1 | spec.cl | isci.cl | usm.clSPEC energy | data | innovation | ISCI Instituto Sistemas Complejos Ingeniería | USM Universidad Técnica Federico Santa María
Análisis y Propuesta de una Ruta de Referencia para Alcanzar Cero Emisiones en el Sector de
Generación de Energía Eléctrica en Chile7 de septiembre de 2021
Cliente:
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Objetivos del estudio
§ Verificar el cumplimiento de losdesafíos impuestos por la NDCde Chile.
El objetivo del presente estudio consiste en identificar los principales habilitantes y condicionantes para que el cierre de las centrales
termoeléctricas a carbón se materialice en un plazo que permita que ese cierre se haga sin afectar la seguridad del Sistema Eléctrico Nacional,
conjuntamente con la eliminación de todos los combustibles fósiles de la matriz de generación eléctrica en Chile como máximo al año 2050
Ruta 0 emisiones1 Sistema Seguro y Suficiente2 Cumplimiento acuerdos
internacionales3§ Proponer la o las “rutas” que
podrían llevar a Chile a unacondición de cero emisionesdel sistema de generacióneléctrica nacional.
§ Verificar el cumplimiento delos criterios de suficiencia parael parque de generación.
§ Verificar el cumplimiento delas normas de seguridad ycalidad de servicio del SistemaEléctrico Nacional.
§ Identificar restriccionesocasionadas por el sistema detransmisión nacional yeventualmente zonal.
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Escenarios bajo análisis y actividades
2021 2050
Cero Emisiones
2026 2030-2040
Retiro año 2025Análisis de la situación del SEN 2026 considerando el cierre completo de
las centrales a carbón antes del 1/1/2026.
Escenario Futuro
ACTIVIDAD 1: Determinación de
expansión de oferta de generación y
transmisión 2020-2040 (ruta inicial)
ACTIVIDAD 2.1: Análisis horario -
Operación económica
ACTIVIDAD 3: Análisis en régimen y
dinámico de cumplimiento de criterios de SyCS
Identificación de elementos habilitantes y condicionantes para alcanzar matriz cero emisiones
ACTIVIDAD 2.2: Análisis horario -
Suficiencia de generación
Ajustes a ruta (En caso de ser necesario)
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Equipo de trabajo
Eduardo PereiraDirector de Proyecto
Adria Junyent-FerréImperial College London
Eduardo PereiraHéctor Otárola
Ricardo Haro
Goran StrbacImperial College London
Rodrigo MorenoUniversidad de Chile / ISCI
Comité Asesor
SEGURIDAD ESTÁTICA
Ricardo ÁlvarezVíctor Hinojosa
Diego Ortiz
SEGURIDAD DINÁMICA
Equipo de trabajo
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Actividad 1:Desarrollo inicial
de rutas
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Supuestos convenidos con ACERA
Supuestos: condición ”esperada” para desarrollo ERNC, bajo condiciones de alta electrificación.
Concepto Fuente Ajuste o comentarios
DemandaProyección carbono neutralidad con medidas de electrificación
Creación de perfiles horarios según tipo de consumo
Costos de combustibles
AEO 2021 escenario ReferenceIncluye diferenciación por central según ITD enero 2021
CAPEX PELP IAA 2020 escenario medioAjuste a CAPEX inicial según informe de costos CNE y proyección NREL para BESS
Proyectos parque generador
Levantamiento proyectos en pruebas, construcción y comprometidos por licitaciones
Listado vigente a marzo 2021. No se consideraron otros proyectos asociados a renegociaciones de PPA libres o bienes nacionales
Retiro centrales a carbón
Calendario definido hasta 2025, incluyendo reconversión
Incluye proyección de costos y condiciones de flexibilidad de centrales convertidas
Escenarios hidrológicos
Se consideraron escenarios históricos tipo húmedo-seco-medio y extremo seco
Definidos según valores observados que incluye efectos de cambio climático (ajustando a valor esperado de 29 TWh)
Desarrollo de tecnologías
Entrevistas a distintos participantes del mercado
CSP: sólo desde 2027 (Likana) otros desde 2028Bombeo: desde 2028 solo 300 MW al 2026,Geotermia: sólo desde 2028
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Determinación de ruta 2025
Definida una trayectoria de retiro, se determina la expansión para adaptar elsistema mediante un modelo de planificación centralizada.
