12
03/2019

El rol de las ERNC en los planes de expansión de la transmisión

Las tecnologías HVDC y de corriente continua serán fundamentales para abastecer Chile considerando largas distancias. El potencial solar en el norte y eólico en el sur serán claves dentro del proceso, implicando una mayor flexibilidad que se requerirá en las regiones de Antofagasta, Atacama y Biobío.

El 22 de enero de 2019, el Coordinador Eléctrico Nacional envió a la CNE su propuesta anual de expansión de los sistemas de transmisión, atendiendo a lo establecido en el artículo 91° de la Ley General de Servicios Eléctricos.

En el estudio se estableció una división de seis zonas geográficas para el análisis. En cada una de estas se realizó una simulación mediante software que contempló las instalaciones y zonas que deben revisarse para efectos de proponer eventuales expansiones de la transmisión. Se consideró un horizonte de 20 años, junto con la variabilidad hidrológica, eólica y solar.

Las zonas geográficas a analizar fueron los siguientes:

- Norte Grande
- Diego de Almagro–Quillota
- Quinta Región
- Región Metropolitana
- Alto Jahuel – Charrúa
- Charrúa – Chiloé

Ramón Galaz, director de Valgesta Energía, asegura a ELECTRICIDAD que las zonas con mayor requerimiento de capacidad de transmisión, en los próximos años, se localizan tanto en el norte como en el sur del país.

Las zonas clave

Galaz destaca que “las regiones de Antofagasta y Atacama cuentan con un gran potencial de generación solar y, por ende, se espera que a futuro se instale una considerable cantidad de centrales solares que requerirán de un sistema de transmisión más robusto para evacuar su producción de energía”.

Además agrega que la zona sur del país, especialmente entre las regiones del Biobío y Los Lagos, es un territorio con un gran potencial hídrico y principalmente eólico, lo que también requerirá de una capacidad de transmisión más robusta en el corto y mediano plazo.

En cuanto a los requerimientos de demanda energética, la Región de Antofagasta y Biobío destacan con una demanda estimada para 2028 de 23.061 GWh y 8.369 respectivamente de acuerdo con datos de la Comisión Nacional de Energía (CNE).

En el caso de las Energías Renovables no Convencionales (ERNC), según datos de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera), las regiones de Atacama y Antofagasta llevan la delantera con 1.210 MW y 1.207 MW de capacidad instalada de ERNC, respectivamente. Le sigue la Región Metropolitana con 366 MW y la Región del Biobío con 304 MW de capacidad instalada.

La incidencia técnica de las ERNC en el plan de expansión de la transmisión

En lo que respecta la robustez que podría requerir el sistema, el gerente de Planificación de la Transmisión del Coordinador Eléctrico Nacional, Juan Carlos Araneda, explica a este medio que las ERNC “representan un conjunto de centrales generadoras que gatillan expansiones del sistema de transmisión, dado que son fuentes de energía de bajo costo y, en general, su inyección aumenta los flujos por las redes”.

El gerente de Planificación de la Transmisión agrega que dada la diversidad de zonas donde se encuentran los distintos proyectos, se afecta tanto al sistema de transmisión nacional y a los sistemas de transmisión zonales, dependiendo de la potencia instalada ERNC de cada zona.

Un ejemplo de esta integración detallada por Araneda, es la propuesta del proyecto HVDC Kimal-Lo Aguirre, desde el norte grande hacia la Región Metropolitana considerando la agregación de múltiples proyectos ERNC que se conectarán en el sistema en los próximos años.

El 11 de enero de 2019 la CNE emitió la Resolución Exenta N°14 que aprueba el Informe Técnico Final y Plan de Expansión Anual de la Transmisión correspondiente a 2018, que con una visión de largo plazo, propone nuevamente la línea de transmisión HVDC Kimal Lo Aguirre de al menos 2.000 MW y 1.500 kilómetros de extensión.

Alternativas en la transmisión

Por otra parte una decisión que debe considerarse para la flexibilidad es la tecnología eléctrica que se utilizará en las líneas de transmisión, vale decir, si se utilizarán líneas de corriente alterna o de corriente continua.

De acuerdo con María Isabel González, ambas tecnologías permiten robustecer el sistema de transmisión. Por un lado, las líneas en corriente alterna son mayormente utilizadas en distancias no muy largas y que requieren ser seccionadas para la conexión de centrales y clientes.En ese contexto,cuando se requiere unir eléctricamente dos puntos distantes minimizando pérdidas en transmisión y manteniendo estabilidad entre los sistemas se prefiere sistemas en corriente continua.

Por su parte, Ramón Galaz de Valgesta explica a ELECTRICIDAD, que los voltajes normalmente utilizados en las instalaciones nacionales para la transmisión corresponden a 220 kV y 500 kV. Sin embargo a futuro la elección dependerá del análisis técnico que defina la mejor solución “costo-eficiente” para el país.

Además, de acuerdo con el experto, existen también las denominadas non-transmission solutions para flexibilizar el sistema. Esto se basa en complementar la transmisión con tecnologías que permitirían sustituir o atrasar la instalación de una nueva capacidad. Entre estas innovaciones se incluyen, por ejemplo los sistemas de almacenamiento, o bien, proyectos de eficiencia energética, respuesta a la demanda, generación distribuida, entre otros.

Plazos a seguir en los planes de expansión de la transmisión

Juan Carlos Araneda, detalla que, luego de la Propuesta de Expansión enviada por el Coordinador a la CNE el 22 de enero pasado, los siguientes pasos culminarán el Proceso de Expansión de la Transmisión 2019:

– Envío de propuestas de las empresas interesadas en promover proyectos de expansión de la transmisión, que tienen hasta el 22 de abril para enviar sus propuestas a la CNE.

– El Coordinador Eléctrico Nacional emitirá un informe complementario a su propuesta, a fines de mayo.

– La CNE tiene hasta fines de octubre para elaborar el Plan de Expansión de la Transmisión Preliminar del proceso 2019.

Fuente: Electricidad

Volver a Noticias