El 9 de mayo de 2021 ocurrió un evento particular que fue denominado perturbación Odessa por el Consejo de Confiabilidad Eléctrica de Texas (ERCOT por sus siglas en inglés). Fue una falla de una fase a tierra en el pararrayos justo fuera de una central a gas natural, de despeje normal, tres ciclos y, como se esperaba, la unidad salió del sistema. Inesperadamente, inversores de otras 18 plantas solares y 3 parques eólicos salieron del sistema con una reducción de potencia temporal del orden de 1.148 MW.

“Cuando vemos la dispersión geográfica del impacto de esta única falla vimos que unidades solares distantes hasta 3 o 5 kilómetros, con diferentes niveles de tensión, reaccionaron negativamente a esta perturbación. Tenemos tensiones nominales en los troncales de transmisión de 138 KV, 69 KV y 345 KV, y en cada uno de estos niveles de tensión vimos unidades solares que salieron del sistema o que redujeron temporalmente su potencia inyectada. Y vimos esto en diferentes momentos, lo que significa que algunas respondieron dejando de inyectar potencia, pero se recuperaron dentro de 10 segundos. A otras les tomó un poco más volver al sistema, quizás dentro de un minuto, otras entre 5 y 10 minutos, y algunas bastante más que eso. Entonces, cuando vemos la recuperación de potencia, no ocurrió según lo esperado”, comentó Stephen Solis, Director Mejoramiento de Operación de Sistemas de ERCOT.

Se observó además que los recursos eólicos no tuvieron muchos problemas, pero sí algunos inversores en parques eólicos presentaron efectos negativos debido a este evento en particular. 

Las principales causas que provocaron este impacto fueron dos, “la primera fue la pérdida de sincronismo de un PLL, un relé o una protección de lazo de seguimiento de fase, que realmente no debiera haber sacado esas unidades del sistema, pero vimos que teníamos aproximadamente 389 MW de pérdida de generación producto de ello. Y la segunda, cuando miramos la sobretensión, a nivel de inversores y de alimentadores, vimos unidades que salieron del sistema producto de una sobretensión. Operó su modo de regulación de alta tensión y perdimos esa generación. Tuvimos también algunos ceses momentáneos, esto es, el cese de generación de ciertos niveles de potencia, durante algunos segundos, la que se restituyó aproximadamente un minuto más tarde”. 

También se vieron algunas salidas del sistema o reducción en los niveles de generación por baja frecuencia, algo muy defectuoso. La frecuencia no llega realmente a niveles tan bajos pero las mediciones provocaron algunos problemas. Y también se observaron algunos factores desconocidos o sin analizar. 

Según Solis, el problema estuvo focalizado, principalmente, en la pérdida de sincronismo del PLL, de un fabricante en particular, en dos unidades solares. Lo interesante es que el fabricante de este inversor solucionó este problema y continuó con nuevas instalaciones, pero para las instalaciones existentes, a pesar de tener una solución, solo la implementan a solicitud. Entonces, tener consciencia de este problema es importante para que las instalaciones existentes puedan corregir el problema y para que las nuevas instalaciones se puedan asegurar de tener los ajustes adecuados desde el principio. Esta falla en particular la estamos viendo en Texas a medida que la integración solar continúa aumentando en nuestra interconexión”.

Este último ha sido un problema persistente que se ha visto en California y ahora en Texas, “en ERCOT hablamos del crecimiento y de por qué estamos preocupados. Cuando ocurrió el evento teníamos 7.200 MW de recursos solares fotovoltaicos. Esta cantidad ha crecido enormemente dentro del último año. Si miramos ahora, tenemos más de 10.000 MW, esto es, tenemos casi 3.000 MW de recursos solares que se han interconectado dentro de los últimos seis meses. Cuando miremos hacia finales del año 2023, potencialmente, se habrán conectado hasta 25.000 MW de nuevas plantas solares fotovoltaicas. Obviamente, tenemos un riesgo si perdemos cerca de 1.000 MW de un total de 7.200 MW, un 15% a 20%. Si expandimos la presencia de recursos solares fotovoltaicos, podemos tener grandes volúmenes de potencia que salen del sistema, lo que potencialmente puede provocar perturbaciones de frecuencia”, indicó Solis.

