Así lo afirmó Daniel Salazar, Director Ejecutivo del Coordinador Eléctrico Nacional, en entrevista realizada por Revista ELECTRICIDAD.

(Santiago, 21 de marzo de 2018) Daniel Salazar, director ejecutivo del Coordinador Eléctrico Nacional, señala a Revista ELECTRICIDAD que este es uno de los efectos de las operaciones de la línea TEN y del primer tramo de Cardones-Polpaico, refuerzos que entregan mayor holgura de transmisión en el norte chico.

En entrevista con Revista ELECTRICIDAD el ejecutivo destaca los beneficios que se han dado en los primeros meses de la interconexión SING-SIC, como la reducción de 37% a 7% en el vertimiento de energía que se producía en el norte chico, junto con el aumento de la seguridad en el sistema eléctrico, en el cual se espera la materialización de la línea Cardones-Polpaico, que ejecuta Interchile, para inyectar más robustez a la transmisión nacional.

Interconexión

¿Cuál es el balance de 2017 que se hizo en el organismo?

Cumplimos nuestros objetivos de integrar los antiguos CDECs, dar garantías de continuidad de las operaciones en cada sistema, además de iniciar un mega proceso de licitaciones de obras de transmisión y lo más emblemático fue la interconexión SIC-SING, sacando la tarea adelante con una conexión limpia, con cero faltas.

¿Cuál es la evaluación de la interconexión en estos primeros meses de operación?

Con la interconexión ya se comenzaron a ver efectos positivos en la seguridad, porque las contingencias y fallas son mejor respaldadas y amortiguadas al contar con un sistema más grande. También se comenzaron a ver mejoras en la colocación de energía renovable, lo que comenzó a ser visible en noviembre, en el mismo día de la interconexión. Además, con la llegada del primer tramo de la línea de Interchile, de Cardones a Nueva Maitencillo, la mejora es notable.

¿De qué forma mejoró la situación de la generación ERNC en el norte chico?

Antes de la interconexión los niveles de reducción de vertimiento en el norte chico eran de hasta 37%. Si uno compara esa situación con lo ocurrido en los últimos días de enero, estamos llegando a niveles más bajos, del orden de 7% en las mejores condiciones de operación, lo que significa que hay una reducción cercana al 80% en el vertimiento que se producía por la restricción de la transmisión.

A partir de estos resultados, ¿qué proyecciones tienen en este tema a futuro?

Habrá un vertimiento bajo y no descartamos que en algunos días se pueda llegar a cero, lo que depende de la combinación de variables como la temperatura ambiente −que define capacidades de transmisión− y la disponibilidad del recurso eólico y solar. Eso ha ocurrido en algunos días, donde los costos marginales cero disminuyeron de más de ocho horas, en noviembre, a dos horas en enero, debido a la combinación de las operaciones de la línea TEN, más el primer tramo de Nueva Cardones-Nueva Maitencillo. Cuando finalicen las obras de la interconexión el vertimiento debería desaparecer.

¿De qué forma se ha mejorado la seguridad en el sistema tras la interconexión?

Se han dado casos en noviembre, como una contingencia aislada en la que se desenganchó una unidad de gran tamaño en la zona norte (ex SING), con una desconexión de carga de 180 MW, pero no ocurrió nada porque se aumentó la transferencia desde el norte chico (ex zona norte del SIC) al norte grande. Ha habido otras contingencias de otra magnitud en la zona centro sur, cuando en diciembre hubo una falla en la subestación Colbún, afectando a la subestación Ancoa, lo que generó una desconexión de generación de 800 MW, pero el sistema se mantuvo en pie, con una muy buena capacidad de respuesta. Y en enero, en el norte grande, se desconectaron 250 MW de una central a carbón y nuevamente la interconexión respondió con sus transferencias al máximo para darle integridad al sistema, no desconectando clientes ni consumos.

¿Cómo se comporta la capacidad de transferencia de la interconexión?

La interconexión partió el 21 de noviembre con la idea de no superar los 200 MW en los envíos del norte chico al norte grande, pero con la conexión a Nueva Maitencillo, estamos transmitiendo sobre los 500 MW, pudiendo transferir sobre 700 MW.

¿Qué impacto de corto plazo se prevé para la interconexión con países vecinos?

Las mejoras más relevantes van a venir cuando tengamos en operaciones la línea Cardones-Polpaico, específicamente con los tramos Maitencillo-Pan de Azúcar y Pan de Azúcar-Polpaico, porque tendremos total robustez y además podremos activar temas que tuvimos que suspender el año pasado, como los intercambios eléctricos con Argentina.

¿Por qué motivo se paralizaron estos intercambios?

Esto se suspendió con la interconexión SIC-SING, porque el decreto así lo establecía, y adicionalmente los estudios de análisis realizados por el Coordinador advertían problemas de estabilidad ante contingencias. Luego, no era factible una operación de este tipo con Argentina hasta que no tuviéramos nuestra interconexión finalizada. Lo importante es que Interchile llegue a Polpaico y ahí podemos volver a evaluar los intercambios con Argentina.
ERNC

¿Qué efectos tienen estos beneficios en el manejo de la variabilidad solar y eólica en el sistema?

La variabilidad está asociada a la disponibilidad del recurso y eso tiene que ver con los emplazamientos en los cuales están los proyectos y la calidad de los pronósticos que tienen las empresas coordinadas, por lo que hoy estamos en una condición mucho más favorable de cómo gestionar los recursos, pero el desafío es que aumenta la inserción de energía renovable, pues este año tenemos más de 1.000 MW solares y eólicos que se incorporarán al sistema.

¿Cuáles son las perspectivas sobre el comportamiento de las rampas que se producen por la generación horaria de las fuentes solares y eólicas?

Se van a ir profundizando. Los efectos serán cada vez mayores producto de la generación solar, por lo que una tarea clave es cómo mejoramos las potencias de mínimo técnico de las centrales. La variabilidad intradiaria tiene una directa relación con la potencia del mínimo técnico. Un logro importante de 2017 es el de los niveles alcanzados por la central Guacolda, de 27%, pues fijan una referencia exigente de flexibilidad. Esto es parte de la tarea que viene para tener una visión lo más detallada y completa posible del parque termoeléctrico para alcanzar los mínimos niveles de potencia de operación y eso le ayuda mucho a la rampa de generación, porque cuando aparece el recurso solar todas las unidades termoeléctricas deben llegar a su mínimo técnico.

¿Qué nuevas tecnologías está evaluando incorporar el Coordinador?

Las iniciativas más importantes tienen que ver con la integración de las plataformas propias. Se inició un proceso de migración para esto en materia del sistema Scada y AGC, lo que está en pleno desarrollo. Además, tenemos otras plataformas de información, que es prioritario para nosotros, para entregar más y mejor atención a nuestros coordinados.

Fuente: Revista ELECTRICIDAD