÓN ACTUAL

RESUMEN

PROYECTOS Y CONEXIONES

ADAPTÁNDOSE AL MAYOR APORTE ERNC

0

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.000

140.000

160.000

Brasil Argentina Chile Paraguay Perú Ecuador Uruguay Bolivia

MW

Capacidad Instalada Demanda Máxima

SOLAR Y EÓLICO EN SUDAMÉRICA

3

Brasil Argentina Chile Paraguay Perú Ecuador Uruguay Bolivia

% Eólico + Solar 6,0% 0,6% 7,7% 0,0% 3,0% 0,0% 22,7% 0,2%

SOLAR Y EÓLICO EN SUDAMÉRICA

4

Hidro

Eólico

Solar

Térmico

Perú

Bolivia

Argentina

Uruguay

Paraguay

BrasilEcuador

Chile

0,2%

2,2%

2,2%

50,9%

35,3%

8,8%0,4%

SING

Hidroeléctrica Eólico Solar

Carbón Gas Natural Derivados Petróleo

Cogeneración

Potencia Bruta Instalada: 4.162 MW

40,5%

5,1%3,6%

16,0%

16,8%

15,4%2,6%

SIC

Hidroeléctrica Eólico SolarCarbón Gas Natural Derivados PetróleoBiomasa

Potencia Bruta Instalada: 16.112 MW

PRINCIPALES SISTEMAS INTERCONECTADOS DE CHILE

CARACTERÍSTICAS DE LA CAPACIDAD INSTALADA EN EL SIC

6

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

II III IV V XIII VI VII VIII IX XIV X

570 MW

MW

Termoeléctrica Hidroeléctrica Eólica Solar

18%

18% de la capacidad instalada del SIC corresponde a hidroelectricidad ubicada en la VIII Región.

98%98% de la capacidad instalada en centrales solares se ubica en la III Región

75%75% de la capacidad instalada en centrales eólicas se ubica en la IV Región de Coquimbo

Potencia Bruta Instalada:

16.112 MW

Centrales térmicas se ubican principalmente en las III, V y XIII Regiones.

PROYECTOS EN CONSTRUCCIÓN2016

7

0

100

200

300

400

500

600


MW


75%591 MW solares adicionales en la III Región

Proyectos en construcción:

933 MW

Potencia Bruta Instalada considerando proyectos en construcción:

17.045 MW

*Según Catastro de Nuevos Proyectos Abril 2016. No considera PMGD. Incluye proyectos con fecha de puesta en servicio hasta el año 2021.

CATASTRO DE NUEVOS PROYECTOS

8

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000


MW


75%Proyectos en construcción muestran un incremento de 2418 MW de centrales solares en el norte del SIC

*Según Catastro de Nuevos Proyectos Abril 2016. No considera PMGD. Incluye proyectos con fecha de puesta en servicio hasta el año 2021.

Totalidad de proyectos en catastro:

7.666 MW

Potencia Bruta Instalada considerando proyectos en catastro :

24.711 MW

Se proyectan cerca de 1000 MW eólicos en el sur del SIC

771 MW en la zona central

CRECIMIENTO DEL APORTE ERNC EN EL SIC

9

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

88 MW171 MW

259 MW378 MW

482 MW630 MW

835 MW

1.479 MW

2.125 MW

Centrales ERNC Centrales ERNC Acumulado

ERNC acreditado calculado de acuerdo a la terminología asociada a la aplicación de la Ley Nº 20.257.

CONTENIDO

10

SITUACIÓN ACTUAL

RESUMEN



INTRODUCCIÓN

CARACTERÍSTICAS DE LA OPERACIÓN DE ERNC EN EL SIC

• Limitaciones en la transmisión

• Reducciones de generación solar y eólica

• Desafíos del pronóstico de los recursos solares y eólicos

11

-10

0

10

20

30

40

50

60

70

80

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

USD

/MW

h

Hora

Zona Centro (A. JAHUEL 220 kV) Zona Norte (D.ALMAGRO 220 kV)

Zona Norte (P.AZUCAR 220 kV)

Costos Marginales 12 de abril de 2016

REDUCCIONES DE GENERACIÓN ERNCCENTRO DE DESPACHO DE ERNC

12Se incluyen reducciones San Andrés-Cardones

REDUCCIONES DE GENERACIÓN SOLAR Y EÓLICA

13Fuente: Panel de Control de Desempeño Febrero 2016 (www.cdecsic.cl)

SITUACIÓN ACTUAL

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• Las restricciones de transmisión obedecen al lento desarrollo de estos proyectos.

