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.

El grupo de trabajo (WG) de Smart Grid Seguro de CIGRE Chile se creó en diciembre de 2020 con la finalidad de entregar un plan estratégico de Smart Grid Seguro para el sector eléctrico. Este grupo ya maneja una definición de smart grid que la establece como una “red eléctrica de nueva generación basada en sistemas eléctricos de potencia ciber-físicos complejos y dinámicos con flujos bidireccionales de información, que proveen de una mayor inteligencia, eficiencia, sustentabilidad, resiliencia, seguridad, optimización y mayor calidad de la energía para una infraestructura crítica de carácter estratégico satisfaciendo el desarrollo económico y social de la nación”.

Las redes eléctricas inteligentes, más conocidas como smart grids, proporcionarán la base de las futuras ciudades inteligentes, así como también nos entregarán los beneficios de eficiencia energética, optimización de recursos, monitoreo inteligente y servicios de valor agregado para nuevos negocios en el sector eléctrico, entre otros. Sin embargo, “alcanzar todo ello implica un análisis más profundo en lo que respecta a temas como la reglamentación actual, cuadro normativo, aspectos sociales para llegar con los beneficios a toda la población, problemáticas medioambientales, análisis de impacto tarifario y económico que traerá el intercambio de flujos bidireccionales de energía, análisis del modelo de gobernanza organizacional actual y futuro, ante el predominio de los datos, revisión de nuestra política energética actual y qué dirección deberíamos tomar”, comentó Eduardo Morales, líder WG Smart Grid Seguro de CIGRE Chile.

Estas smart grids deben tener un foco en el futuro prosumidor que es el cliente que va a consumir energía, pero también que va a producir energía con sus paneles solares o con unidades de micro redes que van a instalar. Además, la smart grid debe tener una mirada social, donde el prosumidor tenga una normativa que lo proteja y regule la compra y venta de energía de manera confiable. El grupo de trabajo (WG) de Smart Grid Seguro definió que una Futura Smart Grid en Chile debiera tener las siguientes características principales: ser inteligente, sustentable, descentralizada, segura, interoperable, resiliente, eficiente, de libre acceso, descarbonizada y digitalizada. 

Entre los beneficios más importantes para los consumidores de contar con una red inteligente, se encuentran ofrecer información actualizada sobre su consumo de energía, comprar y vender energía en un mercado sin intermediarios mediante Blockchain, agruparse en comunidades o cooperativas para implementar microrredes, beneficiarse de nuevos servicios ofertados por nuevos players que permitan aumentar el confort y aplicaciones orientadas al smart home, entre muchos otros.

Por su lado, las empresas eléctricas se benefician al aumentar la visibilidad y confiabilidad de la red, reducir la frecuencia de apagones y las caídas de voltaje, aumentar la resiliencia de la red proporcionando información detallada, reducir las insuficiencias en el suministro de energía, integrar los recursos sostenibles, mejorar la gestión de los recursos energéticos, etc. 

En la actualidad, agregó Morales, “la regulación existente debe girar en torno a promover nuevas leyes que den soporte y un campo fértil para una futura smart grid, por ejemplo, que promuevan la inversión en digitalización y la gobernanza de la data que traerá un tsunami de información que se debe regular. Por otro lado, tampoco podríamos seguir avanzando en smart grid si no tenemos una nueva ley robusta de protección de datos personales que tenga como referencia, por ejemplo, el GDPR europeo y que aún se encuentra como proyecto de ley en el congreso”. 

El sector eléctrico también requiere de un mayor conocimiento en tecnologías de la información (TI) que vienen del mundo de las telecomunicaciones, por ende, se deben establecer alianzas entre las empresas, las universidades, el gobierno y los fabricantes TI que fomenten la innovación de las nuevas tecnologías como el 5 G, la inteligencia artificial y el big data, que se incorporarían al sector eléctrico.

La smart grid es más que una evolución sólo tecnológica que debe ser analizada con una mirada más holística, ya que no tan sólo el sector eléctrico, sino que todo el país se podría ver beneficiado de una evolución bien estudiada y planificada de las redes eléctricas. De acuerdo con Morales, “los futuros gobiernos en Chile deberán incluir en sus bases programáticas el desarrollo de las smart grid no tan sólo con el acento que se le ha puesto últimamente de la transición energética por el tema de la descarbonización de nuestra matriz, sino que debemos ir más allá apostando a que una smart grid en Chile sea un driver estratégico para el progreso económico y bienestar social que nos llevará firmemente hacia un país desarrollado, que es lo venimos buscando desde hace mucho tiempo. Las smart grids promoverán el desarrollo de nuevos negocios de mercado, la innovación, la incorporación activa de los prosumidores, un cambio en las normativas y reglamentación existente para este nuevo escenario mucho más dinámico, desarrollo de nuevas capacidades por efecto de la digitalización y la ciberseguridad que serán mucho más recurrentes”.