Situación inicio año 2021 Proyectos en pruebas + construcción+ comprometidos
Capacidad de generación
adicional para operación a
mínimo costo
6.7
4.9
3.8
3.9
0.5
3.3
2.50.1
0.0
2.0
4.0
6.0
8.0
10.0
12.0
14.0
16.0
18.0
20.0
22.0
24.0
26.0
28.0
Inicio 2021
[GW
]
Geotermia
Eólica
Solar CSP
Solar PV
Biomasa
Diesel
Gas natural
Carbón
Hidráulica 0.8
-2.9
0.40.50.6
5.4
2.3
-3.0
-2.0
-1.0
0.0
1.0
2.0
3.0
4.0
5.0
6.0
7.0
8.0
9.0
10.0
11.0
Expansión 2021-2025
[GW
]
8 | spec.cl | isci.cl | usm.clSPEC energy | data | innovation | ISCI Instituto Sistemas Complejos Ingeniería | USM Universidad Técnica Federico Santa María
Resultados ruta 2025
Sistema adaptado al 2026 requiere una expansión adicional de 8 GW, de los cuales1.1 GW son de sistemas de almacenamiento -> ~40 GW de capacidad al 2026
Situación inicio año 2021
0.8
-2.9-2.0
0.40.50.6
5.4
1.2 1.0 1.3
3.8
0.1
-1.1
3.2
1.2
2.3
5.7 3.7
2.6 2.3
-
0.2
0.1 -0.3
0.2
- 0.2
0.1
0.8
-
0.2
5.6
-3.0
-2.0
-1.0
0.0
1.0
2.0
3.0
4.0
5.0
6.0
7.0
8.0
9.0
10.0
11.0
12.0
13.0
Expansión 2021-2025
Adicional 2021-2025
2026-2030 2031-2035 2036-2040
[GW
]
6.7
4.9
3.8
3.9
0.5
3.3
2.50.1
0.0
2.0
4.0
6.0
8.0
10.0
12.0
14.0
16.0
18.0
20.0
22.0
24.0
26.0
28.0
Inicio 2021
[GW
]
Geotermia
Eólica
Solar CSP
Solar PV
Biomasa
Diesel
Gas natural
Carbón
Hidráulica
Expansión para reeemplazar centrales a carbón al 2026 (Ruta 2025)
Decisión del modelo
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Resultados ruta 2025
• Fuerte desarrollo eólico en la zona de Taltal (S/E Parinas) y la VIII región.
• Solar FV adicional principalmente cercana a centros de consumo
• Almacenamiento en zona norte
Ubicación de nuevos proyectos es relevante:
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Actividad 2: simulación
operación horaria
11 | spec.cl | isci.cl | usm.clSPEC energy | data | innovation | ISCI Instituto Sistemas Complejos Ingeniería | USM Universidad Técnica Federico Santa María
0
200
400
600
800
1,000
1,200
1,400
1,600
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Mes
Generación eléctrica en base a gas - caso sin carbón
Extrema seca Húmeda Media Seca Total 2020
2.1 Operación económica
Considerando los desarrollos de las distintas tecnologías anteriormentepresentados, se simuló la operación del sistema eléctrico al 2026 con resoluciónhoraria, para 4 condiciones hidrológicas.
Adicionalmente, se llevan a cabo algunas sensibilidades que permiten ilustrar losefectos en distintos casos
• Restricción al desarrollo desistemas de almacenamiento: Sin ~1GW al 2026 según ruta 2025 (solodesarrollo ERNC)
• Incapacidad de adaptar el sistema:sólo se desarrolla la capacidad“firme” entre 2020-2024
• Restricciones a disponibilidad degas natural: según operaciónprogramada 2020, con un fuertedecaimiento de disponibilidad enultimo trimestre del año.
