INSERCIÓN ERNC Desafíos normativos y de coordinación Patricio Valenzuela Octubre 2015.

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1 INSERCIÓN ERNC Desafíos normativos y de coordinación Patricio Valenzuela Octubre 2015

2 AGENDA  Contexto  Desafíos del coordinador  Aspectos regulatorios a abordar  Conclusiones

3 AGENDA  Contexto  Desafíos del coordinador  Aspectos regulatorios a abordar  Conclusiones

4 Panorama propicio para un desarrollo significativo de centrales ERNC :  Territorio del SING se caracteriza por disponer de grandes recursos de ERNC.  Disminución sostenida de costos de inversión de tecnologías PV.  Modularidad y tiempos de construcción reducidos de centrales ERNC.  Cumplimiento con creces de Ley 20/25. Contexto

5 Contexto – Proyectos en construcción Termosolar : 110 MW en año 2016 2015 247 MW 2016 654 MW 2017 148 MW Al 2017 en construcción del orden de 1049 MW (RE/CNE del 9 Septiembre de 2015) Fotovoltaica: 939 MW Total en 2017: 1300 MW

6  Pool de costos declarados: existencia de un organismo que coordina a los distintos segmentos o agentes y que conduce a confiabilidad y eficiencia económica.  Coordinador (CDEC): organismo sin fines de lucro, no tiene propiedades en instalaciones y cumple las dos funciones esenciales del mercado: Operador de Red Operador de Mercado Contexto- Mercado Mayorista Nacional

7 AGENDA  Contexto  Desafíos del coordinador - Operador de Red  Aspectos regulatorios a abordar  Conclusiones

8 Foco Confiabilidad del sistema eléctrico (suficiencia, seguridad y calidad de servicio) Contexto – Función Operador de Red Demanda neta Generación Frecuencia del SI Balance entre generación y demanda Variables de control frecuencia y flujo de interconexiones Gestión del sistema de transmisión (Restricciones y Congestiones)

9  Sistema dinámico  Requiere que el coordinador se adapte y anticipe a los nuevos escenarios  Focos: condición normal de operación y ante contingencias. Bajos montos de ERNC  no han implicado cambios a códigos de red Montos importantes de ERNC  han requerido cambios para atender problemas no en forma anticipada Contexto – Función Operador de Red

10 Estudio ERNC 2015: Foco escenario de operación al 2017 Desafíos – Función Operador de Red Variabilidad (escenario conocido)  Desafío: controlar rampas de variación de potencia (MW/min).  Foco: contar con capacidad para gestionar la variabilidad. Montos de reservas Velocidad de reservas y Predictibilidad (escenario incierto)  Desafío:  Manejar la incertidumbre del recurso ERNC.  Foco:  Predecir con mayor exactitud el recurso.  Determinar margen de reserva que se haga cargo del error de predicción esperado.

11 Desafíos – Función Operador de Red Requerimiento RG se cumple en forma natural Sólo en el 8 % de los casos se activa restricción Reserva en Giro Control primario no se ve afectado (salida de 1 a 3 unidades térmicas) Control secundario requiere implementación de AGC Control de Frecuencia Número de partidas y detenciones se incrementa en forma importante  Flexibilidad es clave Colocación disminuye  aumento CVNC (2,8 veces) Régimen Operativo GC Mejora la confiabilidad del SING aportando inercia Transferencias dinámicas permiten mitiga el régimen operativo de las unidades Régimen bajo interconexión Disminuyen entre un 12 y un 20%. Costos de operación Estudio ERNC 2015: escenarios de penetración ERNC entre 900 y 1500 MW de capacidad instalada en el año 2017, se tiene:

12 Bajo condición normal de operación: AGC  está en proceso de implementación Predicción  se ha desarrollado sistema de gestión y se está trabajando en mejorar herramientas de predicción. Flexibilidad de unidades térmicas es clave:  Se requiere mecanismo que reconozca la flexibilidad como un servicio  incremento del CVNC podría dejarlas F/S.  Desafío de mejorar flexibilidad vs cumplimiento norma ambiental Desafíos – Función Operador de Red