En el primer borrador de este grupo, se establece que hoy día Chile cuenta con una especie de “smart grid pasiva”, pero desorganizada, que avanza en silos, con planificaciones de subestaciones digitales, pero no presenta un lineamiento a nivel de país, o a nivel sectorial robusto. “Hay ciertos proyectos de data analytics, incorporación de medidores inteligentes, microredes, etc., pero con una normativa que aún sigue débil. Por lo tanto, en la actualidad podemos hablar de una “smart grid pasiva”, con sólo flujos unidireccionales. Para encumbrarnos en una “smart grid activa”, que es lo que esperamos y vislumbramos según la curva evolutiva, llegaremos de aquí al 2030 a tener un sistema eléctrico nacional con flujos bidireccionales al menos al 30%, ojalá con una ley de prosumidores vigente, incorporando el blockchain como una plataforma transaccional de venta y compra de energía en criptomonedas emitidas por el Banco Central de Chile para perfeccionar la cadena de pago en una smart grid que promoverá la innovación y desarrollo de nuevos modelos de negocios”, comentó Morales.

Este WG espera que la matriz energética para el 2040 tenga un 80% de capacidad instalada de energía renovable, para llegar al 2050 con un sistema eléctrico nacional bidireccional, ya con una smart grid activa en segunda fase al 80%, ojalá con clientes o prosumidores regulados por normativa, incorporando bien fuerte el tema de la inteligencia artificial y tener ojalá una matriz energética con casi 100% de la capacidad instalada de energía renovable”, finalizó.

Por Mario Patino, Gerente de Soluciones LATAM, Smart Wires Inc.

Las tendencias globales como la descarbonización, la digitalización y la descentralización juegan un rol fundamental en las señales energéticas en Latinoamérica y están impulsando al sector eléctrico a la integración de energías renovables no convencionales a sus redes. Un estudio reciente realizado por la Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL) señala que el sector energético en América Latina tiene dos desafíos: poder responder al aumento en la demanda asociada con el crecimiento de las ciudades, la cual se espera que se duplique de 1,448 TWh a 2,822 TWh proyectados para el 2050 (Ernst & Young), y la alta vulnerabilidad de la generación hidroeléctrica ante la creciente escasez de agua producto del cambio climático. 

Expertos en la transición energética coinciden en que las soluciones flexibles para las redes de transmisión serán habilitadores claves para los planes de descarbonización de la red. Estos sistemas pueden optimizar el uso de la red existente y pueden adaptarse al ritmo de los cambios en la generación y la demanda. Hoy en día existen alternativas tecnológicas suficientemente maduras que pueden aumentar la flexibilidad y la eficiencia, a mayor velocidad que las alternativas tradicionales para cumplir con los ambiciosos planes de descarbonización.

Los SSSC modulares (M-SSSC) son Sistemas Flexibles de Transmisión en Corriente Alterna (FACTS) capaces de controlar dinámicamente la reactancia de las líneas para desviar la energía de las líneas sobrecargadas a los corredores subutilizados, maximizando así el uso de la red existente y permitiendo una mayor integración de fuentes renovables con la infraestructura de transmisión existente. Estas soluciones se instalan en menos de un año, pueden ser escaladas en el tiempo y pueden reinstalarse a muy bajo costo, lo que las convierte en una inversión «sin remordimientos» que se ajusta a las necesidades de la red cada año. 

Esta tecnología ha evolucionado y está siendo utilizada hoy por diversos líderes de la transición energética como National Grid, en el Reino Unido, quienes utilizan sistemas SmartValve™ en cinco circuitos de tres de sus subestaciones en el norte de Inglaterra para habilitar 500 MW de capacidad de red adicional en cada región para integración de renovables. Esta tecnología ha permitido acelerar la descarbonización de la red al permitir que se transfieran mayores volúmenes de energía renovable a los clientes de forma eficiente.

Figura 1: Módulos D-FACTS (SmartValves) instalados en la red de 400 kV de National Grid

La región ha venido proyectando importantes ideas de largo plazo en infraestructura de transmisión. Sin embargo, dada la velocidad en los cambios en la generación y la demanda, se hace evidente la necesidad de tecnologías como los D-FACTS que han demostrado ser altamente efectivas en el corto plazo y complementarias con los proyectos de largo plazo.

En el corto y mediano plazo, se espera que estas soluciones innovadoras que permiten optimizar la capacidad de la red existente puedan asegurar que la Región logre alcanzar las metas ambiciosas de integración de energías renovables no convencionales, reduciendo el costo de la energía y protegiendo a sus comunidades.

Mario.Patino@smartwires.com