LAS PERSONAS, NUESTRO PRINCIPAL CAPITAL

La puesta en marcha del Coordinador Eléctrico Nacional, formalizada el 1 de enero de 2017, involucró un importante esfuerzo de liderazgo y gestión para crear las bases que sustentan a la organización.

Las personas de la institución son su principal capital y garantía de éxito futuro. Por ello, su desarrollo y la integración cultural de profesionales y especialistas provenientes de los CDEC que antecedieron al Coordinador fueron un eje de trabajo prioritario, y lo seguirá siendo durante 2018.

Así, durante el primer trimestre de 2017 se avanzó en la consolidación del trabajo iniciado en 2015 de integrar a las personas que formaban parte de los CDEC de ambos sistemas, creándose la nueva estructura organizacional del Coordinador. Bajo la conducción de la Dirección Ejecutiva, y considerando la opinión de los trabajadores a través de un proceso de consulta interna, se definió la nueva estructura de la institución.

De esta forma, se decidió la creación de ocho gerencias, y dos unidades de staff, subordinadas a la Dirección Ejecutiva. Las gerencias quedaron divididas entre las que participan directamente en los procesos propios del Coordinador (Operación, Mercados, Ingeniería y Proyectos y Planificación de la Transmisión) y las llamadas transversales, cuya gestión sirve de soporte para otras labores clave en la organización: Tecnología e Innovación, Asuntos Legales, Gestión de Personas, y Administración y Presupuesto.

En tanto, el Consejo Directivo tiene bajo su supervisión directa las unidades de Monitoreo de la Competencia, Auditoría y Control de Gestión, y Comunicaciones Externas y Relacionamiento Institucional.

EL AÑO DE LA INTERCONEXIÓN

La Gerencia de Operación fue un actor importante en la concreción de este anhelado objetivo. Su principal foco a lo largo del año fue preservar la seguridad de los sistemas SING y SIC, y al mismo tiempo formar el nuevo sistema nacional en función de la puesta en servicio simultánea de las instalaciones que permitirían la integración de ambos sistemas. Esto involucró la revisión rigurosa de los antecedentes y estudios de impacto presentados por las empresas responsables de los proyectos asociados a la interconexión, sin perder de vista la realización de diversos estudios operacionales que permitieron anticiparse a las condiciones que se producirían tras la interconexión.

Otro aspecto que requirió una importante cantidad de trabajo fue el desarrollo de un único proceso de programación de la operación, a partir de los existentes en los sistemas SING y SIC, puesto que históricamente ambos estaban desarrollados de acuerdo con sus particularidades. El desafío era obtener un pre despacho mediante una correcta valorización del agua de los embalses y una adecuada solución del problema de unit commitment en un sistema hidrotérmico con creciente presencia de ERNC, respetando las restricciones operacionales del nuevo sistema.

La solución alcanzada se basó en el uso del modelo PLP (para la programación de mediano y largo plazo), combinado con el software de modelación hidrotérmica PLEXOS, ambos ejecutados con periodicidad diaria. Todo lo anterior se tradujo en una administración más eficiente de los recursos hídricos en comparación con la obtenida del proceso semanal utilizado en el antiguo SIC.

Para hacer frente al reto de operar el nuevo sistema en tiempo real, a lo largo del año se implementó un programa de entrenamiento específico para el personal del Centro de Despacho y Control, el cual se hizo extensivo a los encargados de los Centros de Control de las empresas Transelec, TEN e Interchile, responsables de las nuevas instalaciones asociadas a la interconexión.

Junto al aporte de la Gerencia de Tecnología e Innovación, se trabajó en la integración de los sistemas informáticos de los antiguos CDEC, particularmente de la plataforma SCADA Network Manager, encargada de coordinar en tiempo real la generación y transmisión de energía eléctrica de manera segura y económica.

A la dificultad de que las plataformas SCADA utilizadas por los antiguos organismos provenían de distintos proveedores, se sumaba la necesidad de hacer una migración de los datos hacia la última versión de esta plataforma, sin que ello afectara la integridad del servicio eléctrico. Aunque esta migración se debe completar en junio de 2018, al cierre de 2017 se logró configurar la totalidad de las señales del Norte Grande en la plataforma migrada, junto con integrar el 60% de estas señales en conjunto con las empresas coordinadas.

Otro desarrollo tecnológico implementado en la operación fue la puesta en servicio del Control Automático de Generación (AGC, por su sigla en inglés) en las plataformas SCADA propias de cada sistema eléctrico, inicialmente en forma separada, para luego avanzar, con ocasión de la interconexión, a una estructura integrada -jerárquica y paralela-, que permitió realizar una transición exitosa en esta función de control.

Adicionalmente, se avanzó en la expansión de la red WAM del Sistema de Monitoreo, a través de la puesta en servicio de múltiples equipos de medición fasorial y de concentración de datos, los cuales han aportado información valiosa de la dinámica del sistema, especialmente a partir de la energización y sincronización de las instalaciones asociadas a la interconexión.

La Gerencia de Mercados, por su parte, contribuyó al esfuerzo de interconexión con el desarrollo de procesos únicos para el cálculo de los peajes nacionales, el cálculo de la potencia de suficiencia y los balances de transferencias de energía y potencia. Además, para el proceso de cálculo de los costos marginales de energía se consiguió aunar criterios relevantes sin producirse objeciones de parte de los coordinados.

En este contexto, durante el año se implementó una nueva metodología y sistema web para la información de costos y disponibilidad de combustibles. Lo anterior permitió que cada empresa estuviera preparada para dar cumplimiento con la normativa vigente relacionada con los costos y disponibilidad de combustibles y, por lo tanto, que el Coordinador Eléctrico Nacional cuente con información confiable y veraz para el ejercicio de sus funciones.

DESARROLLO FUTURO: EXPANSIÓN Y LICITACIONES DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA

Un desafío permanente del Coordinador Eléctrico Nacional es aportar al desarrollo energético del país mediante la definición y ejecución de las obras de transmisión necesarias para sustentar el funcionamiento abierto, eficiente y seguro del sistema eléctrico.

Uno de los principales hitos en esta materia fue la primera planificación anual de la transmisión de acuerdo con lo establecido en la Ley 20.936, a cargo de la Gerencia de Planificación de la Transmisión. Tras analizar el comportamiento de los flujos de potencia esperados en tramos del sistema y los posibles requerimientos de expansión, el Coordinador definió la realización de 17 proyectos zonales, presupuestados en US$99 millones de dólares, y cuatro proyectos para el sistema nacional, que tendrán un costo de US$478 millones de dólares. Entre ellos destacan la nueva línea de 500 kV desde Concepción al sur y la subestación Nueva Taltal 500/220 kV.

En tanto, en diciembre fue presentada la primera versión del Estudio de Capacidad Técnica Disponible de instalaciones de transmisión dedicadas. Este reporte no solo promueve el acceso abierto a las instalaciones de transmisión del territorio nacional y facilita la competencia entre los agentes, sino que también provee información clave para la industria, en cuanto a la localización de nuevos proyectos de generación, ya que permite identificar el potencial uso de las líneas de transmisión, como también para proyectos de nueva demanda.

Durante este mismo mes fue publicado el Estudio de Integridad del Sistema de Transmisión (EIST-2017), que indica los niveles de cortocircuito máximos para la red eléctrica del Sistema Eléctrico Nacional de 220 kV y superior, entre los años 2018 y 2021. Este diagnóstico y su proyección permiten advertir potenciales limitaciones que se pueden considerar al planificar o localizar nuevos proyectos de transmisión o generación, así como disponer de valores referenciales para el desarrollo y especificación de equipos primarios, infraestructura eléctrica o diseños de ingeniería de subestaciones.

Un desafío permanente del Coordinador Eléctrico Nacional es aportar al desarrollo energético del país

Durante el año también se abrieron y adjudicaron las licitaciones de obras de transmisión mandatadas bajo la anterior ley eléctrica, junto con iniciar los primeros procesos licitatorios bajo la nueva normativa sectorial.