• Dado el alto componente hidroeléctrico del SIC y su flexibilidad, ha sido posible aumentar la componente ERNC del sistema. Sin embargo, existen problemas en la zona norte debido a restricciones de transmisión y falta de flexibilidad de las centrales convencionales.

• El desarrollo de pronósticos se encuentra en un proceso de constante aprendizaje y se han desarrollado los primeros diagnósticos, que permiten optimizar la operación.

Transmisión Troncal

1 año 2 años 3 años 4 años 5 años 6 años

SolarEólica

TérmicaHidráulica

• Proyectos de transmisión llegan mas tarde que la entrada de centrales ERNC

MÉRITO DE PREDICCIONES EÓLICAS

• Para el corto plazo (1 a 3 horas) el pronóstico por persistencia es mejor que el pronóstico entregado por las empresas.

15

0

1

2

3

4

5

6

7

8

PR

ON

ÓST

ICO

REAL

Pronóstico empresa con horizonte de 1 hora

0

2

4

6

8

10

12

0 2 4 6 8 10 12

PR

ON

ÓST

ICO

REAL

Pronóstico por persistencia con horizonte de 1 hora

0

1

2

3

4

5

6

7

8

PR

ON

ÓST

ICO

REAL

Pronóstico empresa por el programa diario

0

2

4

6

8

10

12

0 2 4 6 8 10 12

PR

ON

ÓST

ICO

REAL

Pronóstico por persistencia diaria para el programa diario

• Con respecto al programa diario, es mejor utilizar la información entregada por el operador que usar pronóstico por persistencia (copiar el día anterior).

MÉRITO DE PREDICCIONES SOLARES

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• La variabilidad del recursoeólico en ventanas de tiempolargas (desde un par de horashasta varios días) lleva a quela predicción por persistenciano sea recomendable.

• En general el pronósticoagregado presenta mejoresindicadores que lospronósticos de cada centralindividualmente.

Fuente: El mérito de cada pronóstico se realiza en base al cálculo del índice de desempeño RECMN y la siguiente fórmula:

𝑀é𝑟𝑖𝑡𝑜 =𝑅𝐸𝐶𝑀𝑁𝑝𝑒𝑟𝑠𝐷 − 𝑅𝐸𝐶𝑀𝑁𝑒𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑎

𝑅𝐸𝐶𝑀𝑁𝑝𝑒𝑟𝑠𝐷∙ 100%

CONTENIDO

17


RESUMEN


INTRODUCCIÓN

SITUACIÓN ACTUAL


18

• Se ha trabajado recogiendo la experiencia internacional en materia de renovables.

• Se ha realizado trabajo conjunto con el Ministerio de Energía, ambos CDEC y GIZ (Sociedad Alemana de Cooperación Internacional):

– Llevar un registro detallado de vertimientos de ERNC.– Aumentar la frecuencia de los pronósticos. Se recomienda cada 15 minutos.– Análisis post-operativo de cada CDEC para el proveedor del servicio.– Redundancia de pronósticos, contratar un proveedor propio.

• Auditoría a Centrales Térmicas 2014-2015-2016.

– Apunta a obtener mayor flexibilidad.

• Automatismo Zona Norte:

– Recomendación nace el año 2013 a partir del “Estudio de Operación de la Zona Norte del SIC en el Período 2014-2017 Resumen y Recomendaciones”.

– Coordinación de convenio entre Guacolda y 20 empresas con ERNC de la Zona Norte.– Implementación de la Fase 3 del Automatismo (EDAG Zona Norte).

GIZ: Deutsche Gesellschaft fürInternationale Zusammenarbeit

AUTOMATISMO ZONA NORTE

Fase 1 (implementada): Automatismo limita la sobrecarga de la línea Maitencillo–Nogales 220 kV y permite una transferencia de 240 MW.

Fase 2 (2015): Aumenta la capacidad operacional de la línea a 380 MW.

Fase 3 (2016): Se agrega la generación ERNC

• Algoritmo reduce generación cuando se produce una sobrecarga en estado normal en alguno de los tramos de 220 KV o cuando hay una falla de uno de los circuitos, desconectando generación de acuerdo a la siguiente prioridad:

Eólicos → Solares → Convencionales (Guacolda)

240 MW

Convencional: 1.576 MWERNC: 692 MW

800 MW

Automatismo Fase 1


Fase 1 (implementada): Automatismo limita la sobrecarga de la línea Maitencillo–Nogales 220 kV y permite una transferencia de 240 MW.

Fase 2 (2015): Aumenta la capacidad operacional de la línea a 380 MW.

