EFECTOS TÉCNICO- ECONÓMICOS DE LA INTEGRACIÓN DE ENERGÍA EÓLICA Y SOLAR EN EL SING: ESCENARIO AÑO 2017

EFECTOS TÉCNICO- ECONÓMICOS DE LA INTEGRACIÓN DE ENERGÍA EÓLICA Y SOLAR EN EL SING: ESCENARIO AÑO 2017 ESTUDIO 2015

CONTROL DE DOCUMENTO REVISADO POR: Nombre Daniel Salazar J. Patricio Valenzuela V. Cargo Director de Operación y Peajes Jefe Departamento de Operación REALIZADO POR: Nombre Juan Avalos V. Ricardo Gálvez C. Cristhoper Leyton R. Felipe Salinas B. Cargo Ingeniero Investigación y Desarrollo Ingeniero Investigación y Desarrollo Ingeniero Investigación y Desarrollo Ingeniero Investigación y Desarrollo 2

CONTENIDO 1. RESUMEN EJECUTIVO 4 1.1 CONTEXTO 4 1.2 OBJETIVO 4 1.3 ALCANCE 4 1.4 RESULTADOS 7 1.5 CONCLUSIONES 10 1.6 RECOMENDACIONES 11 2. ANTECEDENTES 12 2.1 ESTADO ACTUAL 12 2.2 ESCENARIO AL AÑO 2017 13 2.3 DESAFÍOS EN LA INTEGRACIÓN DE ERNC 14 3. METODOLOGÍA 16 3.1 ESCENARIOS 16 3.2 METODOLOGÍA 17 4. RESULTADOS Y ANÁLISIS 20 4.1 RESERVA EN GIRO 20 4.2 PRE-DESPACHO 22 4.2.1 GENERACIÓN POR TECNOLOGÍA 22 4.2.2 PARTIDAS UNIDADES GENERADORAS 23 4.2.3 HORAS OPERACIÓN Y MÍNIMO TÉCNICO 24 4.2.4 RESERVA PRIMARIA 25 4.2.5 RESERVA SECUNDARIA 27 4.2.6 COSTOS DE OPERACIÓN 28 4.2.7 INTERCONEXIÓN SADI 31 4.3 REGULACIÓN PRIMARIA 33 4.4 REGULACIÓN SECUNDARIA 36 5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 40 5.1 CONCLUSIONES 40 5.2 RECOMENDACIONES 41 BIBLIOGRAFÍA 42 6. ANEXO 43 6.1 ESCENARIOS 43 6.2 PERFILES DE GENERACIÓN 48 6.3 RESERVA EN GIRO 56 6.4 PREDESPACHO 58 6.5 REGULACIÓN PRIMARIA 61 6.6 REGULACIÓN SECUNDARIA 63 3

1. RESUMEN EJECUTIVO 1.1 Contexto De acuerdo a la Ley 20.698 Chile tiene como meta producir el 20% de su energía al 2025 a partir de fuentes de energías renovables no convencionales (ERNC). Para el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) esta meta representa un desafío importante pues su matriz energética está compuesta principalmente por generadores a vapor-carbón, unidades poco flexibles para enfrentar demanda o generación variable debido a su bajo rango de regulación, bajas rampas de generación y tiempos de encendido/apagado de larga duración. Además, siendo el SING un sistema mediano y aislado, con consumos eminentemente industriales (90%), actualmente presenta dificultades para realizar un adecuado control de frecuencia, condición que podría empeorar ante una integración importante de ERNC. Si bien, las condiciones actuales de operación podrían imponer limitaciones para integrar montos importantes de ERNC, se visualizan nuevos escenarios de operación en el corto y mediano plazo, como la interconexión con otros sistemas eléctricos y la implementación de un control automático de generación (AGC por sus siglas en inglés), que podrían facilitar la integración de ERNC. 1.2 Objetivo El presente estudio tiene como objetivo evaluar la capacidad del parque generador del SING, previsto al año 2017, para gestionar la variabilidad de la ERNC para montos de integración de energía solar y eólica entre un rango desde 11% a 18% respecto a la energía prevista generar en dicho año, respectivamente. Para estos efectos, se actualiza el estudio Efectos Técnico-Económico de la Integración Eólica y Solar en el SING 2012, teniendo como foco el desempeño en el control de frecuencia, el régimen operativo del parque generador convencional y los costos globales de operación, para un horizonte anual. 1.3 Alcance El presente estudio considera 5 escenarios con participación de generación renovable que abarcan entre 922 y 1452 [MW], considerando un mix de generación de 90% solar - 10% eólico y 70% solar - 30% eólico. En la Tabla 1 se describe la proporción de integración de ERNC en energía y potencia, según tecnología y proporción total de energía respecto a la generación convencional del SING, para los distintos escenarios analizados. Asimismo, para efectos de contar con una línea de comparación se ha incluido un caso base - ficticio - que no considera participación de ERNC en la matriz energética del SING para el año 2017. Escenario Capacidad instalada de ERNC [MW] Capacidad Fotovoltaico [%] Capacidad Termosolar [%] Capacidad Eólica [%] Penetración en energía [%] Máxima penetración instantánea [%] E1 937 78,6 11,7 9,6 11 30 E2 1232 75,6 8,9 15,4 15 40 E3 1452 79,3 7,5 13,1 18 49 E4 922 68,5 0 31,5 13 33 E5 1237 61,8 8,3 29,7 16 41 Tabla 1. Montos de ERNC de escenarios estudiados En cuanto a las interconexiones del SING con otros sistemas eléctricos, teniendo en cuenta los antecedentes disponibles durante el período de desarrollo del presente estudio, entre otros, aspectos técnicos, tecnología, posibles montos de intercambio y plazos de implementación previstos, los escenarios con interconexión evaluados sólo consideran la interconexión con el Sistema Argentino de Interconexión (SADI). Por otro lado, se considera que el control secundario de frecuencia (CSF) es realizado por un AGC, lo 4

