Estudio ERNC Flexibilidad y sistemas de almacenamiento en el Sistema Eléctrico Nacional en el año 2021

01 de diciembre de 2016

Motivación

Estudio previos en CDEC-SING: anticiparse en detección de desafíos y soluciones

Estudio

Máximo monto ERNC evaluado

Año 2014

~750 MW

Dimensión temporal

Estudio 2012

Horizonte

Alcance

AGC Costo de operación

1er Estudio 2015

Año 2017

Reservas y CSF (AGC)

Señales de localización HMT y partidas/ paradas en generadores convencionales

~1500 MW

Interconexiones

Dimensión espacial

Control primario de frecuencia

2do Estudio 2015

Año2018 y 2021

~ 1250 MW (2018) ~ 2000 MW (2021)

Interconexiones

Flexibilidad

Capacidad sistema de transmisión

Control de Tensión

Almacenamiento

Costos marginales

Señal de localización

Motivación

Sistemas de almacenamiento

Hidroembalse

Evolución del sistema eléctrico y nuevas tecnologías

Hidrobombeo

Interconexiones

Flexibilidad Ciclos combinados

Sistemas de baterías

Respuesta de la demanda

Sistema de transmisión

Objetivo general Evaluar la flexibilidad del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) para gestionar niveles de energía anual eólica y solar fotovoltaica de un 13,5 % (cuota Ley 20/25) y 17,6% (+30% cuota Ley 20/25) al año 2021.

Determinando los beneficios y oportunidades de tecnologías de almacenamiento, tales como:  hidro-embalse  hidro-bombeo  sistemas de baterías

Objetivos específicos

 Proponer un modelamiento en PLEXOS® de la zona SEN centro-sur que permita aprovechar la flexibilidad operativa del parque hidráulico existente en la planificación de la operación del SEN.  Proponer un modelamiento para la representación de tecnologías de hidro-bombeo y sistemas de baterías para simulaciones de operación económica y simulaciones eléctricas.  Caracterizar generación de centrales solares FV y eólicas por zona geográfica del SEN.  Evaluación de la flexibilidad del SEN: uso del sistema de transmisión, partidas/paradas y rampas profundas de parque generador hidro-térmico, inercia sistémica y desempeño control de frecuencia ante contingencias.  Identificar oportunidades y desafíos para centrales de hidro-bombeo y sistemas de baterías.

Agenda Modelación del SEN y tecnologías de almacenamiento Perfiles de generación ERNC al año 2021 Metodología y consideraciones

Resultados Conclusiones y recomendaciones

Agenda Modelación del SEN y tecnologías de almacenamiento Perfiles de generación ERNC al año 2021 Metodología y consideraciones

Resultados Conclusiones y recomendaciones

Modelación Sistema Eléctrico Nacional

SING Nva. Crucero Encuentro

Kapatur

Los Changos

Sistema de transmisión, demanda y parque generador

Nva. Crucero Encuentro

Los Changos Cumbre

Diego de Almagro Cumbre

Cardones

Realizada en PLEXOS® en base a información del ITD de abril 2016: • Parque generador (465 elementos): o Potencias mínimas y máximas. o Tiempo mínimos de operación/detención. o CEN, costos combustibles, costos variables y costos de partida o Reservas para control de frecuencia o Programa de mantenimiento • Sistema de transmisión (180 barras) o Modelo simplificado SIC: Circuitos y barras de 500 kV y 220 kV. o Líneas modeladas con parámetros de resistencia y reactancia. o Se incluyen restricciones (N-1) en base a Informe de avance de Expansión Troncal SIC 2016 . • Demanda o Distribuida por barras. o Proyección conjunta CDEC-SING y CDEC SIC. Crecimiento anual promedio 2016-2021:~ 3,7%.