Fase 3 (2016): Se agrega la generación ERNC

• Algoritmo reduce generación cuando se produce una sobrecarga en estado normal en alguno de los tramos de 220 KV o cuando hay una falla de uno de los circuitos, desconectando generación de acuerdo a la siguiente prioridad:

Eólicos → Solares → Convencionales (Guacolda)

380 MW

Convencional: 1.851 MWERNC: 1.329W

800 MW

Automatismo Fase 3


21Nota: Estimación representada como promedio de bloques de 8 horas.

• Ahorros estimados para los productores por operación del automatismo durante el 2015: 10,3 Millones de USD.

• 115,6 GWh dejaron de verterse debido a la implementación de este automatismo.

CONTENIDO


RESUMEN

INTRODUCCIÓN

SITUACIÓN ACTUAL


DETERMINACIÓN DE LOS PUNTOS DE CONEXIÓN AL STT

• El alto incremento de proyectos renovables, ha significado un fuerte aumento en las solicitudes de conexión al SIC.

• A partir de las modificaciones normativas del 2014, la decisión de aceptar la conexión de proyectos al Sistema Troncal debe cumplir con tanto con restricciones técnicas como criterios económicos.

• Los CDEC tienen las facultades para evaluar y aprobar cada punto de conexión intermedio en tramos del sistema troncal.

• La metodología establecida y su aplicación a los tramos del SIC deben ser consideradas por los desarrolladores de nuevos proyectos.

23

• La Dirección de Planificación y Desarrollo (DPD) revisa al menos una vez al año los criterios utilizados para la determinación de los Puntos de conexión y desarrolla seminarios técnicos para dar a conocer estos criterios.

SOLICITUDES DE PUNTO DE CONEXIÓN

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• Solicitudes 2015: 12 app

• Solicitudes en lo que va del 2016: 5

• Criterios para la definición de Área de Conexión Óptima:– Criterios económicos: se evalúa el costo que significa la conexión para el

sistema troncal versus el costo que tendría para el desarrollador.

– Criterios de capacidad de transmisión (limitación operativa): la conexión no debe generar reducción de capacidad de transmisión en el tramo

– Posibilidad de desarrollo: se evalúa un punto óptimo para la conexión conjunta de proyectos que estén en Catastro.

• Actualmente, se está trabajando en una metodología para seccionar circuitos en líneas de 500 kV que será incluida en la nueva versión del informe:– Se deben considerar cambios en compensaciones reactivas diseñadas para

líneas del 500 kV sin seccionamientos.Ejemplo de tramo troncal con 7

proyectos catastrados.

OTROS DOCUMENTOS Y ESTUDIOS PARA FACILITAR EL PROCESO DE CONEXIÓN DE NUEVAS INSTALACIONES:

• Otros documentos publicados para facilitar el proceso de conexión de nuevas instalaciones:– Guía de Cálculo de Capacidad Técnica

– Guía de nuevas conexiones.

– Criterios acceso abierto de acceso para el diseño de Subestaciones.

– Guía de Criterios de Diseño de las Nuevas Subestaciones Eléctricas que Seccionan el Sistema de Transmisión Troncal.

– Implementación Plataforma DPD .

• Estudios:

• - Adicionalmente a los estudios realizados a la fecha, se está en etapa de desarrollo de un estudio ampliado de integración de ERNC, post interconexión capacidad, flexibilidad, modos de operación, planificación, variabilidad.

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CONTENIDO

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RESUMEN

NUEVOS PROYECTOS Y CONEXIONES

INTRODUCCIÓN

SITUACIÓN ACTUAL


RESUMEN

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• Chile ha avanzado y avanza fuertemente en una matriz ERNC, principalmente solar y eólica.

• Sin embargo, la velocidad de puesta en servicio de estos proyectos ha ido mas lenta que el desarrollo en transmisión.

• Los actuales desarrollos en transmisión permitirán un mejor aprovechamiento de la generación ERNC.

• Se han implementado automatismos y se trabaja en mejorar los pronósticos eólicos y solares.

• Se crea el Centro de Despacho de Energías Renovables.

• Dada el alto número de proyectos se han implementado criterios de conexión y diseño de subestaciones para conectarse al sistema troncal.

• Adicionalmente, se efectúan reuniones periódicas con desarrolladores para coordinar las diferentes actividades que son exigencias a nuevos proyectos.

• El desafío futuro es juntar las experiencias del SIC y SING en esta materia considerando el proceso de integración e interconexión.

Gracias

@CDECSIC

www.cdecsic.cl

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