Entre el lunes 24 de agosto y el jueves 3 de septiembre de 2020 se realizó en forma virtual la e-session 2020 de CIGRE, en reemplazo de la Sesión Bienal 2020 que debía realizarse en París este año. En el evento intervinieron profesionales de más de 90 países y fueron presentados más de 500 papers de los 16 Comités de Estudio de CIGRE.

Ocho socios del Comité Chileno de CIGRE, Gabriel Olguín, Juan Carlos Araneda, Rosa Serrano, Víctor Velar, Javier Toro, Ernesto Huber, Patricio Valenzuela y Alfredo Cárdenas, participaron en la modalidad remota del evento de sistemas de potencia más importante del año.

Gabriel Olguín asistió en calidad de Presidente del Comité Nacional y como representante nacional en el Comité de Estudio B4 (DC Systems and Power Electronics). También participó en reuniones del WG B4.79 (Sistemas HVDC híbridos), WG B4.85 (Interoperabilidad de convertidores HVDC basada en software de código abierto) y WG B4.87 (Respuesta de convertidores VSC a perturbaciones en sistemas AC con baja generación sincrónica). Además intervino en los tutoriales HVDC y en las sesiones del SC B4. Un aspecto que destacó de las reuniones es la fuerte penetración de soluciones basadas en electrónica de potencia, tanto en generación como en transmisión y distribución, y el impacto que esta transformación tendrá en el comportamiento del sistema y en las definiciones de estabilidad del sistema de potencia.

Por su lado, Juan Carlos Araneda participó en calidad de representante nacional en el Comité de Estudio C1 (Power System Development and Economics), donde reportó el avance del JWG C1/C6.37 (Optimal Transmission and Distribution Investment Decisions Under Increasing Energy Scenario Uncertainty) que lidera. En la reunión del SC C1 fue seleccionado como nuevo integrante del Strategic Advisory Group. También asistió como autor del paper «Impact of Decarbonization on Transmission Network Planning and Delivery: comparing the German and Chilean Experiences». Ese paper lo presentó el martes 1 de septiembre y fue elaborado en conjunto con Matthias Müller-Mienack, de DNV-GL, Alemania. Finalmente, el jueves 3 de septiembre fue uno de los tres expositores del Tutorial C1 «Optimal Power System Planning and Investment Decisions under Growing Uncertainty», junto a los profesores Chongqing Kang y Ning Zhang, de la Universidad Tsinghua de Beijing, China, resumiendo los avances de los grupos de trabajo WG C1.39 y JWG C1/C6.37.

En tanto, Rosa Serrano participó en calidad de autora del paper “Regulatory Considerations for Resilient Power Networks against Wildfires”, que elaboró en conjunto con B. Moya, M. Pantelli, R. Moreno, I. Saavedra, D. Martínez y G. Zárate.

Víctor Velar intervino en calidad de autor del paper “Subsynchronous Resonance Study and Torsional Vibration Monitoring Program in the National Electric System of Chile”. Ese paper lo presentó el martes 25 de agosto y lo elaboró en conjunto con Carlos Alvear.

Por su parte, Javier Toro participó en calidad de autor del paper “Categorization Process Assignment of Transmission System Installations after 2016 Legal Reform of General Law on Electric Services”, elaborado en conjunto con L. Zubicueta, N.López, P. Muñoz e I. Saavedra, y del paper “From a System of Shared Payment between Generators and Customers to a Regime of Payment of Final Customers”, elaborado junto con I. García, C. Castillo e I. Saavedra.

Del mismo modo, Ernesto Huber asistió en calidad de representante nacional en el Comité de Estudio C2 (Power System Operation and Control) y como participante en el grupo de trabajo WG C2-39 (Operator Training at Different Control Levels and for Different Participants/Actors in the New Environment).

En tanto, Patricio Valenzuela intervino como participante en el grupo de trabajo WG C5-27 (Market Design for Short-Term Flexibility) y en calidad de representante nacional en el Comité de Estudio C5 (Electricity Markets and Regulation).

Los papers aprobados pueden consultarse aquí

Por Alfredo Cárdenas O., Subgerente de Planificación, Transelec

Chile es un país que está experimentando un despegue en el desarrollo de las energías renovables. La política de descarbonización de la matriz energética, y el consiguiente reemplazo de las centrales de carbón por tecnologías más limpias, acrecienta la importancia de la incorporación de los sistemas de almacenamiento aplicados a la transmisión para enfrentar los desafíos de contar con una sistema seguro, estable y robusto.
Sin duda, los sistemas de almacenamiento de energía permitirán brindar una mayor flexibilidad y seguridad al sistema que presenta una creciente integración de energías renovables. Los esfuerzos de las empresas apuntan a gestionar mejor el recurso renovable y a la maximización de la capacidad del sistema de transmisión. El costo de estos sistemas ha tenido una caída de precio relevante en la última década y, al mismo tiempo, se están promoviendo e instalando proyectos de mayor capacidad que permiten apoyar la transformación de los sistemas eléctricos como Virtual Dam con una capacidad/Energía de 10 MW/50 MWh. Las proyecciones indican que dicha tendencia a la baja continuará como lo muestra el siguiente gráfico:

Por otro lado, el almacenamiento de larga duración, a través de la tecnología de aire comprimido, ya ha mostrado las bondades de su tecnología en proyectos en operación en América del Norte, Chile y Australia. Estos proyectos de almacenamiento de energía aportan un aceleramiento a la descarbonización energética, así como también a un sistema sostenible y confiable como en la isla Guam, ofreciendo soluciones económicamente competitivas. Este tipo de tecnología presenta una característica multiservicio (servicios complementarios, arbitraje de precios, flexibilidad y suficiencia) que la convierte en única. Claramente es un tema en desarrollo en el mundo.
En transmisión también se usa esta tecnología de almacenamiento. La denominada “transmisión virtual” permite incrementar la capacidad de las líneas instalando almacenamiento en sus extremos, lo cual puede desplazar inversiones y captar mayores beneficios por tardarse menos en su puesta en servicio que una línea de transmisión. En la figura siguiente se presenta un esquema de un proyecto de este tipo presentado y promovido por Transelec, utilizando sistemas de baterías para incrementar la capacidad de transmisión del sistema de 500 kV al norte de Santiago.

Por su parte, la remuneración de servicios complementarios es clave para lograr proyectos rentables. De hecho, en la actualidad, la regulación es una de las principales barreras de entrada de estos sistemas puesto que mejorar la definición de los ingresos de estos proyectos, así como también una adecuada modelación y valorización de los beneficios de esta tecnología, son claves para su incorporación como parte de la infraestructura del sistema eléctrico. Es necesario reconocer apropiadamente sus beneficios y que la regulación entregue incentivos para su desarrollo. Este será un tema que debe abordar tanto el regulador, como la industria y la academia. Esta discusión está abierta y todavía hay camino que nos falta por recorrer.

La tecnología de almacenamiento de energía de aire comprimido a gran escala (“A-CAES” por sus siglas en inglés) utiliza poca cantidad de agua, aire presurizado y equipos estándares y probados con cadenas de suministro existentes para entregar una solución de almacenamiento de larga duración y libre de emisiones y materiales tóxicos. El A-CAES tiene características similares al almacenamiento de hidro-bombeo pero con las ventajas únicas de ser modular y flexible en su ubicación.

Mientras que las instalaciones tradicionales CAES han estado operando por décadas desde los años setenta, A-CAES incluye dos mejoras tecnológicas obtenidas de las industrias de energía y minería que perfeccionan su propuesta de valor. “Primero, contiene un sistema de gestión térmica que captura y almacena, para su uso posterior, el calor generado durante la compresión del aire, energía que tradicionalmente sería desperdiciada. Esto elimina la necesidad de utilizar gas natural para recalentar el aire durante el ciclo de descarga. Esto significa cero costos de combustible, una mejor eficiencia carga/descarga y cero emisiones o químicos nocivos. Segundo, nuestro sistema usa un embalse de agua para compensar hidrostáticamente la caverna de almacenamiento de aire. La compensación hidrostática mejora la eficiencia y permite a A-CAES utilizar cavernas de almacenamiento excavadas de forma económica (con requisitos de menor volumen) y beneficiarse de la capacidad de ser construidas en la mayoría de los tipos de suelo”, comentó Jordan Cole, Director Comercial de Hydrostor.  

Hydrostor, empresa canadiense fundada en Toronto en el año 2010 y líder mundial de esta tecnología que en la actualidad desarrolla proyectos por un total de 4 GW en Canadá, Estados Unidos, Australia y Chile, ve una atractiva oportunidad en el país y se ha asociado con la generadora AME para ingresar a este mercado. “La rápida penetración de las energías renovables en el norte del país y la inminente retirada de 3,5 GW de capacidad de carbón están creando una gran necesidad del tipo de soluciones que ofrece A-CAES. Se prevé que Chile requerirá 7.5 GW de activos flexibles para 2026 que puedan responder a cambios rápidos en la carga neta. También existe una gran necesidad de inversión en infraestructura de transmisión desde el norte al centro del país para desbloquear algunos de los mejores recursos renovables del mundo”, señaló Cole.

A principios de 2020, Hydrostor y AME presentaron conjuntamente dos proyectos a la Comisión Nacional de Energía. El primero es Transición, un proyecto de 500 MW y 5.000 MWh ubicado cerca de la localidad de Lagunas, Región de Tarapacá, y el segundo es Innovación, un proyecto de 250MW y 2.500 MWh localizado en los alrededores de Pozo Almonte, también en la Región de Tarapacá. Estas ubicaciones han sido seleccionadas por los importantes beneficios que los proyectos propuestos ofrecerían a la red chilena. Además, “estas obras evitarían inversiones más costosas en nuevas líneas de transmisión y ayudarían a integrar las energías renovables a la red desplazando por algunas horas bloques de energía, como también mejorar la calidad de la energía y la inercia del sistema. Estos proyectos estarían programados para completarse en 2026 y tendrían una vida operativa de más de 50 años sin degradación”, indicó el ejecutivo.

La transición exitosa de Chile hacia una red de bajas emisiones de carbono es importante, como asimismo, lograr una transición exitosa que requerirá un sistema de transmisión más flexible y eficiente capaz de respaldar la confiabilidad del sistema, minimizar el riesgo de suministro y garantizar la operación más económica para todos los usuarios. Por estas razones, “en Hydrostor y AME creemos que nuestra infraestructura A-CAES probada, libre de emisiones y flexible es la solución ideal en el proceso de expansión de la red de transmisión”, concluyó Cole.