anterior en función de los plazos que contempla el trabajo que se encuentra desarrollando el CDEC-SING para dar cumplimiento a las exigencias establecidas en la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NTSyCS) relativas a esta herramienta. Respecto de los análisis realizados, en el presente estudio se evalúan los siguientes aspectos: a) Requerimientos de reserva en giro. b) Efecto en el pre-despacho: costo de operación sistémico y cambios en el régimen operativo de generadores convencionales. c) Influencia en la inercia sistémica y respuesta primaria de frecuencia. d) Análisis de la regulación secundaria de frecuencia. 5

A efectos de observar las diferencias en cuanto al alcance y metodologías, en la Tabla 2 se compara el Estudio ERNC realizado el año 2012 con el actual. Aspecto Estudio ERNC 2012 Estudio ERNC 2015 Horizonte de análisis Año 2014 Año 2017 Pre-despacho Casos particulares Optimización anual Resolución pre-despacho [hora] 1 4 Penetración ERNC evaluada [MW] 150-750 900-1500 Mix ERNC evaluada por tecnología, solar/eólico [%] Número de perfiles de distintas zonas meteorológicas [solar/eólico] Característica de perfiles fotovoltaicos Disponibilidad de combustible Determinación de reserva en giro 0/100; 50/50; 60/40; 100/0 90/10; 70/30 3/2 4/2 Sin seguimiento U16: Disponibilidad de gas sin restricción. CTM3, CC1 y CC2: Disponibles sólo con diesel. Requerimiento mínimo 30 [MW], incrementa reserva en giro sólo para casos más exigentes. Seguimiento en un eje U16, CC1, CC2 y Kelar: Disponibilidad de gas sin restricción. A través de un análisis estadístico de gradientes de demanda neta 1, con horizonte anual, se determina un requerimiento único para cada escenario. Control secundario de frecuencia (CSF) 1) Capacidad del parque convencional de gestionar variabilidad en 24 hr. 2) Modelos dinámicos genéricos de los generadores convencionales. 3) Modelo de AGC simplificado en Matlab. 4) Simulación con AGC sólo en casos más exigentes. 1) Capacidad del parque convencional de gestionar los gradientes más altos de los escenarios en 15 min. 2) Modelos dinámicos específicos de unidades generadoras convencionales (base de datos en DIgSILENT del SING). 3) Modelo de AGC específico desarrollado en DigSilent. 4) Simulación con AGC para todos los escenarios. Control primario de frecuencia (CPF) Fuera del alcance del Estudio Análisis del CPF ante desconexión de unidad generadora para distintos escenarios de integración. Interconexión SING-SADI Efecto cambio régimen operativo Fuera del alcance del Estudio Fuera del alcance del Estudio 1) Pre-despacho: Exportación fija de 250 [MW] y variable de 0 a 250 [MW] correlacionada con la generación fotovoltaica. 2) CPF: Efecto del aumento de inercia y regulación primaria impuesta por el SADI. 3) CSF: Efecto en el CSF y la desviación de intercambios. Análisis del régimen operativo de unidades convencionales en cuanto a colocación, partidas y detenciones. Tabla 2. Comparación Estudio ERNC 2012 - Estudio ERNC 2015 1 Se entiende por demanda neta la diferencia entre la demanda bruta y la generación ERNC sistémica. 6

