Lunes, Mayo 27, 2024

Aceleran medidas para afrontar cuellos de botella en transmisión eléctrica ante compleja operación por sequía

DIARIO FINANCIERO – En la industria ya hay empresas como Colbún que han propuesto en comunicaciones con el regulador que se flexibilice la operación entre esas dos subestaciones, lo que permitiría reducir en parte la congestión y la demanda por diésel en el centro-sur del país.

La congestión que se está viendo en las líneas de transmisión eléctrica a algunas horas del día, está limitando el aporte de centrales generadores del norte, principalmente solares y eólicas.

Aunque el fenómeno no es nuevo, está cobrando mayor relevancia producto de la menor disponibilidad de agua para elaborar electricidad y tiene a la industria buscando alternativas para intentar que esto no se transforme en un problema mayor en el complejo momento por el que atraviesa la operación del sistema.

Según expertos como Francisco Aguirre, de Electroconsultores, el sensor de esto es el desacople de los costos marginales -valor al que se transa la energía entre generadoras- que se ve en algunas horas del día. “Los costos marginales son bajos en zonas sin congestión y oferta abundante o excedentaria, y son altos donde hay alta demanda y oferta deficitaria, que requiere importaciones de energía con alta disponibilidad de transporte”, explica.

En la práctica, al ver cómo se han comportado los costos, se ve que la zona centro norte del país logra niveles menores que los de la zona sur, por la falta de agua.

En cuanto a capacidad, la zona que acapara miradas es en el tramo Polpaico (Tiltil) y Lo Aguirre (Pudahuel), a la entrada norte de Santiago. Fuentes del sector comentan que Transelec junto al Coordinador Eléctrico están en conversaciones hace unos meses para que se cambien equipos que permitirían ganar una capacidad adicional del orden de 200 MW en esa línea, lo que podría estar operativo en algunos meses más.

En la industria ya hay empresas como Colbún que han propuesto en comunicaciones con el regulador que se flexibilice la operación entre esas dos subestaciones, lo que permitiría reducir en parte la congestión y la demanda por diésel en el centro-sur del país.

Son restricciones de este tipo las que han provocado que, a la hora de agilizar la entrada en operación de proyectos de generación, se apunte a los que están ubicados de Santiago al sur, dado que el norte ya no tiene opciones de enviar a los centros de consumo todo lo que se produce, especialmente a las horas de mayor radiación solar.

La línea Cardones-Polpaico, que une Copiapó con Santiago, es parte de este fenómeno. Desde que comenzó a funcionar completamente en 2019 que hay horas del día en que está a plena capacidad. Por eso, no son pocos actores en la industria que están proponiendo fórmulas para ampliar la red existente.

Fue la propia Interchile, que construyó y opera ese tendido, la que presentó una fórmula a las autoridades que permitiría ampliar la capacidad, lo que tendría la ventaja de utilizar infraestructura existente, con menores plazos, pero que no ha sido considerado en los planes de expansión que decreta la autoridad, a raíz -según ha trascendido- de dudas de la seguridad y aspectos técnicos de cómo se haría.

Pero más allá de eso, el Coordinador Eléctrico, que es el organismo que supervisa el funcionamiento del sistema, está en conversaciones con distintos actores para acelerar otras obras de ampliación que estaban en curso, tanto de líneas como de subestaciones y que podrían entregar alivios en zonas específicas de la red.

Además, en zonas donde es necesario se han ajustado los criterios de seguridad del funcionamiento de las líneas, a fin de tener mayor capacidad de mover energía, pero con margen de tiempo para reaccionar ante problemas sin que afecte el servicio.

Aunque el sistema ya está en una etapa de estrés, se prevé que en el verano se sumen factores adicionales producto de las altas temperaturas, como los incendios.

Viariabilidad de la oferta y el largo plazo

Pero además de la sequía, la red de transmisión debe administrar otros factores que complejizan su funcionamiento, principalmente el fuerte componente de energía variable del sistema.

Primero, por el lado de la planificación de la oferta, se han visto variaciones de hasta 1.000 MW entre días a la misma hora del aporte de tecnologías eólicas. Pero también se han registrado diferencias relevantes en la operación real de este tipo de centrales y las solares, respecto a la planificada, por temas como la nubosidad.

Como si fuera poco, la salida en el largo plazo no se ve menos compleja. El Coordinador Eléctrico está impulsando la licitación de la línea Kimal-Lo Aguirre, que busca solucionar la congestión de la zona norte llevando electricidad desde Antofagasta hasta Santiago.

En la industria hay dos visiones sobre esta iniciativa. Una de ellas, más optimista, apunta que si la empresa que se gana el concurso lo desarrolla de buena manera, eligiendo un trazado que facilite su trámite ambiental y construcción, con buen relacionamiento comunitario, se podría llegar hacia fines de esta década con la línea.

Pero la otra es menos auspiciosa, donde podrían repetirse y sumarse dificultades en las distintas etapas que debe afrontar, como ya se vio en la construcción de Cardones-Polpaico, lo que llevaría a que funcionara después de 2030. Por eso, las dudas se han puesto en qué otras obras podrían darle más opciones al sistema, a lo largo de la década.