13 Sistema de control automático de generación Control de frecuencia Control de interconexiones Mediante unidades pre- definidas para el ejercer el Control Secundario de Frecuencias Desafíos – Función Operador de Red

14 Sistema SGER (gestión de previsiones de ERNC y demandas) Desafíos – Función Operador de Red

15 Sistema SGER (gestión de previsiones de ERNC y demandas) Desafíos – Función Operador de Red

16 AGENDA  Contexto  Desafíos del coordinador – Operador de Mercado  Aspectos regulatorios a abordar  Conclusiones

17 Contexto - Función Operador de Mercado I O E P Foco operación económica y comercial (transferencias) Empresas Generadoras se someten a la coordinación y decisiones de operación que establece el CDEC No existe autodespacho o modelo en que el generador decide su operación

18  Mercado Spot sólo participan generadores  Mismas reglas para todos Contexto - Función Operador de Mercado CDEC Mercado SPOT  Existencia de contratos bilaterales financieros no físicos  No implican generación forzada Compañía de Distribución Mercado de Contratos Bilaterales Financieros Coordinador realiza pre-despacho

19 Contexto - Función Operador de Mercado Aparición de nuevas proyectos que aportan flexibilidad al sistema para los cuales no hay tratamiento específico: Medios de almacenamiento (baterías) asociados a proyectos ERNC (solares). Sistemas híbridos gas natural y energía solar. Central de bombeo: inyección y retiro de energía cuya operación debe ser establecida por el coordinador. Oportunidades de gestión de demanda, sin mecanismo explícito de tratamiento.

20 AGENDA  Contexto  Desafíos de coordinación – Operador de Mercado  Aspectos regulatorios a abordar  Conclusiones

21 Aspectos regulatorios a abordar Niveles de integración importantes requieren anticipar exigencias técnicas para nuevos proyectos, conforme a características del sistema. Normativa debiera tender a establecer capacidades (diseño) – no sintonía o ajustes precisos los que deben ser resultado de estudios dada la dinámica del sistema. (compatibilidad con EDAC - EDAG - Reservas, etc.). Exigencias de diseño:  Soportar eventos de cortocircuito/caídas críticas de tensión.  Desempeño antes incursiones de frecuencia.  Aporte de potencia actica y reactiva (SSCC).  Tiempo en que deben permanecer conectados post falla.  Emular inercia.  Precisión en los modelos que representan la operación.  Monitoreo y calidad de señales meteorológicas.

22 Sistema WAM Implementadas este año Utilidades más importantes Análisis rápido y detallado de fallas Monitoreo del sistema de transmisión Monitoreo de comportamiento del sistema Desafíos – Función Operador de Red

23 Aspectos regulatorios a abordar  Tratamientos específicos que incentiven el desarrollo de nuevas tecnologías y acciones operativas que aporten a una mayor flexibilidad del sistema. Revisar tratamiento a nuevos proyectos que incluyen medios de almacenamiento. Mecanismo de remuneración que reconozca el mayor régimen operativo de las unidades flexibles, como un servicio, que evite que estas unidades queden fuera del despacho económico por incremento de su CVNC. Revisar consistencia entre RCA y DS 13, y evaluar los efectos sobre la flexibilidad del parque generador vs mayor integración ERNC.  Crear mecanismos de premios/penalizaciones que incentiven mejoras en las predicciones del recurso ERNC y de la demanda.

24 AGENDA  Contexto  Desafíos de coordinación – Operador de Mercado  Aspectos regulatorios a abordar  Conclusiones

25  Chile ha aprovechado la experiencia internacional permitiendo una integración ERNC armónica, respetando las características del mercado eléctrico nacional.  Se requiere seguir avanzado en el marco regulatorio atendiendo en forma anticipada, los aspectos que no se abordan explícitamente de manera de entregar señales claras a los desarrolladores más innovadores.  La incorporación de nuevas exigencias a la NTSyCS debiera explícitamente indicar su tratamiento respecto al régimen de los SSCC.  Existe espacio para plantear propuestas, buscar soluciones y abordar los aspectos que no tienen un tratamiento explícito en la normativa actual. Conclusiones

26 INSERCIÓN ERNC Desafíos normativos y de coordinación Patricio Valenzuela Octubre 2015