El nuevo estándar, el IEEE p2800, tiene un programa que entra en vigor el segundo trimestre de 2022, mientras tanto en ERCOT están trabajando con los problemas específicos que se observaron en este evento como también están mirando el modelamiento. “Realmente, para este tipo de problemas, los modelos de secuencia positiva no parecen ser efectivos, y esperamos que los nuevos modelos y los requerimientos alrededor de ellos para los modelos de EMT nos permitan un mejor proceso de filtro a través de las nuevas interconexiones que se están realizando. Estamos intentando obtener esos modelos en tiempo real, de manera de poder filtrar y capturar estos problemas antes de que los recursos solares se interconecten”.

Canadá es una de las redes eléctricas más limpias del mundo, con un 80% de fuentes que no emiten gases de efecto invernadero. De éstas, un 15% es nuclear, y el resto de ese 80% son energías renovables, un 60% de generación hidráulica y un 7% de renovables distintas a la energía hidráulica, incluyendo eólica y solar. 

“A pesar de tener una red limpia, también tenemos compromisos, por ejemplo, para el 2050 queremos llegar a la meta de net zero en lo que respecta a energía. También como parte de la COP26, se anunció que queremos llegar a tener una red net zero para el año 2035. Entonces, para lograr las metas, necesitamos descarbonizar muchos de nuestros sectores, incluyendo el sector de transporte, industrial y construcción, por lo que esta descarbonización debe ocurrir a través de la electrificación, pero con tecnologías de energías limpias y renovables”, indicó Veronique Delisle de Natural Resources Canada. 

En 2010, Canadá tenía una capacidad total de 132 GW que se espera aumente a 210 GW hacia el año 2050, unas 12 veces la capacidad que tendrá Chile. Así, para 2050, se espera un incremento de la energía solar por un factor de 6 y un aumento en 27 GW de producción eólica. En términos de producción de electricidad, en TW/h, en 2016 estaban ubicados en 641 TW/h. “En 2050 estaremos con una producción el orden de 800 TW/h. La producción hidroeléctrica aún será la principal componente en nuestra generación, con un 56% de participación, esto es, disminuirá su participación, porque tendremos mayor producción en general, y tendremos un 20% de participación de la generación eólica para el año 2050, en comparación a lo que teníamos en 2010”, señaló Delisle.

En la actualidad, Canadá tiene aproximadamente 13,3 millones de medidores inteligentes. Esto representa un 80% del total de medidores. Desde 2018 se ha visto un incremento de 1,2 millones. Por su parte, existen alrededor de 204 mil vehículos eléctricos en las calles, un aumento de 110 mil que se ha experimentado desde 2018. Esto implica que el parque electro vehicular prácticamente se ha duplicado durante los dos últimos años. Esto viene de la mano con un aumento en la cantidad de cargadores públicos para vehículos eléctricos que llegan a 13.000, pero aproximadamente 5.000 de estos cargadores se han instalado desde 2018. En tanto, en términos de capacidad solar fotovoltaica instalada, tienen 2,9 GW en corriente alterna, lo que corresponde a un aumento de 11% desde 2018. 

“Solo para darles una idea en términos del potencial solar en Canadá, algunas veces podríamos pensar en que no existe un gran potencial solar en Canadá, pero eso no es verdad. Miré los números para comparar con Chile, por ejemplo, en Canadá, el potencial solar práctico promedio diario, según el Global Solar Atlas, es de 3,816 KW/h por Kilowatt en hora de radiación punta, mientras que en Chile es de 5.365 KW/h por Kilowatt en hora de radiación punta, un 1,4 veces más en Chile que en nuestro país”, comentó la ejecutiva.