Carrera Pinto

Maitencillo

Cardones Maitencillo

Pan de azúcar

Punta Colorada Pan de azúcar Las Palmas Los Vilos Nogales

Polpaico San Luis El Salto Lampa

Agua Santa

Cerro Navia Rapel

Melipilla Lo Aguirre

Chena

Las Vegas Los Almendros

El Rodeo

Alto Jahuel

Candelaria

Ancoa

Itahue Nueva Charrua Charrua

Temuco Cautín

Ciruelos

No se considera interconexión SING-SADI

Maipo

Colbun

Valdivia

•

Quillota

Pichirropulli

Pichirrahue Rahue Puerto Montt

Modelación Sistema Eléctrico Nacional Cuencas y caudales del parque hidro-embalse Boc_CanalAltoPolcura

o Conectividad hidráulica modelada y los caudales utilizados consideran la información del ITD de abril 2016.

Filt_Laja

LagoLaja

LagoLaja_ECO Abanico

LagoLaja_Eco_Riego_Toro

o Modelación realizada a partir de modelo utilizado por CDEC-SING para análisis de la planificación de la transmisión en PLEXOS®. En este estudio el modelo se adaptó para simulaciones de pre-despacho.

o Se modelaron las siguientes cuencas: • Rapel • Maule • Laja • Bío-Bío • Canutillar

~ Boc_Polcura

~

Aba nico Boc_Laja

El Toro

PozaPolcura

~

Antuco

Riego_A_Rucue

RiegoTucapel

Boc_Laja_Rucue

Boc_Rucue

Riego_D_Rucue Rucue

Qui l leco

~

Rucue Quilleco

~

Modelación Sistema Eléctrico Nacional Sistemas de almacenamiento Hidro-bombeo Reservorio Superior

Motor/Generador

Red Eléctrica Reservorio Inferior

Modo Bombeo Modo Turbina Flujo de Potencia Flujo de Agua

Sistema de baterías

Bombeo/Turbina

-Volumen máximo -Volumen mínimo -Volumen inicial -Valor del agua -Máximo vertimiento -Nivel objetivo del embalse

- Potencia máxima de bombeo - Eficiencia de bombeo - Potencia máxima de generación - Número de unidades generación/bombeo - Potencia mínima de generación - Parámetros típicos de centrales en PLEXOS (rampas de generación, tiempos mínimos de encendido y apagado, etc.)

-Volumen máximo -Volumen mínimo -Volumen inicial -Valor del agua -Máximo vertimiento -Nivel objetivo del embalse

Variables resultantes - Flujo entrante en cada período - Flujo saliente en cada período - Volumen de almacenamiento al final de cada período - Precio sombra del agua almacenada en el reservorio

- Potencias de generación en cada período - Potencias de bombeo en cada período - Estado de encendido y apagado

Pnom

fmedida

Parámetros técnicos de entrada

+ fref=50 Hz

Δf

Banda muerta de operación -0,3 Hz

Ajuste parámetros para activar respuesta rápida

< 0,5 segundos - Flujo entrante en cada período - Flujo saliente en cada período - Volumen de almacenamiento al final de cada período - Precio sombra del agua almacenada en el reservorio

Agenda Modelación del SEN y tecnologías de almacenamiento Perfiles de generación ERNC al año 2021 Metodología y consideraciones

Resultados Conclusiones y recomendaciones

Escenarios de integración ERNC Capacidad instalada, tecnología y punto de conexión en base a proyectados declarados en construcción, según Resol. Ex. N°315 de abril de 2016.

Año 2021

Escenario Ley ERNC

Escenario Ley ERNC + 30%

(13,5% - 3679 MW )

(17,55% - 4869 MW) • 1728 MW actual • 3543 MW adicionales

• 1728 MW actual • 2246 MW adicionales:

SING = 984+421 MW SIC = 1262+326 MW Plan de obras = 550 MW

SING = 984 MW SIC = 1262 MW

Escenario Ley ERNC

Ley ERNC+30%

Capacidad instalada ERNC

Capacidad instalada Solar FV

Capacidad instalada Eólica

MW

MW

MW

3679 4869

2343 3533

1336 1336

Energía anual % Demanda 13,5

17,6

Máxima penetración instantánea MW

% Demanda

3035 4122

31 42

Perfiles de generación solar FV y eólico Total ERNC 120

45

40

100

Time %

80

30 25

60

20

40

15

Capacity factor %

35 Time (75% - 100%) rated output Time (25% - 75%) rated output Time (0% - 25%) rated output

10

20

5

0

Capacity factor

Dic

Nov

Oct

Sep

Ago

Jul

Jun

May

Abr

Mar

Feb

Ene

0

Month

Perfiles horarios de generación ERNC: Eólico: • En centrales en operación: Datos reales. • En proyectos en construcción o ficticios: Datos del Explorador Eólico (U., de Chile, GIZ y Ministerio Energía). Solares FV: • Mediciones del Ministerio de Energía de 3 zonas en el SING y 2 zonas en el SIC. Considera seguimiento en 1 eje.

Perfil horario Demanda Neta (DBruta – GenERNC) Día de verano 10.700 MW

3.600 MW Rampa aumenta de 13,5 MW/min (Ley ERNC) a 15 MW/min (Ley ERNC+30%)

Rampa aumenta

de 8,7 MW/min

En 2 horas la Dda. Neta aumenta de 1.200 MW (Ley ERNC) a 1.500 MW (Ley ERNC+30%)

(Ley ERNC) a 13,5 MW/min (Ley ERNC+30%)

En 2 hrs. La Dda. Neta disminuye: de 800 MW (Ley ERNC) a 1.200 MW (Ley ERNC+30%)

7400 MW

Agenda Modelación del SEN y tecnologías de almacenamiento Perfiles de generación ERNC al año 2021 Metodología y consideraciones

Resultados Conclusiones y recomendaciones

Metodología general

Simulaciones operación económica La simulación de pre-despacho para cada hidrología, el sistema es optimizado en dos etapas: Trayectoria de cotas de embalses que minimiza el costo de operación del SEN Primera Etapa - Curva de duración diaria de tres bloques - Paso anual

Segunda Etapa - Cronológico con resolución horaria - Paso de cuatro días - Target de cotas obtenidas de la primera Etapa

 Parámetros técnicos del parque generador (potencia máxima, potencia de mínimo técnico, tiempo mínimo de operación y detención), sistema de transmisión y demanda.  Restricciones de seguridad del sistema:  Reserva primaria y secundaria para control de frecuencia.  Criterio N-1 en sistema de transmisión.

Simulaciones operación económica Se utiliza una hidrología representativa de una condición húmeda, media y seca para las simulaciones de pre-despacho. 140.000

Año 2002 120.000

Volumnes Cuadal

100.000

Año 1989

80.000

Año 1968 60.000

40.000

20.000

0 13 21 6 23 38 42 34 27 43 46 47 33 22 32 20 19 18 41 36 28 35 49 16 7 10 25 2 4 12 44 50 26 15 24 31 45 14 1 55 11 8 52 5 29 53 40 30 54 17 37 3 51 48 9 39

Simulaciones eléctricas Reserva Zona Norte (RN)

SEN Norte

76 52

134

52

52

66 31

66

Chacaya

Reserva Distribuida (RX)

102

Crucero

Los Changos

Reserva Zona Sur (RS)

Nueva Cardones

Nueva Maitencillo

SEN Centro

72

Polpaico Alto Jahuel

52

Rapel

153

Ancoa Charrúa

26

109

68 55

SEN Sur Puerto Montt

60

52

Escenarios y casos de estudio Simulaciones de pre-despacho HH

Caso LEY ERNC

HM HS

Horizonte anual

HH

Caso LEY ERNC +30%

HM

HS

Efectos en costos de operación ante disminución de reserva primaria en un 20, 35 y 50% HH

Horizonte mensual

Caso LEY ERNC

HS

- Evaluación de centrales de hidro-bombeo - Sensibilidad precio GNL - Sensibilidad parámetros técnicos parque térmico

Escenarios y casos de estudio Simulaciones eléctricas Escenario

Condición de operación

Casos de estudio (Localización de reserva) Reserva en SEN norte (RN)