1.4 Resultados Considerando el escenario de desarrollo previsto al año 2017, teniendo como base la predicción de demanda de largo plazo, la expansión de la transmisión del SING, el desarrollo del parque generador - según lo previsto en [1] - y los montos de integración considerados en cada escenario, se obtuvieron los siguientes resultados: a) La reserva en giro requerida por el sistema aumenta entre 2 y 3 veces, para una integración ERNC de 11% y 18%, respectivamente, con respecto a un caso base sin la participación de estas tecnologías. Sin embargo, en todos los casos estudiados la reserva en giro útil, resultante de los pre-despachos, aumenta en forma natural como consecuencia de las características de los perfiles de demanda neta y las restricciones de tiempos mínimos de operación/detención de las unidades a carbón, lo que se traduce en que la restricción de reserva en giro se activa menos de un 7,4% en el caso más exigente de los escenarios analizados, en cuanto a requerimientos de reserva. Como efecto se evidencia un incremento de las horas de operación a mínimo técnico de estos generadores. Conforme a los resultados obtenidos, los requerimientos de reserva en giro para cubrir la variabilidad del recurso ERNC se prevé no representarían un desafío adicional para planificar y operar el sistema. b) De acuerdo con los escenarios analizados, si bien la reserva primaria e inercia del SING disminuye a media que aumenta la cantidad de ERNC incorporada al sistema, esta disminución resulta marginal para niveles de integración entre un 13% y 18%, ya que, producto de las restricciones operativas del parque generador a carbón -tiempos mínimos de operación y mínimo técnico-, sólo se requiere el retiro de 1 a 3 unidades convencionales, con respecto a un caso base sin ERNC. Por lo tanto, debido a la presencia de un número importante de generadores convencionales, que se mantienen en servicio aún en condiciones de máxima generación ERNC, el SING mantiene un buen desempeño ante una desconexión de una unidad generadora convencional. c) Conforme a los resultados obtenidos de los pre-despachos realizados, el costo medio de operación del sistema resultante, entendido éste como el cociente entre el costo de operación (monto que resulta de valorizar la energía generada por las unidades a su costo variable) y la energía total generada por el sistema en el horizonte anual de evaluación, disminuye en promedio en un rango entre un 12% y 20% para los casos analizados respecto a un caso sin ERNC. Si bien, es esperable que la incorporación de un bloque de energía de bajo costo permita disminuir el costo global de operación resultante del pre-despacho, esta integración modifica el régimen operativo de las unidades convencionales, aumentando el movimiento de unidades y principalmente el número de partidas/detenciones, pudiendo algunas unidades de ciclo de combinado a gas natural tener una partida y detención diaria en los meses de verano para los escenarios de mayor integración. El régimen de partidas/detenciones de los generados a gas natural, fenómeno denominado en la literatura como Cycling, aumenta como resultado de la interacción de los perfiles ERNC estudiados con el parque generador convencional, lo que se traduce en encendidos de estas unidades durante la noche y detenciones durante el día. Este mayor régimen de operación, podría implicar un aumento del Costo Variable No Combustible (CVNC) de estas unidades flexibles, principalmente debido a una menor colocación de energía y en menor grado producto de un aumento del valor presente de los costos de mantenimiento por adelanto de los períodos de mantenimiento en el ciclo operativo. Dicho efecto, se evidenció en la evaluación de un caso ejemplo, tomando como referencia el ciclo combinado con mayor exigencia en cuanto al régimen de partidas y detenciones, para el cual se calculó la actualización del CVNC, según el régimen anual de operación obtenido de las simulaciones y conforme al procedimiento actual y costos de 7

mantenimiento informados a la fecha. En este caso ejemplo, se obtuvo que el CVNC podría aumentar entre 1,6 y 2,8 veces para los distintos escenarios analizados, respecto del caso base sin ERNC. Cabe destacar que la colocación de energía disminuye entre 35% y 63% para los distintos escenarios en contraste con un aumento del valor presente de los costos de mantenimiento que alcanza como máximo un 10% respecto al caso base sin ERNC. Conforme a los resultados obtenidos de este caso ejemplo, el beneficio del costo medio de operación del sistema, obtenido de los predespachos anuales simulados, disminuiría por el efecto de las partidas y detenciones de los generadores convencionales. Por otro lado, el reconocimiento de este mayor costo de operación de las unidades flexibles, vía la actualización e incremento del CVNC, podría dejar fuera del despacho económico a estas unidades, las cuales resultan claves para gestionar grandes bloques de ERNC. d) Considerando las características del SING, la implementación de un AGC es fundamental para cumplir con los estándares de seguridad y calidad de servicio, debido principalmente a la variabilidad de la demanda y restricciones del parque térmico. De igual forma, para los escenarios futuros analizados que consideran una penetración ERNC importante, se producen variaciones de potencia impuestas por el recurso renovable que vuelven impracticable el CSF manual, pues es necesaria la acción conjunta de 2 o más unidades dependiendo del tipo de tecnología consignada a la regulación. Cabe destacar que, aún cuando el AGC mejora significativamente el desempeño del CSF, debido a las características propias de este sistema de control, la tasa de toma de carga conjunta mínima del parque generador consignado al AGC debe ser mayor que la variabilidad de la demanda neta esperada, a efectos de que la frecuencia promedio en 15 minutos se encuentre en la banda de 49,8 50,2 [Hz] luego del comienzo de la rampa. Conforme a esto, la tasa de toma de carga conjunta mínima que deberá implementarse en el SING, dependerá de condiciones esperadas y de los criterios y políticas que establezcan estudios específicos para el diseño de un AGC para el SING, donde se deberá tomar en cuenta las unidades generadoras que podrían ser habilitadas para participar en el AGC. e) Para los escenarios de integración ERNC analizados, la interconexión SING-SADI presenta los siguientes efectos en el SING: i. Al considerar una exportación permanente de 250 MW hacia el SADI, disminuye el número de partidas y detenciones de generadores a gas natural. Sin perjuicio de esto, el número de partidas de unidades a carbón con mayor costo variable de operación, que son menos requeridas ante un escenario sin interconexión, aumenta debido al incremento de demanda que introduce esta exportación. No obstante lo anterior, si se considera un intercambio variable y correlacionado con la inyección de ERNC, las partidas y detenciones, tanto para los generadores a gas natural como a carbón, disminuyen respecto de los casos sin intercambio y con intercambio constante. ii. La interconexión SING-SADI aumenta la inercia y reserva primaria del sistema interconectado en forma importante, lo que permite que el sistema mantenga elevados niveles de seguridad ante los eventos de falla estudiados, lo que se observa como un aumento de la máxima potencia de generación a desconectar sin desconexión de carga. iii. Los desafíos de CSF del SING se transforman en un desafío para el control del intercambio programado para la interconexión, dado que la frecuencia presenta un comportamiento estable dentro de la banda que exigen la NT, condición impuesta por la inercia del SADI; al respecto, la tasa de toma de carga conjunta mínima del AGC, requerida para controlar la interconexión, dependerá de las políticas de operación en cuanto al margen de desviación 8

