Durante 2021 se realizaron estudios de inercia y cortocircuito del SEN que identifican los requerimientos necesarios para facilitar y habilitar el proceso de descarbonización e integración de renovables en los próximos 10 años.

(Lunes 31 de enero de 2022) “Desafíos de la Transición Energética en materias de Inercia y Cortocircuito” fue el título del exitoso webinar que realizó el Coordinador Eléctrico Nacional el viernes 28 de enero, y que se transmitió a través del canal YouTube del organismo.

Durante el seminario online, se informó que durante el año 2021 el Coordinador desarrolló un conjunto de estudios que identificaron los niveles de inercia y cortocircuito mínimos por zona para el corto plazo (2022) y mediano y largo plazo (2025-2030), junto con analizar los efectos sobre la seguridad y calidad de servicio del Sistema Eléctrico Nacional (SEN), considerando los altos niveles de integración de energías renovables variables (ERV) y el retiro de centrales a carbón.

Los estudios identificaron la importancia del análisis de la fortaleza de red en presencia de alta penetración de ERV, ya que podría existir riesgo de pérdida de sincronismo en unidades ERV ante fallas en la red, debido a la reducción del soporte en tensión por una baja fortaleza de la red, entendiendo esta última como la capacidad de mantener estable la forma de onda de la tensión (amplitud y fase) ante perturbaciones y se mide mediante el indicador “razón de cortocircuito” y otros que incluyen la interacción entre parques ERV.

Los análisis para 2022 identifican bajos niveles de fortaleza de la red, particularmente en la zona norte del SEN, siendo éste el primer desafío a atender para mantener la operación segura y económica del sistema. Dentro de las soluciones posibles están el despacho forzado de generación sincrónica (con un impacto local y acotado), lo que puede limitar la generación ERV y/o reajustar controles.

en tanto, los estudios para los años 2025-2030, recomiendan aumentar la fortaleza de la red en la zona norte mediante la instalación de condensadores síncronos: 1,5 GVA al año 2025 y 1,6 GVA adicionales al año 2030 (total de 3,1 GVA), dado el retiro esperado de unidades térmicas, en particular en el norte del país. Un ejemplo internacional es Australia, donde ya se definió e implementó la instalación de condensadores sincrónicos.

La instalación de infraestructura que permita aumentar la fortaleza de la red se debería gestionar como un Servicio Complementario (SSCC) para el mediano plazo a través de licitaciones, de modo de contar con una solución que cumpla con las especificaciones técnicas requeridas. El mecanismo de SSCC también brinda un espacio a soluciones tecnológicas innovadoras, por ejemplo, la posibilidad de reconvertir unidades síncronas existentes a carbón como condensadores sincrónicos.

En consecuencia, se requiere que las entidades reguladoras y la industria conozcan estos hallazgos y colaboren en el desarrollo de la nueva infraestructura necesaria para habilitar la integración masiva de ERV en los próximos años y, también, facilitar y habilitar el proceso de retiro de las unidades a carbón, incluyendo las modificaciones normativas que sea necesario realizar.

Le invitamos a revivir el webinar en el canal de YouTube del Coordinador.

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