Flujo SEN norte  centro ~1500 MW

Reserva en SEN sur (RS) Reserva distribuida en el SEN (RX)

Demanda neta mínima (Gx ERNC: 2860 MW)

Cumplimiento Ley ERNC al año 2021 Demanda neta alta (Gx ERNC: 385 MW)

Flujo SEN centro  norte ~1000 MW

Reserva distribuida en el SEN (RX)

Flujo SEN centro  norte ~1000 MW

Reserva en SEN sur (RS)

Agenda Modelación del SEN y tecnologías de almacenamiento Perfiles de generación ERNC al año 2021 Metodología y consideraciones

Resultados Conclusiones y recomendaciones

Pre-despacho anual: colocación de energía por tecnología Ley ERNC+30%

Hidrología húmeda

Hidrología media 4% 4%1%

4% 4%0%

12%

12%

35% 41%

60% Energía renovable

24%

53% Energía renovable

22%

1% 15%

20%

Carbón

GNL

Embalse

Pasada

Solar

Eólica

Diesel

Carbón

Otros

GNL

Embalse

Pasada

1%

Solar

Eólica

Hidrología seca 2% 5% 4% 12% 44%

19%

Carbón

GNL

Embalse

46% Energía renovable 11%

3%

Pasada

Solar

Eólica

Diesel

Otros

Diesel

Otros

Pre-despacho anual: dirección flujos por sistema de transmisión

Pre-despacho anual: uso del sistema de transmisión

Pre-despacho anual: uso del sistema de transmisión

Pre-despacho anual: uso del sistema de transmisión Ley ERNC

Líneas de 220kV

Ley ERNC +30%

Pre-despacho anual: partidas/paradas parque generador 1400 1200 Número

1000 800

600 400

200 0 Partidas

Partidas

Partidas

Partidas

Partidas

Partidas

LEY ERNC

LEY ERNC+30%

LEY ERNC

LEY ERNC+30%

LEY ERNC

LEY ERNC+30%

HH

HM Zona norte

Zona centro

HS Zona sur

Pre-despacho anual: partidas/paradas parque generador Carbón

GNL

400

400

350

350

300

300

250

250

200

200

150

150

100

100

50

50

0

0 Partidas

Partidas

Partidas

Partidas

Partidas

Partidas

Partidas

Partidas

Partidas

Partidas

Partidas

Partidas

LEY ERNC

LEY ERNC+30%

LEY ERNC

LEY ERNC+30%

LEY ERNC

LEY ERNC+30%

LEY ERNC

LEY ERNC+30%

LEY ERNC

LEY ERNC+30%

LEY ERNC

LEY ERNC+30%

HH

HM Máximo

HH

HS

HM Máximo

Promedio

Hidro-embalse 1200 1000 800 600 400 200 0 Partidas Ley ERNC

Partidas Ley ERNC+30%

Partidas Ley ERNC

HH

Partidas Ley ERNC+30%

HM Máximo

Promedio

Partidas Ley ERNC

Partidas Ley ERNC+30%

HS

Promedio

HS

Pre-despacho anual: partidas/paradas parque generador Agrupación horaria de cantidad partidas/paradas anuales, Escenario Ley ERNC+30%, hidrología seca 120

Paradas

Partidas

100 80 60 40

20 0 1

2

3

4

5

6

7

8

9

10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Carbón 120

Paradas

Partidas

100 80 60 40

20 0 1

2

3

4

5

6

7

8

9

10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

GNL

Pre-despacho anual: rampas de generación Carbón Caracterización horas de ramping 100%