de flujo aceptable que se establezca para una operación interconectada entre el SING y el SADI. En la Tabla 3 se muestra un resumen con los resultados de los aspectos clave analizados en el presente estudio. En ella se han incorporado los 5 escenarios con el SING aislado y 2 escenarios que contemplan la interconexión con el SADI (con intercambio constante y variable) con la misma capacidad instalada del escenario E1. Los valores entregados en la tabla indican la proporción en que varía cada escenario respecto del caso base sin ERNC, para cada aspecto analizado. En función de lo anterior, se establece un grado de complejidad de cada escenario, el cual refleja qué tan desafiante puede ser la integración ERNC considerada tomando en cuenta los aspectos claves definidos. Aspectos claves Escenario Capacidad instalada de ERNC [MW] Partidas anuales de generadores convencionales Requerimiento de reserva en giro Gradiente de demanda neta Tasa de toma de carga mínima del AGC Costo medio de operación promedio CVNC Potencia Horas a máxima a mínimo técnico desconectar E1 937 2,2 1,9 2,2 2,8 0,9 1,6 1,4 2,7 E2 1232 3,7 2,3 2,8 3,8 0,8 2,2 1,0 3,1 E3 1452 6,6 2,9 3,3 3,8 0,8 2,8 0,9 3,3 E4 922 1,9 1,8 2,1 2,8 0,9 2,5 1,4 2,8 E5 1237 4,6 2,2 2,4 2,8 0,8 2,7 1,0 2,5 Constante 937 2,3 1,9 2,2 1,0 0.9 1,5 2,2 3,1 Variable 937 1,1 1,9 2,2 1,0 0,9 1,5 2,2 2,2 Complejidad global escenario Grado Complejidad Alto Bajo Tabla 3. Resumen de resultados de variables claves respecto del caso base Al respecto, se evidencia que el escenario que posee un menor grado de complejidad es el escenario que considera la interconexión con el SADI con intercambio variable, donde la integración masiva de ERNC no implicaría un aumento significativo de exigencias para la operación del SING e incluso se ve aumentado el margen de seguridad del sistema. En contrapartida, se encuentra el escenario E3 - el de mayor monto de penetración ERNC - con el SING aislado, en el cual las exigencias para la gestión de la operación representan un mayor desafío. 9

1.5 Conclusiones a) Bajo los análisis y resultados obtenidos en el presente estudio, se prevé que el SING es capaz de gestionar montos importantes de ERNC si los supuestos de mejora, en cuanto a flexibilidad y desarrollo de expansión del sistema considerado en el estudio, se concretan en el mediano plazo. Sin embargo, todos los escenarios poseen un grado de complejidad que se incrementa a medida que aumenta la participación de ERNC, por lo que resulta necesario mantener un monitoreo permanente del recurso ERNC y anticiparse a los escenarios futuros a efectos de identificar oportunidades de mejora en cuanto a políticas operativas, herramientas de gestión de la operación y metodologías de predicción. b) La flexibilidad de unidades generadoras, es clave para absorber la variabilidad de la Demanda Neta (Demanda menos ERNC) resultante y permitir una integración ERNC segura y eficiente. En particular la flexibilidad que presentan las turbinas a gas, permiten una complementariedad con el recurso ERNC, toda vez que es posible sacarla fuera de servicio durante el día y despacharlas en la noche. c) Dependiendo de la magnitud del régimen operativo al cual se vean sometidas las tecnologías más flexibles, estas unidades podrían quedar fuera del despacho económico producto de una actualización por aumento del CVNC, que reconozca los efectos de menor colocación y mayor frecuencia de mantenimientos. Conformes a esto, y dada la importancia de contar con estas tecnologías en el despacho, se prevé necesario evaluar mecanismos que permitan reconocer y asignar los costos asociados al régimen de Cycling que se presente en éstas unidades generadoras, evitando incrementar el CVNC y de esta manera asegurar su despacho diario. Una alternativa a evaluar es establecer un Servicio Complementario que remunere este servicio, a efectos de incentivar la flexibilidad del parque generador. d) Si bien, la incorporación de montos importantes de ERNC disminuyen el costo global de operación del SING resultante del pre-despacho, debido a la incorporación de un bloque de energía de bajo costo, este beneficio se vería disminuido producto de los efectos que impone la inyección ERNC en el régimen de mantenimientos de las unidades más flexibles y adicionalmente por una eventual activación de la restricción de tasa de toma y disminución de carga, la que para el caso de mayor integración considerado se activa menos del 11% del tiempo. e) La interconexión con el SADI permitiría aumentar los niveles de seguridad, en particular respecto a la estabilidad de frecuencia. Por otro lado, Un nivel de transferencia dinámica entre SING-SADI que coincida con la variabilidad de la generación ERNC en el SING, permitiría mitigar los efectos operativos que el recurso solar y eólico impone al parque generador convencional del SING. f) Los resultados de este estudio, en cuanto al aporte de la interconexión SING-SADI, podrían ser extrapolables, en cierta medida, en cuanto a aporte inercial y control de variabilidad. Sumado a esto, mantener una interconexión simultánea con el SIC-SING-SADI se prevé mejoraría las condiciones de seguridad vía una complementariedad de dichos sistemas permitiendo gestionar una integración importante de ERNC en el SING. 10