Generación mensual gas 2026 – Ruta 2025 adaptado
[GW
h]
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2.1 Operación económica
El sistema requiere disponibilidad para usar intensivamente en modo ciclajecentrales a gas para los balances intradiarios, y diésel en eventos extremos (Ejemplodia 5, semana abril). Sin almacenamiento, el uso intensivo de diésel es másfrecuente.
Dichos eventos pueden ser intempestivos y tener varios días de duración, por lo quese sugiere revisar asuntos relativos a stock y logística de estos combustibles.
3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
3 8 13 18 23 3 8 13 18 23 3 8 13 18 23 3 8 13 18 23 3 8 13 18 23 3 8 13 18 23 3 8 13 18 23 3 8 13 18 23 3 8 13 18 23 3 8 13 18 23
Ruta2025(sincarbón)
Ruta2025-Sens1sinalmacenamiento
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
[GW]
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
[GW]
Diesel Descargaalmacenamiento Cargaalmacenamiento SolarPV(neto) GNL Hidroeléctrica CSP Eólica Carbón
13 | spec.cl | isci.cl | usm.clSPEC energy | data | innovation | ISCI Instituto Sistemas Complejos Ingeniería | USM Universidad Técnica Federico Santa María
2.1 Operación económica
Energía anual por tecnología y emisiones totales de CO2, comparación encondiciones hidrológicas similares a 2020. Sistemas no adaptados resultan enmayor generación en base a gas y diesel, con una consecuente alza en lasemisiones.
Generación anual 2026 por tecnología y emisiones totales
1371015,557 16,142 13,513
20,618
908203 792 1,420
6,497
31.5
7.88.6 9
16.35
0
5
10
15
20
25
30
35
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
2020 Ruta 2025 (adaptado) Sensibilidad 1 Ruta2025 sin
almacenamiento
Sensibilidad 2 - Ruta2025 restricción gas
Sensibilidad 3 Ruta2025 sin adaptar
Em
isio
nes
CO
2eq
[Mto
n]
Hidráulica Solar PV (neto) Eólica Carbón
Gas/GNL Diesel Almacenamiento Solar CSP
Biomasa Geotermia Emisiones CO2
14 | spec.cl | isci.cl | usm.clSPEC energy | data | innovation | ISCI Instituto Sistemas Complejos Ingeniería | USM Universidad Técnica Federico Santa María
Factibilidad técnica y señales de mercado – nuevos servicios
Existen recursos suficientes para cumplir con requerimientos de inercia mínima.Servicio no existente que requiere ser asegurado.
Escenario Hora
2 4 6 8
10
12
14
16
18
20
22
24
Retiro
carbón2025
Retiro
carbón2040
0K
20K
40K
Inercia[MVAs]
0K
20K
40K
Inercia[MVAs]
25.000
25.000
SistemaEléctricoNacional
Hora
2 4 6 8
10
12
14
16
18
20
22
24
0K
5K
10K
Inercia[MVAs]
0K
5K
10K
Inercia[MVAs]
6.000
6.000
NorteGrande
Baterías CSP Eólico Hidro PV Termoeléctrico
Necesidad de despacho forzado
Supuestos en torno a la inercia mínima consideran:• 6,000 MVAs norte de S/E Diego
Almagro, y; • 25,000 MVAs para todo el SEN.
En esta condición de requerimientos, despachos forzados implicarían un alza en compensaciones por operación fuera de mérito de 25 MMUSD al 2026 (+~40%)
Análisis de condicionantes técnicas
15 | spec.cl | isci.cl | usm.clSPEC energy | data | innovation | ISCI Instituto Sistemas Complejos Ingeniería | USM Universidad Técnica Federico Santa María
Factibilidad técnica y señales de mercado - hydro peakingAsí como con las centrales térmicas, la transformación de la matriz requerirá un uso intensivo de sus recursos de flexibilidad. El rol de la hidroelectricidad cambiará a ser de un buffer estacional a uno intradiario motivado por el ingreso masivo de solar fotovoltaica, incluso manteniendo en operación las centrales a carbón al año 2026.
