Por Germán Henríquez, Presidente Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico Nacional
En las últimas décadas, y desde la aparición de los semiconductores de alta capacidad, en términos de potencia, los sistemas eléctricos han sufrido transformaciones importantes en cuanto a su dinámica operativa, lo que se evidencia en una mayor dificultad para mantener el equilibrio entre la demanda y la generación de energía. En particular, los procesos productivos de grandes clientes y en la última década la aparición masiva de Energías Renovables No Convencionales (ERNC), han introducido nuevos desafíos operativos al incorporar tecnologías que no operan en sincronismo directamente con la red (entre otros: partidores suaves, energía ERNC concentrada y distribuida, interconexión HVDC, Smartgrid, etc.). Lo anterior ha implicado la pérdida de inercia mecánica de grandes masas rodantes a las que estábamos acostumbrados, las que apoyan directamente el control de frecuencia de estos sistemas, y por lo tanto, ayudan a mantener el equilibrio entre la demanda y la generación eléctrica.
Al respecto, los operadores eléctricos, encargados de dos funciones principales, operar tanto la red eléctrica como el mercado eléctrico, se encuentran en medio de una revolución tecnológica que se encamina hacia el 2050, con cambios muy rápidos que se evidencian en el corto plazo y desafíos futuros que es posible vislumbrar. Bajo este contexto, y a nivel mundial, existen diversos esfuerzos tendientes a alcanzar la mayor flexibilidad posible, en términos de la coordinación de la operación de los sistemas eléctricos de potencia. Dichos esfuerzos, no sólo abarcan los aspectos técnicos de control de frecuencia, sino también todos los procesos asociados a estas dos funciones que deben cumplir los responsables de coordinar dicha operación. La flexibilidad entonces representa un problema adaptativo, que involucra a todos los stakeholders, y que implica desafíos tecnológicos y cambios de paradigmas en cuanto a la forma de abordar o hacer las cosas.
Desde el punto de vista técnico, la flexibilidad de un sistema eléctrico se puede entender como la capacidad del sistema para adaptarse a la nueva dinámica operativa y poder controlar las variables eléctricas que permiten asegurar la confiabilidad (seguridad, suficiencia y calidad) y la eficiencia del sistema. En este aspecto, se identifican y explotan diversos mecanismos y fuentes de flexibilidad, partiendo desde modificar el régimen operativo de las fuentes convencionales de generación eléctrica – alcanzando nuevos márgenes y características de operación, lo que implica capacitar a los operadores e implementar nuevas prácticas de mantenimiento-, introducir nuevas tecnologías de monitoreo y control como los sistemas AGC (Automatic Generation Control) y mejoras en los sistemas SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition), incorporar y estudiar nuevas tecnologías de almacenamiento de energía, impulsar la integración de sistemas eléctricos para aprovechar sinergias (capacidad e inercia), introducir tecnologías innovadoras en los sistemas de transmisión (FACTS o Flexible Alternating Current Transmission Systems) , las que tienen un impacto directo en la utilización y control de las actuales redes de transmisión, o aprovechar la inercia desde fuentes ENRC distribuida en los sistemas de distribución, que entre otros desafíos cambian los paradigmas de diseño de esquemas de protecciones eléctricas. Un aspecto relevante desde el punto de vista técnico es la capacidad para poder predecir los fenómenos meteorológicos y con ello la producción de ERNC, lo que implica contar con adecuados modelos de predicción y nuevas metodologías de optimización que permitan incorporar la variabilidad del recurso ENRC en la programación de la operación.
Desde el punto de vista del mercado eléctrico, y producto de esta realidad, en particular la variabilidad de las ERNC, la tendencia a nivel mundial es evidenciar una disminución del costo de la energía eléctrica, pero a la vez, la necesidad de fomentar y aumentar el costo de un mercado de desbalances y mercado de capacidad, a efectos de contar con la flexibilidad necesaria para operar el sistema con los márgenes de seguridad y calidad esperados, lo que en general se ha abordado principalmente a través de mecanismos de servicios complementarios (o los denominados servicios auxiliares) y contratos de capacidad de largo plazo, respectivamente. Esto ha implicado la necesidad de revisar los marcos regulatorios y mecanismos que reconozcan y remuneren dicha flexibilidad, así como desarrollar nuevos modelos de optimización, plataformas y herramientas automáticas que permitan al operador adaptar sus procesos a mercados más dinámicos y líquidos.
Tanto los desafíos técnicos como los relacionados con el mercado eléctrico, han impulsado y seguirán impulsando una creciente revisión de procesos e introducción de mayor automatización, a través de la implementación de los denominados equipos inteligentes (IED o intelligent electronic device), e infraestructura de tecnologías de información revolucionarias, a lo que se suma la necesidad de proteger dichos sistemas para permitir una adecuada disponibilidad, integridad y confiabilidad de la data e información, implementando políticas adecuadas de ciberseguridad.
En este contexto, el trabajo estratégico y las prioridades del Coordinador han apuntado a identificar y reconocer estos desafíos, determinando “Qué tecnología o proceso”, “Dónde” y “Cuándo”, debe ser implementada o mejorada, para cumplir sus funciones con excelencia y constituirse en un referente a nivel internacional en el mediano plazo.