1.6 Recomendaciones A partir de los resultados obtenidos en el presente estudio, se identifican algunas iniciativas y nuevos focos de análisis, que permitan seguir indagando en los efectos de una integración masiva de ERNC en el SING, y de cómo preparar al CDEC para gestionar una operación segura y eficiente ante los nuevos escenarios. Entre los aspectos relevantes se destacan: a) Analizar el efecto en la operación de las desviaciones de generación de centrales ERNC con respecto a su predicción de manera de dimensionar su impacto sobre los requerimientos de reserva. Asimismo, estudiar mecanismos y metodologías para la gestión y corrección de las predicciones de ERNC que envían los Coordinados, a efectos de introducir mejoras vía una predicción sistémica del CDEC-SING, que recoja las condiciones de emplazamiento, distribución y características de todo el recurso ERNC. b) Mejorar las herramientas para la operación, conforme al estado del arte y mejores prácticas, con el objetivo de mantener un monitoreo permanente del comportamiento de la Demanda Neta, y de esta manera corregir desviaciones que se produzcan en la operación en tiempo real. c) En cuanto al AGC, realizar estudios específicos para establecer lógicas de operación y tasas de toma de carga conjuntas mínimas, considerando escenario futuros previstos. Seleccionar unidades generadoras del SING candidatas a ser habilitadas para el CSF y participar en un AGC, de manera de asegurar la existencia de un conjunto de unidades alternativas para lograr las tasas de toma y bajada de carga efectivas mínimas requeridas para gestionar los montos de integración ERNC previstos. Por otro lado, revisar la necesidad de implementar restricciones de tasa mínima de toma y bajada de carga en el pre-despacho, ante montos de integración importante, a efectos de asegurar la presencia de las unidades necesarias para cumplir con la tasa mínima de toma y bajada de carga conjunta del AGC. d) Monitorear el régimen de operación de las unidades convencionales, con el objetivo de identificar eventuales efectos sobre las políticas de mantenimiento y costos asociados. Asimismo, evaluar mecanismos que permitan incentivar la búsqueda de una mayor flexibilidad de las unidades, vía reconocimiento del servicio de Cycling, de manera de garantizar las presencia de unidades flexibles en el despacho. e) Realizar estudios similares de largo plazo, que entreguen señales al desarrollo del sistema de transmisión. 11

2. ANTECEDENTES 2.1 Estado actual Las instalaciones que conforman el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) se ubican en el extremo norte de Chile. Éstas cubren una superficie de 185,142 km 2, equivalente al 24,5% del territorio continental, donde reside un 6,3% de la población del país. La demanda se compone en un 90% de consumo industrial asociado a la gran minería y un 10% residencial. En la Tabla 4 se presentan los principales datos de operación del sistema al año 2014: Variable Valor Capacidad instalada [MW] 4.970 Generación Anual [TWh] 17,67 Demanda máxima bruta 2 [MW] 2.195 Generación máxima bruta [MW] 2.363 Tabla 4. Datos de operación [2] En la Figura 1 se presenta la capacidad instalada por tipo de tecnología a la fecha: Fotovoltaico 0.7% Otros 0.6% Eólico 1.9% Diesel 7.7% Gas natural 44.7% Carbón 44.4% Figura 1. Capacidad instalada actual por tipo de generación En la Figura 1 se observa que el SING es un sistema eléctrico que dispone de recursos de generación en su mayoría térmicos. Sumado a lo anterior, en los últimos años ha existido una escasa disponibilidad de gas natural, lo que ha ocasionado un despacho principalmente a base de centrales vapor-carbón. Este tipo tecnología presentan restricciones operativas que implican una menor flexibilidad del parque generador, 2 La demanda máxima bruta se obtiene como la generación bruta menos los consumos propios de las centrales. 12

debido a que poseen limitados rangos de regulación, bajas tasas de toma y bajada de carga y restricciones de tiempos mínimos de operación/detención elevados. Sumado a lo anterior, existen otras características que imposibilitan contar con un desempeño del control de frecuencia óptimo, como son: una demanda que presenta variaciones importantes en intervalos de tiempo intra-horarios que obedecen a la particularidad industrial-minera y un CSF realizado de forma manual que involucra retardos de comunicación e intervención propias de acciones humanas. En relación con los requerimientos para garantizar una operación segura y eficiente, en el Estudio de Control de Frecuencia y Determinación de Reservas del año 2014 del CDEC-SING [3], se establece lo siguiente: a) El requerimiento de reserva en giro del sistema es de 70 [MW] para subir generación y 116 [MW] para bajar generación. b) El requerimiento de tasa mínima de subida/bajada de carga es de 2,7 [MW/min]. c) El requerimiento de reserva primaria del sistema es de 79 [MW] en contingencia y 24 [MW] en estado normal. Cabe señalar que, estos valores son utilizados actualmente como requerimientos por la DO para realizar la programación de corto plazo (PCP) para el SING, los cuales ingresan como una restricción al problema de optimización. 2.2 Escenario al año 2017 La demanda de energía y potencia utilizada en el presente informe considera como base lo informado por los Clientes del SING y que fue utilizada en el Informe de expansión sistema de transmisión SING [1]. Al respecto, la demanda de potencia máxima y energía al año 2017 corresponde a 2.545 [MW] y 21 [TWh], respectivamente. En anexo, sección 6.1, se muestran las instalaciones consideradas conforme a [1]. Por otro lado, de acuerdo a lo descrito en el informe de Fijación de Precios de Nudo de Octubre de 2014 [4], en la Tabla 5 se muestra los proyectos de generación que entrarían en operación para el año 2017. Proyecto Tipo Potencia [MW] Kelar Ciclo combinado 2TG+1TV 517 Cochrane Vapor carbón 2TV 472 ERNC Fotovoltaico 466 Termosolar 110 Tabla 5. Proyectos de generación 2015-2017 Conforme a lo anterior, en la Figura 2 se presenta la capacidad instalada por tecnología prevista al año 2017. Se observa un aumento en las tecnologías a base de recursos renovables, principalmente en base a generación solar fotovoltaica, mientras que la generación convencional mantiene una proporción similar a la actual entre vapor carbón y gas natural. 13