En términos de capacidad eólica instalada, tienen 13,6 GW instalados, lo que significa un aumento de 6% desde 2018. De esos, un 93% está conectado al sistema de transmisión y un 7% al sistema de distribución. “Desde 2018 también hemos visto un aumento significativo en lo que tiene que ver con proyectos relacionados con almacenamiento que se han casi duplicado desde 2018. Actualmente, tenemos 500 MW de almacenamiento, que corresponde a 4,1 GW/h, donde un 80% de estos proyectos están relacionados con tecnología de baterías que se utilizan para almacenar energías renovables y para apoyar la confiabilidad de la red”, sostuvo Delisle.

La priorización de la modernización de la red para las provincias y territorios canadienses incluye temas como la automatización y gestión de la distribución, ciberseguridad, gestión de tensión y de potencia reactiva, y gestión de apagones.

“Uno de nuestros últimos programas en Natural Resources Canada que es muy interesante se llama Programa de Rutas de Energías Renovables y Electrificación Inteligentes. En este programa se invertirán 964 millones en un período de 4 años, en proyectos energías renovables inteligentes avanzadas y de modernización de redes. La parte interesante de este programa es que se enfoca en cómo los recursos de generación distribuida entregan servicios de red que tradicionalmente eran provistos por generadores sincrónicos, como las turbinas hidráulicas, de gas natural y carbón”, comentó Delisle. 

Los beneficios y justificaciones para instalar redes inteligentes, según Deslisle, han variado en todo Canadá e incluyen, por ejemplo, tarifas según horario de consumo o precios para hora punta, empoderando a los consumidores para gestionar de manera efectiva su consumo, y esto puede ser a través de iniciativas de energía verde. Esto les permite a los consumidores ver cuál es su consumo, no de manera mensual, como normalmente se hacía, sino que hora a hora o incluso menos. Además, aumenta la visibilidad del operador mediante la identificación de apagones y la reducción del tiempo de éstos. 

De acuerdo con Steve Wong de Natural Resources Canada, las redes inteligentes tienen tres componentes distintos: los sistemas de base de la compañía de distribución, que es, en esencia, lo absolutamente necesario para poder operar la red de energía, desde la gestión de órdenes, SCADA, automatización de subestaciones, topología de cortocircuito e infraestructura de comunicaciones básica. Un nivel más arriba están las aplicaciones de tecnología de mercado, donde los medidores inteligentes juegan un rol fundamental y están ahí para apoyar las tecnologías de redes inteligentes y también a los programas como respuesta ante demanda, ciberseguridad, microrredes, análisis de fallas y sistemas de gestión de recursos de generación distribuida. 

“Finalmente, llegamos a las aplicaciones de red avanzadas. Aún no estamos ahí, pero hacia allá vamos. Esto incluye, por ejemplo, detección avanzada de apagones y despacho y respuesta avanzada según la demanda que ya no solo son los recortes de punta, que vendría siendo la meta principal de este tipo de programas de control de demanda, sino que también podría ser algo que responde, por ejemplo, a un aumento en la producción de renovables. Hay mucho viento, en este momento, por ejemplo. Entonces, en lugar de reducir el consumo podemos aumentarlo para aprovechar esa energía eólica, y esto podría ser muy útil, especialmente con la adopción de más vehículos eléctricos, los que pueden crear un tremendo cambio en la demanda”, agregó Wong.

A fines de enero de cada año, el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) publica la propuesta de la expansión de la transmisión en base a criterios que vienen desarrollándose desde 2016, que se suman al trabajo colaborativo con la industria y a un proceso de benchmarking con otros operadores. Así, el Coordinador planifica para un sistema que contempla 6 millones de clientes regulados, 288 subestaciones primarias, alrededor de 700 líneas de transmisión zonal y cerca de 90 subestaciones de enlace.

