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 ADAPTÁNDOSE AL MAYOR APORTE ERNC PROYECTOS Y CONEXIONES RESUMEN
MW SOLAR Y EÓLICO EN SUDAMÉRICA 160.000 140.000 120.000 100.000 80.000 60.000 40.000 20.000 0 Capacidad Instalada Demanda Máxima Brasil Argentina Chile Paraguay Perú Ecuador Uruguay Bolivia 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% 3
SOLAR Y EÓLICO EN SUDAMÉRICA Ecuador Brasil Hidro Eólico Solar Térmico Perú Paraguay Bolivia Uruguay Argentina Chile 4
PRINCIPALES SISTEMAS INTERCONECTADOS DE CHILE 50,9% SING 15,4% SIC 2,6% 40,5% 35,3% 16,8% 2,2% 2,2% 0,2% 0,4% 8,8% 16,0% 3,6% 5,1% Potencia Bruta Instalada: 4.162 MW Hidroeléctrica Eólico Solar Carbón Gas Natural Derivados Petróleo Cogeneración Potencia Bruta Instalada: 16.112 MW Hidroeléctrica Eólico Solar Carbón Gas Natural Derivados Petróleo Biomasa
MW CARACTERÍSTICAS DE LA CAPACIDAD INSTALADA EN EL SIC 6.000 Termoeléctrica Hidroeléctrica Eólica Solar 5.000 4.000 Potencia Bruta Instalada: 16.112 MW 3.000 2.000 570 MW 1.000 0 II III IV V XIII VI VII VIII IX XIV X 98% de la capacidad instalada en centrales solares se ubica en la III Región 98% 75% 75% de la capacidad instalada en centrales eólicas se ubica en la IV Región de Coquimbo 18% 18% de la capacidad instalada del SIC corresponde a hidroelectricidad ubicada en la VIII Región. Centrales térmicas se ubican principalmente en las III, V y XIII Regiones. 6
MW PROYECTOS EN CONSTRUCCIÓN 2016 600 Termoeléctrica Hidroeléctrica Eólica Solar 500 400 300 200 100 Potencia Bruta Instalada considerando proyectos en construcción: 17.045 MW Proyectos en construcción: 933 MW 0 II III IV V XIII VI VII VIII IX XIV X 591 MW solares adicionales 75% en la III Región *Según Catastro de Nuevos Proyectos Abril 2016. No considera PMGD. Incluye proyectos con fecha de puesta en servicio hasta el año 2021. 7
MW CATASTRO DE NUEVOS PROYECTOS 3.000 Termoeléctrica Hidroeléctrica Eólica Solar 2.500 2.000 1.500 1.000 500 Potencia Bruta Instalada considerando proyectos en catastro : 24.711 MW Totalidad de proyectos en catastro: 7.666 MW 0 II III IV V XIII VI VII VIII IX XIV X Proyectos en construcción muestran 75% un incremento de 2418 MW de centrales solares en el norte del SIC 771 MW en la zona central Se proyectan cerca de 1000 MW eólicos en el sur del SIC *Según Catastro de Nuevos Proyectos Abril 2016. No considera PMGD. Incluye proyectos con fecha de puesta en servicio hasta el año 2021. 8
CRECIMIENTO DEL APORTE ERNC EN EL SIC 1.479 MW 2.125 MW ERNC acreditado calculado de acuerdo a la terminología asociada a la aplicación de la Ley Nº 20.257. 835 MW 88 MW 378 MW 259 MW 171 MW 630 MW 482 MW 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Centrales ERNC Centrales ERNC Acumulado 9
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USD/MWh 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 80 70 60 Costos Marginales 12 de abril de 2016 50 40 30 20 10 0-10 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Hora Zona Centro (A. JAHUEL 220 kv) Zona Norte (P.AZUCAR 220 kv) Zona Norte (D.ALMAGRO 220 kv) 11
REDUCCIONES DE GENERACIÓN ERNC CENTRO DE DESPACHO DE ERNC Se incluyen reducciones San Andrés-Cardones 12
REDUCCIONES DE GENERACIÓN SOLAR Y EÓLICA Fuente: Panel de Control de Desempeño Febrero 2016 (www.cdecsic.cl) 13
SITUACIÓN ACTUAL 1 año 2 años 3 años 4 años 5 años 6 años Solar Eólica Térmica Hidráulica Transmisión Troncal Proyectos de transmisión llegan mas tarde que la entrada de centrales ERNC 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. 14
PRONÓSTICO PRONÓSTICO PRONÓSTICO PRONÓSTICO MÉRITO DE PREDICCIONES EÓLICAS 8 7 6 5 4 3 Pronóstico empresa con horizonte de 1 hora Para el corto plazo (1 a 3 horas) el pronóstico por persistencia es mejor que el pronóstico entregado por las empresas. 8 7 6 5 4 3 Pronóstico empresa por el programa diario 2 2 1 1 0 REAL 12 10 8 6 4 2 Pronóstico por persistencia con horizonte de 1 hora Con respecto al programa diario, es mejor utilizar la información entregada por el operador que usar pronóstico por persistencia (copiar el día anterior). 10 8 6 4 2 0 REAL Pronóstico por persistencia diaria para el programa diario 12 0 0 2 4 6 8 10 12 REAL 0 0 2 4 6 8 10 12 REAL 15
MÉRITO DE PREDICCIONES SOLARES La variabilidad del recurso eólico en ventanas de tiempo largas (desde un par de horas hasta varios días) lleva a que la predicción por persistencia no sea recomendable. En general el pronóstico agregado presenta mejores indicadores que los pronósticos de cada central individualmente. Fuente: El mérito de cada pronóstico se realiza en base al cálculo del índice de desempeño RECMN y la siguiente fórmula: Mérito = RECMN persd RECMN empresa RECMN persd 100% 16
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ADAPTÁNDOSE AL MAYOR APORTE ERNC 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 für Internationale Zusammenarbeit 18
AUTOMATISMO ZONA NORTE Fase 1 (implementada): Automatismo limita la sobrecarga de la línea Maitencillo Nogales 220 kv y permite una transferencia de 240 MW. Automatismo Fase 1 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: Convencional: 1.576 MW ERNC: 692 MW 240 MW 800 MW Eólicos Solares Convencionales (Guacolda)
AUTOMATISMO ZONA NORTE Fase 1 (implementada): Automatismo limita la sobrecarga de la línea Maitencillo Nogales 220 kv y permite una transferencia de 240 MW. Automatismo Fase 3 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: Convencional: 1.851 MW ERNC: 1.329W 380 MW 800 MW Eólicos Solares Convencionales (Guacolda)
AUTOMATISMO ZONA NORTE 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. Nota: Estimación representada como promedio de bloques de 8 horas. 21
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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. 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. 23
SOLICITUDES DE PUNTO DE CONEXIÓN 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. 24
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. 25
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RESUMEN 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. 27
Gracias @CDECSIC www.cdecsic.cl