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.

En el contexto del seminario de CIGRE Chile “Optimización del uso y operación inteligente de las redes”, Eduardo Esperguel, Jefe del Subdepartamento de Planificación de la Comisión Nacional de Energía (CNE), expuso las etapas del proceso anual de planificación y las propuestas de expansión de la red recibidas para el Proceso 2020, que se destacan por contar con varias alternativas que hacen uso de tecnologías flexibles. Estas últimas están destinadas a resolver problemas de congestiones en el corto plazo y permitir acelerar el proceso de descarbonización general que lleva a cabo el sector energético. En particular, comentó sobre los proyectos que, haciendo uso de almacenamiento de energía y automatismos, permitían aumentar la capacidad de las líneas en forma “virtual” operando por sobre el criterio N-1, pero retornando rápidamente a valores seguros tras ocurrida una contingencia. Además, Esperguel destacó las propuestas basadas en la reconversión de infraestructura AC en DC, consiguiendo aumentos de capacidad considerables y nuevos casos de usos de tecnología FACTS que permitirían optimizar el uso de los corredores existentes. Finalmente, indicó que la incorporación de tecnologías flexibles en planes de expansión de la transmisión ha motivado preguntas y plantea desafíos técnicos y regulatorios que es necesario abordar para su consolidación como alternativas de expansión.

Por su parte, Alex Alegría, Director de CIGRE Chile, planteó los desafíos que dan sentido al uso de las nuevas tecnologías flexibles como la penetración de generación renovable de bajo costo, que debe ser aprovechada, pero que igualmente conlleva desafíos técnicos en su integración. También, nombró la diversidad geográfica de los recursos renovables, cuyo potencial solar y eólico en el norte y eólico en el sur estresarán gran parte de la red, como asimismo el proceso de descarbonización que acelerará las necesidades de transmisión y de otros atributos necesarios para la operación confiable de la red. Según Alegría, las soluciones estructurales de largo plazo (nuevas líneas) son cada vez más complejas de implementar por sus altos costos, la oposición comunitaria y los largos tiempos de desarrollo. Por otro lado, la reducción de los costos de las tecnologías como el almacenamiento de energía pueden convertirlas en soluciones económicamente eficientes en el mediano y largo plazo. Recalcó sí que la seguridad de suministro y confiabilidad de los sistemas zonales debe avanzar hasta alcanzar los estándares del Sistema Nacional (ex Troncal) y que la regulación debe evolucionar y adaptarse de forma acelerada a las necesidades del sistema.

En el seminario también intervino Marcio Oliveira, Application Engineer de Hitachi-ABB Power Grids, quien presentó los nuevos desafíos que trae consigo la penetración de generación renovable variable en el sistema, ejemplificados en la disminución de los niveles de cortocircuito, corrimiento de las frecuencias de resonancia armónica hacia órdenes menores, falta de inercia y problemas en la recuperación dinámica de tensiones. Estos fenómenos impactan igualmente la forma en que se diseñan las soluciones FACTS que deben estar basadas mayormente en tecnología VSC y considerar esquemas híbridos que incorporan compensación sincrónica, almacenamiento de energía o sistemas de control coordinado sistémico utilizando herramientas como el monitoreo fasorial (PMU).

En la misma línea de los equipos FACTS, Mario Patiño, Manager of Costumer Solutions LATAM de Smartwires, presentó las soluciones que posee dicha compañía en equipos FACTS series modulares (SSSC), los cuales permiten controlar los flujos de las líneas de transmisión mediante la variación de la impedancia equivalente de las mismas, actuando como una “válvula” que permite regular una mayor o menor magnitud de flujos y, de esta forma, distribuirlos manteniendo los límites de seguridad. La característica modular de esta tecnología admite su uso distribuido a lo largo de la línea que permitiría el ahorro de espacio en subestaciones con crecimiento limitado.

Posteriormente, William Mendoza-Romero, Senior Sales Manager de GE Digital, comentó sobre como las 4D (Descarbonización-Digitalización-Descentralización-Democratización) están cambiando la cara del sector de energía en el mundo y representan desafíos tanto técnicos como culturales. Particularmente, la irrupción de las renovables variables produce la reducción de la inercia del sistema, para lo cual se requiere un estricto monitoreo de los recursos disponibles del sistema en tiempo real. Para lograr esto, GE Digital propone una plataforma que hace uso de medición fasorial y analítica avanzada para determinar la inercia efectiva en cada una de las áreas de control de la red. Esta medición precisa permite mantener niveles adecuados de seguridad en la operación y, a su vez, reducir los costos de los servicios complementarios de frecuencia.

Finalmente, Alfredo de la Quintana, Gerente de I+D y Negocios de CONECTA Ingeniería, presentó un resumen del trabajo Power System Relaying and Control Committee de IEEE, cuyos alcancen abarcan aspectos relativos a principios, aplicaciones, diseño, construcción, pruebas y operación de protección y control de sistemas eléctricos de potencia. Asimismo, expuso una visión general sobre todos los aspectos de la vida útil de los sistemas SIPS (System Integrity Protection Schemes, comúnmente conocidos como Automatismos) que van desde la determinación de su necesidad, pasando por el diseño conceptual, la ingeniería e implementación, la gestión durante su vida útil operacional y su deshabilitación y retiro luego del cambio en las condiciones sistémicas que los justificaron, todo ejemplificado en las experiencias y proyectos concretos desarrollados por CONECTA en el sistema nacional.