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
[MW
]
Hora del día
Generación hidro total programada
2026 sin carbon 2026 con carbon 2020 simulado 2020 real
Esto requerirá poner atención a posibles conflictos con otros usos e impactos en los ecosistemas locales.
Posibles medidas de mitigación serán requeridas a fin de disponer de este recurso
Adicionalmente, poner énfasis en los procedimientos de despacho intradiario del CEN
Análisis de condicionantes técnicas
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Actividad 3: Análisis dinámico
17 | spec.cl | isci.cl | usm.clSPEC energy | data | innovation | ISCI Instituto Sistemas Complejos Ingeniería | USM Universidad Técnica Federico Santa María
3 Análisis dinámico
§ Mes de agosto (altos niveles de generación eólica)
§ Demanda media (3 pm): día no laboral
§ Hidrología extrema seca§ Alta penetración solar en el norte
(total ERNC: ~ 90 %)§ Altos flujos de norte a sur, en
particular línea Nueva Pan de Azúcar – Polpaico
Se llevan a cabo dos análisis relativos a la estabilidad del sistema sobre el caso Ruta 2025-Adaptado:
• Estabilidad de frecuencia: Se estudia la respuesta del control de frecuencia ante desbalances en generación-demanda (fallas de generadores).
• Estabilidad de tensión: Se estudia la respuesta del control de tensión ante fallas en líneas del sistema de transmisión
Dichos estudios requieren de la elección de condiciones críticas de operación
2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
[GW]
Cargaalmacenamiento
SolarPV(neto)
Diesel
GNL
Descargaalmacenamiento
Hidroeléctrica
Eólica
Carbón
Biomasa
Geotermia
CSP
18 | spec.cl | isci.cl | usm.clSPEC energy | data | innovation | ISCI Instituto Sistemas Complejos Ingeniería | USM Universidad Técnica Federico Santa María
Falla en una unidad sincrónica en operación (CTM3 – 116 MW) no supone riesgo para la estabilidad de frecuencia.
– Es un desbalance pequeño, en comparación con desbalances actuales considerados en estudios dinámicos (360 MW por ej). Esto es característica del punto de operación al tener las unidades en mínimo técnico en horas solares.
Falla en parque eólico en S/E Parinas operando a 300 MW: frecuencia baja del umbral de activación de los EDAC (frecuencia nadir: 48,969 Hz) y se logra mantener la estabilidad del sistema
– Existe un deterioro en la respuesta de frecuencia c/r a situación actual, producto de menor inercia presente en el sistema (~25.000 MVAs).
à Para mantener la estabilidad de frecuencia y evitar un deterioro en el desempeño del sistema, se requieren medidas o recursos adicionales.
Despachos forzados de unidades adicionales
Respuesta de demanda (cargas interrumpibles, via agregadores)
Respuesta rápida de frecuencia de sistemas de almacenamiento (en modo carga)
Respuesta rápida de frecuencia de ERV, aprovechando o forzando vertimiento
3 Análisis dinámico: frecuencia
19 | spec.cl | isci.cl | usm.clSPEC energy | data | innovation | ISCI Instituto Sistemas Complejos Ingeniería | USM Universidad Técnica Federico Santa María
Desempeño dinámico del sistema ante pérdida de 300 MW, con distintos niveles de participación de centrales FV al control primario de frecuencia:
3 Análisis dinámico: frecuencia
Desconexión de carga se evita con solo 15 MW de participación de ERNC nuevas (<1%). Con 143 MW de participación (3%), frecuencia nadir pasa de 48.969 Hz a 49,462àAporte de las ERV mejora notablemente desempeño dinámico del sistema
20 | spec.cl | isci.cl | usm.clSPEC energy | data | innovation | ISCI Instituto Sistemas Complejos Ingeniería | USM Universidad Técnica Federico Santa María
Adicionalmente, es posible reducir la inercia mínima establecida que es provista porcentrales a gas despachadas de manera forzada
• Se reducen 3949 MVAs (15.6%) de inercia de turbinas a gas que aportan 18 MW
• Inercia final: 21400 MVAs (Original: 25.400 MVAs)
• Menor inercia impacta negativamente en el desempeño dinámico del sistema
• Activación de EDAC se evita con 33,5 MW (<1%) de participación de ERV nuevas
3 Análisis dinámico: frecuencia
21 | spec.cl | isci.cl | usm.clSPEC energy | data | innovation | ISCI Instituto Sistemas Complejos Ingeniería | USM Universidad Técnica Federico Santa María
Para el punto de operación escogido, se simula falla en línea Nva. Pan de Azúcar –Popaico 500 kV. En principio es la falla más crítica identificada, dado que el corredor se utiliza a plena capacidad.