Termosolar 1.7% Fotovoltaico 7.9% Otros 0.4% Eólico 1.4% Diesel 5.8% Gas natural 41.8% Carbón 40.9% Figura 2. Capacidad instalada proyectada al año 2017 por tipo de tecnología Por otro lado, si se consideran aquellos proyectos de generación renovable informados al CDEC-SING con estudios de evaluación de impacto ambiental (EIA) aprobados, existen cerca de 3.000 [MW] en carpeta de los cuales un 70% son solares fotovoltaicos, el 30% restante en su mayoría corresponden a parques eólicos [5]. Por esta razón, el presente estudio se enfoca en analizar los efectos que podría tener una integración a gran escala de ERNC en el SING, con un desarrollo enfocado principalmente en energía solar fotovoltaica y en menor medida eólica. Por otro lado, además de los cambios en su matriz de generación existen otras modificaciones previstas para el año 2017 que podrían alterar la actual operación del sistema: a) Implementación de un AGC, herramienta clave para mejorar y hacer más eficiente el CSF. De acuerdo a la NTSyCS [6], el CDEC y los Coordinados cuentan con un plazo máximo de 3 años para su implementación a partir de Julio del año 2014, por lo que para el año 2017 se prevé contar con esta herramienta. b) Interconexión con el SADI, a través de la línea existente Andes Salta 345 kv. Cabe señalar que, el SADI es un sistema con un tamaño del orden de 10 veces el tamaño del SING, con una demanda máxima cercana a 24.000 [MW] [7]. 2.3 Desafíos en la integración de ERNC La integración de ERNC a un sistema eléctrico, principalmente las de generación variable como son la eólica y fotovoltaica, poseen ciertas características técnicas que modifican la operación de un sistema eléctrico. La experiencia internacional, muestra que entre estas características se encuentran: variaciones intra-horarias en la generación, gradientes elevados de generación, incertidumbre en la generación prevista, nulo aporte de inercia en el sistema, menor aporte ante bajadas de tensión, entre otros. 14

Considerando estas características, la integración masiva de ERNC ha significado un desafío importante para los operadores de sistemas eléctricos. Cada operador ha estudiado aspectos particulares de interés conforme a la realidad propia del sistema que opera. Sin embargo, existen temáticas que en los últimos años han sido analizadas con mayor atención, entre los cuales se destacan: a) Regulación primaria: efecto en la inercia y reserva primaria del sistema [8]-[9]. b) Regulación secundaria: requerimientos de reserva en giro y manejo de rampas de generación [10]- [11]. c) Efecto en ciclos operativos de las unidades convencionales; costos de mantenimiento y emisiones (Cycling) [12]. d) Capacidad del sistema de transmisión [10]-[11]. e) Integración de predicciones de generación ERNC en el predespacho y en la operación en tiempo real [10]-[11]. f) Estabilidad de voltaje y requerimientos ante huecos de tensión (fault ride trough) [10]. En el presente estudio se analizan aspectos relacionados con los puntos a), b) y c) bajo los siguientes enfoques: a) El SING es un sistema mediano aislado que se caracteriza por tener unidades generadoras de tamaño importante respecto al tamaño del sistema. La integración de ERNC podría reemplazar y retirar unidades generadoras convencionales que aportan inercia y reserva primaria al sistema, disminuyendo el desempeño de la regulación primaria. b) Actualmente, la generación a carbón representa cerca de un 90% de la generación anual. Estas unidades se caracterizan por tener un rango de regulación bajo, donde la mayoría se encuentra cerca de la cota inferior del rango 30-100 MW, lo cual significa que el sistema requiere tener varias unidades despachadas para mantener los requerimientos de reserva en giro. Asimismo, estos generadores comúnmente tienen tasas de subida/bajada de carga bajas, entre 0,75 y 5 MW/min, encontrándose la mayoría de las unidades generadoras en el límite inferior de este rango. Por tanto, la capacidad del sistema para enfrentar rampas de generación variable se encuentra limitada por la baja velocidad de regulación secundaria del parque convencional. c) Por otro lado, dichas unidades a carbón poseen otras restricciones operativas como tiempos mínimos de encendido/apagado, tiempos mínimos de operación (entre 24 y 120 horas de tiempo mínimo de operación/detención) y por lo tanto poseen menos flexibilidad en comparación con unidades de ciclo combinado o hidráulicas. Es por esto que la integración masiva de generación variable en el sistema, podría resultar en un gran número de partidas y detenciones de los generadores más flexibles como ciclos combinados, lo que podría tener un efecto sobre el ciclo de mantenimiento de cada unidad. Conforme a lo anterior, el presente estudio busca evaluar la capacidad del parque convencional del SING previsto al año 2017, para gestionar una integración importante de ERNC, y los efectos sobre la operación del SING y sobre el régimen operativo de dichas unidades. 15