80%

80%

Tiempo

100%

60% 40%

60% 40% 20%

20%

0%

0% Ley ER NC

Ley ER NC+30%

Ley ER NC

HH

Ley ER NC+30%

Ley ER NC

HM

Fuera de servicio

No Ramping

Ley ER NC

Ley ER NC+30%

Ley ER NC+30%

Ley ER NC

HH

HS

Ley ER NC

HM

Ramping 0%-25%

Ramping

Ley ER NC+30%

Ramping 25%-75%

Ley ER NC+30% HS

Ramping 75%-100%

Hidro-embalse 100%

100%

80%

80%

Tiempo

Tiempo

Tiempo

Intensidad del ramping

60% 40%

60% 40% 20%

20%

0%

0% Ley ER NC

Ley ER NC+30% HH

Fuera de servicio

Ley ER NC

Ley ER NC+30%

Ley ER NC

HM

No Ramping

Ley ER NC+30% HS

Ramping

Ley ER NC

Ley ER NC+30% HH

Ramping 0%-25%

Ley ER NC

Ley ER NC+30% HM

Ramping 25%-75%

Ley ER NC

Ley ER NC+30% HS

Ramping 75%-100%

Pre-despacho anual: rampas de generación Agrupación horaria de horas de ramping anuales, Escenario Ley ERNC+30%, hidrología seca Carbón

Hidro-embalse

1600

1600

1400

1200

Ca nti dad de horas

Ca nti dad de horas

1400

1000 800

600 400

200

1200

1000 800

600 400

200

0

0

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 ramping 0%-25%

ramping 25%-75%

ramping 75%-100%

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 ramping 0%-25%

ramping 25%-75%

ramping 75%-100%

Pre-despacho anual: efectos centrales de hidro-bombeo Una central hidro-bombeo 300 MW

Modo generación

Modo bombeo

Pre-despacho anual: efectos centrales de hidro-bombeo Dos centrales de hidro-bombeo, 300 MW c/u 11.500

Potencia MW

10.500 9.500 8.500 7.500

6.500 5.500 1

4

7

10

13

16

19

22

1

4

7

10

13

16

19

Hora Consum o Hidro-bombeo

Generación Hidro-Bombeo

ERNC

Dem anda neta con Hidro-Bombeo

Dem anda

Dem anda neta sin Hidro-Bombeo

22

Pre-despacho anual: efectos centrales de hidro-bombeo Cantidad de partidas/paradas Carbón

700

600

Reducción de 30%

500

400 300 200 100 0

Partidas

Partidas

Partidas

Ley ERNC+30% HS

Caso 1

Caso 2

Máximo

Promedio

Mínimo

Total

Pre-despacho anual: efectos centrales de hidro-bombeo Porcentaje de horas totales de ramping por tecnología respecto del Escenario Ley ERNC+30%, hidrología seca

GNL

Caso2

Caso 1

Carbón

Embalse

Ley ERNC+30% HS Caso2 Caso 1 Ley ERNC+30% HS Caso2

Reducción de 30%

Caso 1

Ley ERNC+30% HS 0%

50%

100%

Pre-despacho anual: sensibilidad parámetros técnicos Horas de Operación

Horas de Operación en Mínimo Técnico

Número partidas/paradas

Ley ERNC+30%, Hidrología Seca

Ref. (7953)

Ref. (1152)

Ref. (15)

Parámetros Técnicos

-1%

-36%

20%

Precio GNL

-7%

-11%

-18%

Un hidro-bombeo

0%

-21%

-25%

Dos hidro-bombeo

0%

-34%

-30%

GNL

Horas de Operación

Horas de Operación en Mínimo Técnico

Número partidas/paradas

Ley ERNC+30%, Hidrología Seca

Ref. (595)

Ref. (211)

Ref. (57)

Parámetros Técnicos

1%

-38%

0%

Precio GNL

152%

201%

125%

Un hidro-bombeo

-10%

-9%

-31%

Dos hidro-bombeo

-14%

-5%

-34%

Casos de sensibilidad

Casos de sensibilidad

Carbón

Pre-despacho anual: costos de operación

Casos de Sensibilidad

Variación % respecto a referencia (Ley ERNC+30%, hidrología seca)

Ley ERNC+30% Parámetros Técnicos

Ley ERNC+30% HS HM Ref.(2.016 MMUSD) -16% -0,3%

Un hidro-bombeo Dos hidro-bombeo Precio GNL

-0,9% -1,2% -5,7%

HH -28%

Pre-despacho anual: desafíos operacionales Variabilidad de flujos por sistema de transmisión de 500 kV 1.500

1.200

Flujo MW

900 600 300 0 -300 -600 1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

Horas Los Changos 500->Cumbre 500

Cumbre 500->Cardones 500

Cardones 500->Maitencillo 500

Maitencillo 500->Pan de Azucar 500

Pan de Azucar 500->Polpaico 500

Polpaico 500->Lo Aguirre 500

Lo Aguirre 500->Alto Jahuel 500

Alto Jahuel 500->Ancoa 500

Ancoa 500->Charrua 500

23

24

Pre-despacho anual: desafíos operacionales Despacho del parque generador, Escenario Ley ERNC+30%, hidrología seca

4000

10000

3000

9000

2000

8000

1000

7000

0

6000 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Generación por tecnología [MW]

11000

Demanda neta [MW]

Generación por tecnología [MW]

5000

5000

11000

4000

10000

3000

9000

2000

8000

1000

7000

0

6000 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

hora Carbón

Diesel

Embalse

ERNC

Carbón

Diesel

Embalse

ERNC

GNL

Otros

Pasada

Demanda neta

GNL

Otros

Pasada

Demanda neta

Demanda neta [MW]

Día de invierno

Día de verano

Pre-despacho anual: desafíos operacionales CMg horario, día de verano hidrología seca Escenario Ley ERNC (sin congestión)

Escenario Ley ERNC+30% (con congestión) 100

Costo Marginal USD/MWh

Costo Marginal USD/MWh

100 90

80 70 60 50

40

90

80 70 60 50

40 30

30 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

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

Horas

Horas

Charrua 500

Kimal 500

Polpaico 500

Charrua 500

Kimal 500

Polpaico 500

Simulaciones eléctricas: desempeño control de frecuencia ante contingencias

Reserva Zona Norte (RN)

SEN Norte

76 52

134

52

52

66 31

66

Chacaya

Reserva Distribuida (RX)

102

Crucero

Los Changos

Reserva Zona Sur (RS)

Nueva Cardones

Nueva Maitencillo

SEN Centro

72

Polpaico Alto Jahuel

52

Rapel

153

Ancoa Charrúa

26

109

68 55

SEN Sur Puerto Montt

60

52

Simulaciones eléctricas: desempeño control de frecuencia ante contingencias

Pérdida intempestiva de generación de 375 MW

Simulaciones eléctricas: desempeño control de frecuencia ante contingencias

Desviación final

Máxima desviación

Simulaciones eléctricas: desempeño control de frecuencia ante contingencias

Simulaciones eléctricas: desempeño control de frecuencia ante contingencias Ahorros netos actualizados (Ahorros Copx - BESS INV+O&M) $ 250,00 $ 216,17

$ 200,00

$ 150,00

$ 100,00

$ 92,72

$ 82,45

$ 71,83

$ 50,84

$ 48,94

$ 50,00

$ 34,95

$ 32,67

$ 0,00 -$ 3,30

-$ 4,88

-$ 12,22

-$ 50,00

Alto

Bajo

Alto

Bajo

Factor de planta ERNC

Factor de planta ERNC

Hidrología Seca

Hidrología Húmeda

20% BESS (75 MW)

35% BESS (130 MW)

50%BESS (185 MW)

-$ 19,03

Simulaciones eléctricas: desempeño control de frecuencia ante contingencias Demanda neta mínima

2,02

Crucero

Demanda neta alta

1,41

L o s Changos

SEN Norte

C h acaya

Nu eva Cardones

Flujo Máximo ~1500 MW 0,24

0,42

Nu eva Maitencillo

SEN Centro

P o lpaico

0,17

1,88

Alto Jahuel R apel

An coa C h arrúa

0,91

P u erto Montt

0,17

2,04

SEN Sur

HSEN=3,51 [s]

0,27

HSEN=6,02 [s]

Flujo máximo ~1000 MW

Simulaciones eléctricas: desempeño control de frecuencia ante contingencias

Menor ROCOF por aumento de inercia

Disminución de reserva no empeora desempeño en frecuencia

Simulaciones eléctricas: desempeño control de frecuencia ante contingencias

Ley ERNC+30%: Respuesta oscilatorio de gran amplitud (200 MW/0,7 H/ζ 5,2%, aprox.)