3 Análisis dinámico: tensión
Fault
Falla en la línea resulta en fuertes oscilaciones y valores muy bajos de tensión enbarras aledañas, lo que lleva a la pérdida de estabilidad del sistema.
Dicha situación podría en la práctica desencadenar desconexiones adicionales encascada por sub-tensión, hasta provocar un apagón.
Se requiere de medidas y/o infraestructura adicionales para dar soportedinámico al sistema.
1710 MW
SEN Norte
SEN Centro
22 | spec.cl | isci.cl | usm.clSPEC energy | data | innovation | ISCI Instituto Sistemas Complejos Ingeniería | USM Universidad Técnica Federico Santa María
Opciones a evaluar:– Infraestructura: STATCOM, BESS, Guacolda como condensador
sincrónico– Operación: U16 en operación, restricción de flujos línea Nva. P. Azúcar –
Polpaico 500 kV
3 Análisis dinámico: tensión
XXX MVAXXX MVAXXX MVA
CS GUACOLDA
STATCOM STATCOM
1710 MW
Caso 1: BESS+STATCOM
Caso 2.1: BESS+
STATCOM+ CS Guacolda (2U)
Caso 2.2:BESS+
STATCOM+ CS Guacolda (5U)
Caso 3:BESS + STATCOM +
U16 oper.
Caso 4:BESS + STATCOM +
U16 oper. +Rest. flujos
Caso 5: BESS + U16 +
Rest. Flujos
Casos de estudio:
U16
SEN Norte
SEN Centro
23 | spec.cl | isci.cl | usm.clSPEC energy | data | innovation | ISCI Instituto Sistemas Complejos Ingeniería | USM Universidad Técnica Federico Santa María
Es posible disminuir requerimientos de nueva infraestructura reutilizando laexistente ya sea mediante reconversión, despachos forzados o restricción de flujos
Condicionantes identificadas
Caso 1:BESS+
STATCOM
Caso 2.1: BESS+
STATCOM+ CS Guacolda (2U)
Caso 2.2:BESS+
STATCOM+ CS Guacolda (5U)
Caso 3:BESS +
STATCOM + U16 oper.
Caso 4:BESS + STATCOM
+ U16 oper. +Rest. flujos
Caso 5 (**): BESS + U16 +
Rest. Flujos
BESS Tocopilla 100 100 100 0 0 0
BESSParinas
0 0 0 200 200 200
STATCOM Parinas
600 500 200 0 0 0
STATCOM Nva. Pan de Azúcar
500 400 400 300 200 0
Guacolda 0 353 892 - - -
U16 No No No Min. Tec. (125 MW)
Min. Tec. (125 MW)
Min. Tec. (125 MW)
Flujo Nva. P. Azúcar – Polpaico
1710 1710 1710 1710 1532 1532
Total BESS 100 100 100 200 200 200
Total STATCOM 1100 900 600 300 200 0
(*) Valores en MVA o MW según corresponda
(**) Desempeño dinámico no cumple NTSyCS
24 | spec.cl | isci.cl | usm.clSPEC energy | data | innovation | ISCI Instituto Sistemas Complejos Ingeniería | USM Universidad Técnica Federico Santa María
Conclusiones
25 | spec.cl | isci.cl | usm.clSPEC energy | data | innovation | ISCI Instituto Sistemas Complejos Ingeniería | USM Universidad Técnica Federico Santa María
Conclusiones retiro año 2025
A pesar de la gran cantidad de proyectos en construcción y desarrolloque se integrarán al SEN en los próximos años, se requiere un esfuerzoadicional para retirar el carbón y adaptar el sistema
Existe una necesidad de mayores y oportunos desarrollos de capacidadde generación y almacenamiento.