3. METODOLOGÍA En esta sección se describe en términos generales la metodología y consideraciones utilizadas en los distintos análisis. Mayores antecedentes se detallan en el anexo, sección 6. 3.1 Escenarios En la Figura 3 se describen los 5 escenarios establecidos para la evaluación, que representan diferentes desarrollos ERNC para el año 2017. Con el fin de abarcar distintas montos de penetración y matriz energética, los escenarios se definen en función de dos criterios combinados: (i) monto de capacidad ERNC instalada, evaluando 900, 1200 y 1500 [MW]; (ii) por proporción solar/eólico, evaluando 90% Solar, 10% eólico y 70% solar, 30% eólico. Asimismo, a efectos de tener una base de comparación para el resto de los escenarios, se incluye un caso ficticio sin capacidad instalada ERNC (E0). Figura 3. Escenarios a evaluar Estos montos de capacidad ERNC instalada se basan en los proyectos utilizados en la Propuesta de Expansión del Sistema de Transmisión del SING [1], donde las zonas de desarrollo abarcan Pampa Camarones, Pozo Almonte, San Pedro, Crucero, según se describe en un mapa geográfico en anexo sección 6.2 del presente documento. En la Tabla 6 se muestra la potencia instalada en detalle por escenario considerando las centrales actuales ERNC del SING. Cabe señalar que, los escenarios con participación de ERNC se encuentran caracterizados de acuerdo a lo siguiente: a) En términos de la energía entre 11 y 18%: energía anual generada por ERNC vs energía anual generada por el SING. b) En términos de potencia entre 30 y 49%: potencia inyectada ERNC vs potencia generada por el SING, de forma simultánea. El detalle de los proyectos considerados para cada escenario se presenta en el anexo, sección 6.1. 16

Escenario Capacidad instalada (MW) Capacidad Fotovoltaico (%) Capacidad Termosolar (%) Capacidad Eólica (%) Penetración en energía (%) CDEC-SING C0029/2015 Máxima penetración instantánea (%) E0 0 0 0 0 0 0 E1 936,5 78,6 11,7 9,6 11 30 E2 1231,5 75,6 8,9 15,4 15 40 E3 1451,5 79,3 7,5 13,1 18 49 E4 921,5 68,5 0 31,5 13 33 E5 1236,5 61,8 8,3 29,7 16 41 Tabla 6. Capacidad ERNC instalada por escenario 3.2 Metodología Para cada escenario se realizan 4 análisis relacionados con los aspectos mencionados en la sección 2.3: a) Requerimientos de reserva en giro b) Pre-despacho c) Regulación primaria de frecuencia d) Regulación secundaria de frecuencia En primer lugar, se construyen perfiles de generación ERNC para un año con resolución 1 dato/10 min, los cuales son púbicos del Ministerio Energía [13]. Las centrales de generación ERNC de cada escenario se agrupan por zonas geográficas de acuerdo a las zonas con disponibilidad de datos meteorológicos. Es así como, para parques fotovoltaicos se utilizan datos de radiación obtenidos de 4 estaciones meteorológicas, y para generadores eólicos datos de velocidad de viento de 2 estaciones meteorológicas. Estos perfiles del recurso primario se transforman a potencia eléctrica considerando curvas de potencia de un generador solar fotovoltaico con seguimiento en un eje y la curva de una turbina eólica de velocidad variable. El detalle de las zonas y del tratamiento de los perfiles se presenta en el anexo, sección 6.2. Por otro lado, se toma el registro histórico de la demanda del sistema para el año 2013, con resolución de 1 dato/1 min. Esta serie de datos se escala por un factor que representa el aumento proyectado de demanda al año 2017 [1]. Los perfiles de demanda y generación ERNC se restan para obtener una serie de tiempo que corresponde a la demanda neta (net load) que enfrentaría el parque generador convencional. La demanda neta es utilizada para determinar los requerimientos de reserva en giro, mediante la metodología descrita en el anexo, sección 6.3. El resultado de este análisis entrega el monto de reserva secundaria que ingresa como una restricción al pre-despacho, y la velocidad de rampas (o gradiente) a analizar en el estudio de regulación secundaria de frecuencia. Es importante destacar que, dado que los escenarios de integración ERNC presentan una gran proporción de energía solar, la metodología utilizada corresponde a un análisis determinístico, donde sólo se considera la reserva capaz de enfrentar la variabilidad intra-horaria de generación y no se incluye un análisis del efecto de las desviaciones de las predicciones de generación/demanda respecto a las mediciones obtenidas en la realidad, lo que resulta relevante y prioritario analizar ante montos importantes de generación eólica. 17

Para realizar simulaciones de pre-despacho anual se utilizan los perfiles de generación ERNC promediando los datos intra-horarios para obtener la potencia disponible horaria de cada central generadora ERNC. Considerando la demanda proyectada y los perfiles ERNC se realiza una optimización que considera restricciones de transmisión, tiempos mínimos de operación y detención, potencia máxima y mínima, costos de partida y detención, consumos específicos, costos variables no combustibles, requerimiento mínimo de reserva primaria y en giro específica para cada escenario. Todas las simulaciones consideran un programa de mantenimiento mayor de las unidades a gas y carbón de gran tamaño. Más detalles de la modelación se presentan en el anexo, sección 6.4. A partir de la optimización se obtiene: generación por tipo de tecnología, cantidad de partidas y detenciones de generadores convencionales, reserva primaria y en giro disponible, horas de operación y a mínimo técnico anuales, costo de operación y, en caso de existir, vertimiento de generación renovable para cada escenario analizado. Por otra parte, para el escenario E1 se ha simulado una variante que considera la exportación constante de 250 [MW] durante todo el año al SADI y una exportación variable entre 0 y 250 [MW] correlacionada con la generación ERNC, para evaluar la influencia de la interconexión en el régimen operativo en el parque generador del SING. Los resultados del pre-despacho entregan condiciones de operación para los estudios de regulación primaria y secundaria. Para el estudio de regulación primaria se simula para cada escenario una condición de operación tipo, la cual corresponde al momento en que se dispone de mayor cantidad de generación renovable de forma simultánea en el año. Se realizan simulaciones electromecánicas y se observa la respuesta de la frecuencia del sistema ante la desconexión de una unidad de tamaño estándar del SING (150 [MW]). Como indicadores se registra la inercia sistémica, la tasa de cambio de la frecuencia en los primeros instantes posteriores a la falla y la frecuencia mínima post-perturbación. Asimismo, se aumenta el monto de potencia a desconectar y se registra el máximo valor antes que la frecuencia luego de la perturbación incursione a 49 [Hz]. Estos análisis son repetidos para los escenarios con el SING interconectado con el SADI, donde se añade como variable de interés la desviación de potencia a través de la línea que une ambos sistemas. El detalle de la metodología se presenta en el anexo, sección 6.5. El estudio de regulación secundaria consiste en realizar simulaciones de 15 minutos de rampas de demanda neta. En este intervalo de tiempo no existen recursos adicionales a la reserva en giro para el CSF salvo la reserva primaria mínima de 70 [MW] y esquemas de desconexión automática de carga (EDAC), los cuales operan a partir de 49 [Hz] [14]. Dado que en el pre-despacho no se incluye una restricción de velocidad mínima de los generadores a ser despachados, la tasa de toma de carga del AGC depende de las unidades que mantengan reserva en giro. Por esta razón, se simula un AGC con distintas tasas de toma de carga y como resultado se obtiene la frecuencia promedio en 15 minutos. Este análisis se repite para el SING interconectado con el SADI, donde se añade como variable de interés la desviación de potencia a través de la línea que une ambos sistemas. En base a estos resultados se determina la tasa de toma de carga conjunta mínima que debe mantener el AGC para enfrentar cambios en la demanda neta. El detalle de la metodología se presenta en el anexo, sección 6.6. 18

En la Figura 4 se resume la metodología general utilizada: Figura 4. Esquema de metodología utilizada 19

Reserva [MW] CDEC-SING C0029/2015 4. RESULTADOS Y ANÁLISIS En esta sección se presentan los resultados del estudio, los cuales han sido agrupados en los 4 análisis descritos en la sección 3. 4.1 Reserva en giro Con la metodología descrita en el anexo, sección 6.3, se obtienen los requerimientos de reserva en giro por escenario y se presentan en la Tabla 7. Esta misma información es mostrada en la Figura 5 en términos del porcentaje de energía a base de ERNC integrada al sistema. Requerimiento Escenario de Reserva [MW] E0 60 E1 115 E2 140 E3 172 E4 110 E5 130 Tabla 7. Reserva en giro 200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 E3 E2 E5 E1 E4 Caso Base 0 2.5 5 7.5 10 12.5 15 17.5 Energía [%] 90/10 70/30 Figura 5. Reserva en giro v/s energía ERNC Al respecto, se observa que el requerimiento de reserva en giro aumenta a medida que se integra más ERNC al sistema, casi triplicándose respecto del escenario sin renovables al integrar un 18% de generación renovable. Como la variabilidad eólica no está directamente correlacionada con la solar fotovoltaica, la generación eólica compensa parte de la variabilidad solar fotovoltaica, lo que se traduce en un requerimiento menor de reserva en giro en ambos escenarios que tienen mayor participación eólica (E4 y E5) respecto de sus casos con similar penetración ERNC (E1 y E2). Esto no implica que para todo monto de integración eólica se reduzca la variabilidad del sistema, pues esta situación podría invertirse al aumentar la capacidad instalada eólica en relación a la solar. Además del requerimiento de reserva en giro, se estudia la variabilidad de la demanda neta en distintas ventanas de tiempo entre 1 y 15 minutos. Al respecto, la variabilidad en ventanas de tiempo de 1 minuto da cuenta de variaciones rápidas del recurso renovable, mientras que la variabilidad en intervalos de 10 o 15 minutos da cuenta de variaciones sostenidas de la generación ERNC en el rango de tiempo del CSF. Estos resultados son presentados en la Figura 6, en la cual es posible observar que, para todos los escenarios, a medida que se considera ventanas de tiempo más pequeñas se tiene un aumento en la variabilidad de la demanda neta. Desde el punto de vista del control de frecuencia, esta información puede ser interpretada 20