Roger Mellado, jefe del Departamento de Planificación Eléctrica del CEN, comentó que durante el año 2020 “trabajamos en varias dimensiones, identificando zonas críticas, requerimientos del sistema, algunos requerimientos de seguridad y resiliencia, y algunos elementos que nos permitieran caracterizar a los mercados comunes del sistema para poder aplicar estos criterios”.

Así, a través de metodologías de clustering se agruparon las instalaciones según características de densidad de demanda, potencia NBA y número de clientes. De este modo, se llegó a la definición de 4 zonas: zona de grandes consumidores (grandes consumos, 6 subestaciones primarias y 232.643 clientes (4%)); zona de gran densidad de clientes (gran cantidad de clientes, 14 subestaciones primarias y 1.278.594 clientes (23%)); zona de densidad media y capitales regionales (abarca todas la capitales regionales y otras subestaciones de características similares, 68 subestaciones primarias y 2.453.182 clientes (44%)); y zona de baja densidad (bajo consumo y concentración de clientes, 200 subestaciones primarias y 1.584.507 clientes (29%)). 

“Nos encontramos trabajando durante este año (2021) para mejorar esta propuesta atendiendo por ejemplo a considerar los insumos que la distribución es capaz de proponernos, de tal manera de incorporar eso, ya sea en nuestro modelo de clustering a efectos de la caracterización y mejorar o generar una subdivisión de estas subestaciones de baja densidad que nos permita proponer alternativas de desarrollo”, indicó.

Entre los insumos que el Coordinador está contemplando en esta fase, para efectos de potenciar y mejorar este modelo y estos criterios, se destacan por ejemplo las proyecciones de los PMGD. “La electromovilidad que hoy día es una realidad que está instalada, las congestiones que está provocando, que son incipientes, pero que esperamos que en el futuro el desarrollo de los PMGD incremente las congestiones”, mencionó. 

Por otro lado, en relación con el concepto de la planificación coordinada de la transmisión y distribución, se sumergieron nuevamente en el benchmarking y descubrieron que el énfasis de Canadá se orienta hacia la eficiencia energética, mientras que Australia está más focalizada en acoger, recoger y viabilizar la generación distribuida que está muy presente en su sistema hoy día. “Destacamos el caso australiano porque tiene un espíritu profundamente participativo donde todos los agentes de la industria contribuyen a la revisión y proceso de definición de las obras coordinados por el operador de la red de transmisión, que es quien de alguna manera articula la relación entre el distribuidor, el transmisor y el regulador”, señaló el ejecutivo. 

Un elemento que uno mira desde la planificación de la transmisión, de acuerdo con Mellado, tiene que ver con los niveles de conectividad de la red de distribución y cómo los traspasos de carga en las ciudades permiten aprovechar de mejor manera la capacidad disponible y eventualmente también pueden permitir traspasar o postergar inversiones en transmisión dependiendo de cómo se optimice esa demanda. 

“Seguimos trabajando en la incorporación de estas señales de la distribución en la planificación y para nosotros es fundamental trabajar con todos los coordinados, con los consultores, desarrolladores, de tal manera de poder fortalecer esta propuesta, y eventualmente que parte de esto sea acogido. Además, como visión general nosotros como Coordinador pensamos que las reglas deben ser simples. Hemos establecido algunas mejoras y pretendemos potenciar nuestra propuesta de criterios y metodologías para que sea incorporada en la propuesta 2022 fase en la cual nos encontramos hoy día”, finalizó.

El potencial de energía renovable que tenemos en Chile suma 80 veces la capacidad instalada que tiene actualmente el país y en los últimos 4 años ha habido una importante incorporación de energía renovable variable, mientras las inversiones actuales suman cerca de 27 mil MW de capacidad instalada. Existen más de 99 centrales en construcción -la mayoría son de energía solar y energía eólica-, el 54% de la capacidad instalada es renovable y el 31% ya es energía renovable no convencional. Son cerca de más de 10 mil millones de dólares en distintas etapas de proyectos que hoy día se están ejecutando.