• Tecnologías actualmente incipientes como bombeo, BESS (~1GW al2026) y CSP (~1 GW al 2030) requieren de especial atención.
Adicionalmente se requerirá de infraestructura adicional para darsoporte dinámico al sistema a fin de mantener la seguridad ycontinuidad de suministro. Reconversión de infraestructura existente yalgunas políticas de operación permite reducir estos requerimientos.
Adicionalmente se requiere revisar diversas políticas: disponibilidadde gas y operación intradiaria flexible, cadena de suministro de diésel odefinición de stock mínimo, restricciones al hydropeaking,desincentivos por altos niveles de vertimiento, operación fuera deorden económico y falta de remuneración por servicios como inercia ociclaje.
26 | spec.cl | isci.cl | usm.clSPEC energy | data | innovation | ISCI Instituto Sistemas Complejos Ingeniería | USM Universidad Técnica Federico Santa María
Conclusiones retiro año 2025
Es factible encontrar un mix tecnológico para el reemplazo de las unidades a carbón, incluso en escenarios de retiro acelerado al 2026.
Este mix, acompañado de algunas prácticas operacionales permite alcanzar dos aspectos relevantes:
• Eficiencia económica: abastecer la demanda a mínimo costo (adaptar el sistema)
• Factibilidad técnica: mantener la robustez del SEN ante desbalances que puedan poner en riesgo su estabilidad y la continuidad de suministro.
Si bien, el desarrollo de infraestructura es un desafío y tiene un alto costo, no se identifica este como la principal barrera para el retiro anticipado.
La principal barrera identificada está relacionada a la suficiencia de las señales de mercado y la institucionalidad vigente para atraer dichas inversiones y facilitar la aplicación de las políticas necesarias.
27 | spec.cl | isci.cl | usm.clSPEC energy | data | innovation | ISCI Instituto Sistemas Complejos Ingeniería | USM Universidad Técnica Federico Santa María
Conclusiones retiro año 2025
Lo anterior por cuanto expansiones adicionales al 2026 están principalmenteen manos de los privados. No existirían procesos centralizados comolicitaciones a clientes regulados que adicionen nueva capacidad a esa fecha.
Cabe preguntarse entonces, por ejemplo, si las señales de mercado sonsuficientes para la integración de tecnologías habilitantes de incipientedesarrollo como almacenamiento y aporte de renovables al control defrecuencia, entre otros.
Otra barrera relevante es que decisiones de inversión no están integradas enun solo agente. Es posible desajustes entre entrada de nuevos proyectos yretiros de centrales a carbón.
Cualquier falla en este proceso y no lograr un sistema adaptado al nuevoescenario puede significar un sistema más frágil, menos eficiente y máscontaminante. -> Riesgo para eventual proceso de electrificación
Así, es necesario estudiar si el retiro al 2025 es una decisión costo eficientepara la sociedad y el medio ambiente (en desarrollo).
28 | spec.cl | isci.cl | usm.clSPEC energy | data | innovation | ISCI Instituto Sistemas Complejos Ingeniería | USM Universidad Técnica Federico Santa María
Análisis y Propuesta de una Ruta de Referencia para Alcanzar Cero Emisiones en el Sector de
Generación de Energía Eléctrica en Chile7 de septiembre de 2021
Cliente: