Estrategia de flexibilidad para el Sistema Eléctrico Nacional

Jueves 10 de Septiembre de 2020

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Estrategia de flexibilidad para el Sistema Eléctrico Nacional

 

El 08 de septiembre, a través de un webinar transmitido por Youtube Live, el Ministerio de Energía dio a conocer la Estrategia de Flexibilidad para el Sistema Eléctrico Nacional (SEN). El concepto de flexibilidad aquí aplicado se ha definido como la “capacidad de un sistema eléctrico para responder a la variabilidad e incertidumbre de la generación y demanda, de manera segura y económica, en distintas escalas de tiempo.

En este sentido, como objetivo general de la Estrategia de Flexibilidad Energética lo que se pretende es “definir acciones para disponer de señales de mercado y procesos, que permitan el desarrollo y la utilización de la flexibilidad requerida en el Sistema Eléctrico Nacional, para que éste se desarrolle de forma segura, eficiente y sostenible”.

Estas acciones o medidas están estructuradas en torno a 2 elementos fundamentales o ideas matrices:  Mercado basado en costos y Pago regulado de potencia.

Ahora, las acciones concretas que fueron anunciadas están organizadas en torno a 3 ejes y 12 medidas que, en definitiva, constituyen la Estrategia de Flexibilidad Energética.

 

Eje 1. Diseño de mercado para el desarrollo de un sistema flexible

Medida 1

Perfeccionar el mecanismo de remuneración de suficiencia. Se revisarán las condiciones de mayor exigencia, los métodos probabilísticos para determinar reconocimiento, asignación a la demanda, precio de potencia bajo distintos niveles de capacidad, esquema transitorio para no afectar la certeza regulatoria.

Medida 2

Establecer señales de mercado de largo plazo que incentiven la inversión en tecnologías que aporten flexibilidad. Se pretende contar con señales de largo plazo que incentiven la inversión en instalaciones flexibles, que permitan cubrir de manera eficiente los requerimientos de rampa de demanda neta en el sistema.

Medida 3

Contar con la inercia y nivel de cortocircuito suficientes en el sistema eléctrico a futuro. Acá se busca analizar soluciones tecnológicas y mecanismos regulatorios que aseguren que el sistema en el largo plazo pueda responder a las variaciones de frecuencia y tensión de manera segura y económica.

Medida 4.

Monitorear  y evaluar el mercado de Servicios Complementarios. En este punto, lo que se pretende evaluar y monitorear es el desempeño del mercado de SSCC, con el objetivo de identificar oportunidades de mejora.

Eje 2. Marco regulatorio para sistemas de almacenamiento y nuevas tecnologías flexibles

Medida 5

Reconocer el aporte a la suficiencia del sistema del almacenamiento en las instalaciones. Tiene por objeto establecer metodologías que permitan reconocer el aporte a la suficiencia de centrales de generación con capacidad de regulación y con capacidad de almacenamiento.

Medida 6

Mejorar los procedimientos de programación de inyecciones y retiros de energía de los sistemas de almacenamiento. Se busca perfeccionar la metodología empleada para determinar la programación de la operación y operación en tiempo real de sistemas de almacenamiento (SA), para que cumpla con 3 criterios: mínimo costo, aplicable por el Coordinador y mecanismos para gestionar los riesgos.

Medida 7

Perfeccionar el tratamiento de sistemas de almacenamiento en la planificación de la transmisión y su participación en mercados competitivos. Deberá considerar condiciones para la planificación de la transmisión; remuneración y participación en otros mercados; beneficios operacionales sistémicos y; condiciones para la licitación operación y remuneración.

Medida 8

Permitir la incorporación de proyectos piloto. Se deberá implementar un procedimiento para otorgar permisos especiales para el desarrollo de proyectos piloto en los distintos segmentos del mercado.

Eje 3. Operación flexible del sistema

Medida 9

Perfeccionar la señal del costo marginal de energía. Mejorar la señal de precios de energía del mercado spot a través de mecanismos de corto y mediano plazo.

Medida 10

Perfeccionar el proceso de programación de la operación. Se busca avanzar hacia programación diaria y actualización itra-diaria, además de revisar los procedimientos para la determinación de parámetros técnicos, como se está calculando el valor del agua y recomendar cambios a la normativa ambiental.

Medida 11

Perfeccionar la operación en tiempo real. La idea es que, en el corto plazo, los agentes puedan contar con información ex post que fundamenta las decisiones del operador del sistema, con pronósticos de generación y demanda más actualizados, y en el mediano plazo, contar con un despacho económico de generación y reservas en tiempo real.

Medida 12

Tratamiento de desvíos de generación y demanda. Se divide en 2 etapas, en la primera se considera monitorear y publicar el desempeño de los pronósticos de generación y demanda, y en la segunda, evaluar medidas adicionales para entregar señales económicas a los agentes si es que en un plazo de 12 meses los resultados no alcanzan el nivel esperado.

Algunas de estas medidas han avanzado como las relativas al almacenamiento, que se han incorporado a la regulación de nivel reglamentario, tanto en el D.S. 125, Reglamento de la Coordinación y Operación del Sistema Eléctrico Nacional, como en las modificaciones al Reglamento de Transferencias de Potencia, en actual tramitación. Aquellas contenidas en el Eje 3 son parte del Plan Normativo 2020, pero por su poco avance, se proyecta como improbable su término este año dada la priorización que ha hecho la CNE de la modificación a la Norma Técnica de Operación de Unidades Generadoras a Gas Natural Licuado, a través de la cual se pretende abordar la problemática de las declaraciones de gas inflexible que se producen en la operación del sistema eléctrico y generan gran controversia en la industria renovable que ve limitado el despacho de centrales por este efecto.

 

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