Estas cifras pavimentan el viaje de la planificación energética que contempla un escenario final que es la transición energética en Chile. De hecho, el Ministerio de Energía publicó la Planificación Energética a Largo Plazo en septiembre de 2021 y definieron 3 escenarios energéticos: recuperación, carbono neutralidad y transición energética que es efectivamente la electrificación de uso energético. Así, la electricidad se convierte en la protagonista de la planificación. Según Carlos Barría, Jefe de la División de Políticas y Estudios del Ministerio de Energía, “vamos a transitar a una matriz mucho más electrificada, y eso es un desafío y una tensión para nuestro sistema eléctrico”.

La electrificación de usos energéticos en transporte, climatización, industria y minería requiere de redes eléctricas no sólo confiables, sino que resilientes, y un fortalecimiento de la calidad del servicio eléctrico. “Tenemos que empezar ya a preparar los sistemas eléctricos para el futuro. La demanda eléctrica se va a ir triplicando o duplicando, dependiendo del escenario en el futuro y esa oferta requiere que sea con energía renovable, eólica, concentración solar de potencia. Hay una necesidad relevante que la generación renovable incorpore almacenamiento, porque la energía renovable variable va a requerir, obviamente, ese tipo de apoyo”, señaló. 

Una de las grandes conclusiones se relaciona con que tiene que existir una gestión inteligente de estas nuevas demandas “porque en caso contrario vamos a tener una demanda, una carga eléctrica, que va a generar una muy compleja operación. No podemos tener una lectura de electromovilidad poco inteligente, rígida, donde a las 7 de la tarde todos lleguemos a cargar nuestros vehículos eléctricos y generemos una demanda de punta extrema. Ningún sistema en el mundo podría soportar ese tipo de situación, por lo tanto, tenemos que ir pensando desde ya en sistemas de carga inteligente, incluso incentivos en cargas en distintos horarios y ese es parte del trabajo que tenemos que hacer en esta década”. 

Asimismo, la producción de hidrógeno verde va a requerir mucha energía eléctrica y eso también se debe ir incorporar en la planificación, en la operación del sistema eléctrico, como también se visualiza claramente una necesidad de transmisión. “La región de Antofagasta hoy día ya es importante en demanda y oferta, sigue siendo la protagonista de nuestro sistema eléctrico. La planificación debe efectivamente poder incorporar la infraestructura necesaria para ir abasteciendo cada uno de los consumos y evacuando cada una de las ofertas energéticas renovables que tenemos dentro del país”.

De acuerdo con el ejecutivo, las energías renovables no convencionales son la piedra angular del desarrollo energético. “Como he dicho, la transición energética es electrificación, y es electrificación no en términos de nueva infraestructura, sino de una infraestructura fortalecida, con requisitos de confiabilidad, resiliencia, fortaleza de la red, sinergia, redundamiento, pero también tiene que ser pensada de forma eficiente porque hay clientes que están pagando todas estas inversiones. Tenemos que cuidar que todo este trabajo, toda esta expansión, sea de la mejor manera posible”.

De este modo, algunas acciones prioritarias para la transición energética, según Barría, serían incorporar nuevas obras de optimización y refuerzo para la transmisión eléctrica; contar con portafolio de obras estructurales de transmisión para alcanzar la carbono neutralidad y polos de desarrollo en las provincias de Tocopilla y Antofagasta; incorporar fuentes renovables a gran escala y a nivel distribuido; la habilitación y señales de inversión claras para la incorporación de almacenamiento y tecnologías requeridas; la implementación tecnológica de vanguardia para la operación de la red eléctrica del futuro dominada por la electrónica de potencia; y la adaptación y resiliencia climática implicaría que la hidrología seca debe ser considerada a todo efecto.