En junio, en tanto, y bajo la conducción de la Gerencia de Ingeniería y Proyectos, concluyó exitosamente la adjudicación para la construcción de las obras nuevas contempladas en el decreto 373 de 2016, que contemplaba, entre otras, la nueva subestación seccionadora Nueva Pozo Almonte 220 kV; un nuevo banco de autotransformadores 1×750 MVA 500/220 kV en las subestaciones Nueva Cardones, Nueva Maitencillo y Nueva Pan de Azúcar; la nueva línea Nueva Maitencillo–Punta Colorada–Nueva Pan de Azúcar 2×220 kV, 2×500 MVA, y la subestación seccionadora Nueva Lampa 220 kV.

Por otro lado, y con motivo de la publicación del Decreto Exento N° 418 de 2017, en noviembre se dio inició al proceso de licitación de Obras de Ampliación y de Obras Nuevas Zonales con la publicación de las Bases Administrativas y Técnicas, elaboradas en esta ocasión por el Coordinador Eléctrico Nacional, de acuerdo con lo establecido en la Resolución Exenta N° 269 de 2017. La licitación contempló 98 obras a ser adjudicadas durante el año 2018, cuyo monto total de inversión supera los US$1.000 millones y se compone de 31 Obras Nuevas Zonales y de 67 Obras de Ampliación Zonales.

Además, en octubre de 2017 se dio inicio a la licitación de Obras Nuevas de Transmisión Nacional, establecidas en el Decreto Exento N° 422 de 2017, correspondiente a otros ocho proyectos, por un monto de US$300 millones.

Para lograr una gran cantidad de oferentes en ambos procesos, se desarrollaron diversas iniciativas de difusión tanto en Chile como en el extranjero, especialmente en los meses de septiembre y octubre. Adicionalmente, esta gerencia implementó una plataforma especial de licitaciones, que permitirá lograr una mayor eficiencia en la gestión de estos procesos.

INNOVACIÓN: FOCO CLAVE PARA TRANSFORMACIÓN DEL SISTEMA

Un foco clave para garantizar una operación más segura y económica del Sistema Eléctrico Nacional es promover un constante impulso a los procesos de Innovación e Investigación y Desarrollo (I2D) al interior del Coordinador. Este ámbito durante el ejercicio 2018 se convertirá en una nueva función a cumplir por la institución, dado su carácter estratégico. El propósito es contribuir con la modernización de los sistemas de energía, a través de análisis críticos del desempeño del sistema y mercado eléctrico, de la incorporación de nuevas tecnologías, así como la promoción de la investigación a nivel nacional, entre otras acciones.

El Coordinador se dedicó durante 2017 a prepararse para asumir en propiedad dicha responsabilidad y generar una Cultura de la Innovación en toda la organización. Para esto, la Gerencia de Tecnología e Innovación diseñó e inició la implementación de un modelo de gestión de la innovación, que establece un proceso permanente de creación de valor en el quehacer de Coordinador. Esta práctica, que será implementada desde el año 2018 en adelante, se caracteriza por desarrollar capacidades y aplicar metodologías que promueven la innovación en todos los quehaceres, enfocadas en facilitar la generación y concreción de nuevas ideas, que permitan anticiparse a los nuevos desarrollos. De esta forma, los integrantes del Coordinador pueden agregar valor medible y permanente en el cumplimiento de su rol y funciones.

Paralelamente, se generaron nuevas herramientas y modelos que aportan a la gestión del organismo. Por ejemplo, ante el desafío que implica la mayor inserción de energía solar y eólica en la planificación y operación en tiempo real del Sistema Eléctrico Nacional, se inició un proyecto que mejora los modelos utilizados en la denominada coordinación hidrotérmica. Este considera pronósticos y monitoreo de caudales, y optimización de mediano plazo de recursos hidrotérmicos ante mayores requerimientos de flexibilidad.

De manera complementaria, se contrató el desarrollo de un nuevo sistema de pronóstico de corto plazo de caudales para las centrales hidroeléctricas más relevantes en la operación del sistema eléctrico. Esta nueva metodología entrará en vigor en junio de 2018 y considera la utilización de modelos físicos de las cuencas para internalizar sus características topológicas, el uso de modelos meteorológicos para anticipar crecidas en caudales y la generación de escenarios para modelar la incertidumbre hídrica, entre otros aspectos.

Otro ámbito de experiencia innovadora se dio en octubre, cuando se desarrolló exitosamente una prueba de evaluación de la capacidad de una central fotovoltaica para proveer servicios complementarios, siendo la primera ocasión en Latinoamérica y el segundo intento de este tipo a nivel mundial. Se trató de un desarrollo conjunto del Coordinador con la empresa First Solar y el Centro de Investigación Internacional ENGIE Laborelec, consiguiéndose una evaluación objetiva y precisa de las capacidades de una planta fotovoltaica para proveer servicios compartidos como Control Rápido de Frecuencia (respuesta inercial sintética) y Control Rápido de Tensión (respuesta tipo STATCOM), así como una simulación de la conexión de la planta al Control Automático de Generación.

NUEVOS MODELOS Y PROCESOS DE GESTIÓN

Durante el año, las distintas gerencias del Coordinador realizaron una serie de aportes técnicos y metodológicos que contribuyeron a hacer más fluida la labor de la organización y de las empresas coordinadas.

Para cumplir con lo establecido en los anexos de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio, que entran en vigor en 2018, se realizaron un conjunto de iniciativas para determinar los parámetros operacionales de las centrales generadoras, referidos a potencia máxima, mínimos técnicos y parámetros de partida y detención.

Otro aporte sustantivo para la interacción con las empresas sujetas a coordinación fue la construcción de un Registro Único de Coordinados, proceso impulsado por la Gerencia de Asuntos Legales. Dicho registro cuenta con los antecedentes legales de todas las empresas que conforman el Sistema Eléctrico Nacional, permitiendo mayor eficiencia y agilidad en el flujo de información desde y hacia el Coordinador.

Dicha Gerencia también trabajó en el diseño y elaboración de todos los instrumentos legales asociados a la implementación de las Licitaciones de Obras de Transmisión, tales como la elaboración de las Bases de Licitación, definición y lineamientos de los principales aspectos jurídico-administrativos a considerar en dichos procesos. Como parte de dichas tareas, se gestó un conjunto de asesorías legales especializadas destinadas a dimensionar los principales riesgos jurídicos, con énfasis en materia de libre competencia, de tal manera de adoptar las recomendaciones y resguardos necesarios que permitan culminar dichos procesos sin contingencias jurídicas y dentro de los plazos establecidos.

Otra de las tareas desarrolladas durante el año fue dotar al Coordinador de los lineamientos jurídicos claves para la eficaz gestión administrativa, mediante la elaboración e implementación de nuevos instrumentos y herramientas para las adquisiciones y contratación de bienes y servicios por parte del Coordinador, incorporando un proceso de verificación de Personas Expuestas Políticamente.

Otro aspecto que resultó ser clave para la organización durante el año anterior dice relación con los aspectos de gestión administrativa y manejo presupuestario, a cargo de la Gerencia de Administración y Presupuesto.

En este sentido, la gerencia lideró el proceso de elaboración del primer presupuesto del Coordinador Eléctrico, el que fue presentado ante la Comisión Nacional de Energía (CNE) el 18 de julio y aprobado a mediados del mes de agosto.

Otro elemento de la mayor significación, y que estuvo a cargo de esta gerencia, fue el inicio del nuevo régimen de financiamiento del Coordinador, mediante la aplicación del Cargo por Servicio Público (CSP), mecanismo que permitirá financiar la labor del Coordinador a partir de 2018, y que difiere sustantivamente del utilizado por los antiguos CDEC. Finalmente, la Gerencia de Administración y Presupuesto presentó ante el Consejo Directivo los primeros Estados Financieros del organismo, correspondientes al año 2017, para su auditoría y posterior aprobación.