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Fuente: Diario Financiero, Lunes 23 de Agosto de 2021

DIARIO FINANCIERO – En la industria ya hay empresas como Colbún que han propuesto en comunicaciones con el regulador que se flexibilice la operación entre esas dos subestaciones, lo que permitiría reducir en parte la congestión y la demanda por diésel en el centro-sur del país.

La congestión que se está viendo en las líneas de transmisión eléctrica a algunas horas del día, está limitando el aporte de centrales generadores del norte, principalmente solares y eólicas.

Aunque el fenómeno no es nuevo, está cobrando mayor relevancia producto de la menor disponibilidad de agua para elaborar electricidad y tiene a la industria buscando alternativas para intentar que esto no se transforme en un problema mayor en el complejo momento por el que atraviesa la operación del sistema.

Según expertos como Francisco Aguirre, de Electroconsultores, el sensor de esto es el desacople de los costos marginales -valor al que se transa la energía entre generadoras- que se ve en algunas horas del día. “Los costos marginales son bajos en zonas sin congestión y oferta abundante o excedentaria, y son altos donde hay alta demanda y oferta deficitaria, que requiere importaciones de energía con alta disponibilidad de transporte”, explica.

En la práctica, al ver cómo se han comportado los costos, se ve que la zona centro norte del país logra niveles menores que los de la zona sur, por la falta de agua.

En cuanto a capacidad, la zona que acapara miradas es en el tramo Polpaico (Tiltil) y Lo Aguirre (Pudahuel), a la entrada norte de Santiago. Fuentes del sector comentan que Transelec junto al Coordinador Eléctrico están en conversaciones hace unos meses para que se cambien equipos que permitirían ganar una capacidad adicional del orden de 200 MW en esa línea, lo que podría estar operativo en algunos meses más.

En la industria ya hay empresas como Colbún que han propuesto en comunicaciones con el regulador que se flexibilice la operación entre esas dos subestaciones, lo que permitiría reducir en parte la congestión y la demanda por diésel en el centro-sur del país.

Son restricciones de este tipo las que han provocado que, a la hora de agilizar la entrada en operación de proyectos de generación, se apunte a los que están ubicados de Santiago al sur, dado que el norte ya no tiene opciones de enviar a los centros de consumo todo lo que se produce, especialmente a las horas de mayor radiación solar.

La línea Cardones-Polpaico, que une Copiapó con Santiago, es parte de este fenómeno. Desde que comenzó a funcionar completamente en 2019 que hay horas del día en que está a plena capacidad. Por eso, no son pocos actores en la industria que están proponiendo fórmulas para ampliar la red existente.

Fue la propia Interchile, que construyó y opera ese tendido, la que presentó una fórmula a las autoridades que permitiría ampliar la capacidad, lo que tendría la ventaja de utilizar infraestructura existente, con menores plazos, pero que no ha sido considerado en los planes de expansión que decreta la autoridad, a raíz -según ha trascendido- de dudas de la seguridad y aspectos técnicos de cómo se haría.

Pero más allá de eso, el Coordinador Eléctrico, que es el organismo que supervisa el funcionamiento del sistema, está en conversaciones con distintos actores para acelerar otras obras de ampliación que estaban en curso, tanto de líneas como de subestaciones y que podrían entregar alivios en zonas específicas de la red.

Además, en zonas donde es necesario se han ajustado los criterios de seguridad del funcionamiento de las líneas, a fin de tener mayor capacidad de mover energía, pero con margen de tiempo para reaccionar ante problemas sin que afecte el servicio.

Aunque el sistema ya está en una etapa de estrés, se prevé que en el verano se sumen factores adicionales producto de las altas temperaturas, como los incendios.

Viariabilidad de la oferta y el largo plazo

Pero además de la sequía, la red de transmisión debe administrar otros factores que complejizan su funcionamiento, principalmente el fuerte componente de energía variable del sistema.

Primero, por el lado de la planificación de la oferta, se han visto variaciones de hasta 1.000 MW entre días a la misma hora del aporte de tecnologías eólicas. Pero también se han registrado diferencias relevantes en la operación real de este tipo de centrales y las solares, respecto a la planificada, por temas como la nubosidad.

Como si fuera poco, la salida en el largo plazo no se ve menos compleja. El Coordinador Eléctrico está impulsando la licitación de la línea Kimal-Lo Aguirre, que busca solucionar la congestión de la zona norte llevando electricidad desde Antofagasta hasta Santiago.

En la industria hay dos visiones sobre esta iniciativa. Una de ellas, más optimista, apunta que si la empresa que se gana el concurso lo desarrolla de buena manera, eligiendo un trazado que facilite su trámite ambiental y construcción, con buen relacionamiento comunitario, se podría llegar hacia fines de esta década con la línea.

Pero la otra es menos auspiciosa, donde podrían repetirse y sumarse dificultades en las distintas etapas que debe afrontar, como ya se vio en la construcción de Cardones-Polpaico, lo que llevaría a que funcionara después de 2030. Por eso, las dudas se han puesto en qué otras obras podrían darle más opciones al sistema, a lo largo de la década.

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Fuente: Diario Financiero, Lunes 23 de Agosto de 2021

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