Agenda Modelación del SEN y tecnologías de almacenamiento Perfiles de generación ERNC al año 2021 Metodología y consideraciones

Resultados Conclusiones y recomendaciones

Conclusiones y recomendaciones  El Sistema Eléctrico Nacional proyectado al 2021 permite gestionar en forma segura y eficiente los montos de ERNC evaluados en el presente Estudio (~17% energía, ~ 42% penetración instantánea).

 La flexibilidad operacional proporcionada por las centrales de hidro-embalse es imprescindible para gestionar la variabilidad intra-diaria y horaria de la demanda neta, reduciendo significativamente el impacto sobre el parque generador térmico. Sin embargo, dicha contribución podría cambiar si se introduce la incertidumbre de recursos hidroeléctricos y eventuales impactos medioambientales (hydropeaking).  La menor contribución a la flexibilidad operacional proporcionada desde las centrales térmicas a carbón es resultado de la condición exportadora de la zona norte y parámetros de TMO. Se recomienda estudiar la factibilidad y costos de reducir TMO/TMD a valores menores a referencias internacionales.  La declaración de parámetros técnicos de los procesos de partidas/paradas conforme a Anexo Técnico correspondiente, permitirá analizar y proponer soluciones tendientes a distribuir de manera simétrica el régimen de partidas/paradas entre las unidades a carbón.

Conclusiones y recomendaciones  El aporte a la flexibilidad operativa de tecnologías de generación de hidro-bombeo se prevé aumente en la medida que se incremente la penetración de ERNC, especialmente generación con alto nivel simultaneidad y/o ante escenarios de operación más restringidos.  Conforme a la variación intra-diaria de la inercia sistémica, se recomienda implementar un esquema distribuido de reservas y evaluar requerimientos de reservas dinámicas para el control primario de frecuencia, a efectos optimizar la programación y operación de las reservas.  Para montos mayores de generación ERNC, se recomienda estudiar la necesidad y beneficios de establecer requerimientos de inercia mínimos.  La metodología utilizada para realizar la optimización anual del SEN, permite aprovechar estratégicamente la flexibilidad operativa de las centrales de hidro-embalse para gestionar eficientemente la variabilidad intra-diaria y horaria de la demanda neta

 Se recomienda estudiar nuevas metodologías de optimización que compatibilicen adecuadamente: i) requerimientos de flexibilidad en el corto plazo, ii) balance energético en largo plazo y iii) eventuales restricciones medioambientales.

Conclusiones y recomendaciones  A efectos de prepararse de manera anticipada a los desafíos para la coordinación del Sistema previstos al año 2021, se establece un conjunto de recomendaciones a nivel de procesos, herramientas y metodologías, entre otros, a efectos de facilitar decisiones seguras y eficientes en la planificación y operación del SEN

Modernizar procesos de la operación y mercado

Promover nuevos recursos/tecnologías de flexibilidad

Adecuar metodologías

Preparar anticipadamente implementación del nuevo esquema de SSCC

Recomendaciones y trabajos futuros:  El presente Estudio y los realizados con anterioridad, demuestra el valor agregado de anticiparse en la identificación de desafíos y soluciones a través de análisis prospectivos. Desarrollo del sistema y del Operador - Mayor desarrollo en menos tiempo. - Más preparado para los desafíos Beneficios

Proyección estado futuro del sistema eléctrico

Visión de corto plazo Estado actual del sistema eléctrico

Visión de largo plazo

Tiempo

Estudio ERNC Flexibilidad y sistemas de almacenamiento en el Sistema Eléctrico Nacional en el año 2021

01 de diciembre de 2016