PONTIFICIA UNIVERSIDAD CATÓLICA DE CHILE ESCUELA DE INGENIERÍA DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

Informe FinalProyecto de Investigación“Confiabilidad en Sistemas

Eólicos-Hidrotérmicos”

Mercados EléctricosIEE3372

Carlos Jeldres VenzanoEdson Pedreros RiquelmeProfesor Hugh Rudnick Van De WyngardViernes, 27 de mayo de 2011.

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Objetivos…….…………………………………….………………………..……………..5

1-Introducción……………………………………………………………………………. 6

2.-Importancia de las ERNC1…………………………………………………...….....… 72.1.- ¿Por qué ERNC?………………………………………………...…...……... 7

2.1.1.-El tema medioambiental…………………………………....……… 82.1.2.-Seguridad de suministro……………………………………..…..… 82.1.3.-Independencia energética…………………………………...…...... 92.1.4.-Precios………………………………………………………..…..... 9

2.2.- Impactos ambientales en la generación ERNC versus las tradicionales……. 102.3.- Energía en el mundo……………………………………………………….. 112.4.- Energía eólica en Chile…………………………………………….………. 12

2.4.1.- Incentivo del estado para promover las energías renovables……... 13

3.- Robustez del sistema y condiciones de conexión de parques eólicos…...……..……...153.1.- Impacto de una central eólica según robustez del sistema………………… 153.2.- Diferentes tipos de aerogeneradores. ……………………………………… 173.3.- Regulación chilena y europea para conexión de parques eólicos………… 19

3.3.1.- Capacidad para soportar Fallas…………………………………… 193.3.2.- Regulación de frecuencia………………………………………… 213.3.3.- Rangos de Voltaje……………………………………………….... 223.3.4.- Control de potencia activa y frecuencia…………………………. 233.3.5.- Control de potencia reactiva/voltaje……………………………… 23

4.-Factores de planta de parques eólicos y su necesidad de centrales de respaldo..……... 264.1.-La disponibilidad de los parque eólicos………………………………...…… 26

4.1.1.- Predicción del Régimen de Vientos………………………………. 274.2.-La necesidad de centrales de respaldo: análisis de las distintas alt………. 27

4.2.1.- Respaldo en Centrales Hidráulicas……………………………….. 294.2.2.- Respaldo en Centrales Térmicas…………………………………. 294.2.3.- Respaldo en Banco de Baterías…………………………………… 304.2.4.- Respaldo en Vehículos Eléctricos………………………………… 304.2.5.- Respaldo en sistemas de almacenamiento de aire comprimido… 31

4.3.-Complementaridad de la generación eólica, hídrica y térmica……………… 324.4.-Impacto en las redes de transmisión………………………………………… 33

5.-Experiencias internacionales con energía eólica……………………………….………385.1.-Datos preliminares……………………………………………………………385.2.-Caso de Alemania…………………………………………………………….38

1 Acrónimo usado para referirse a Energías Renovables no Convencionales3

5.3.- Caso de España …………………………...…………………………………415.4.- Caso de Dinamarca………………………..……………………………....... 425.5.-Caso de Inglaterra…………………………..………………………………...435.6.-Caso de Brasil……………………………………………………………….. 43

6.- Conclusiones finales……………………………………………………………….......456.1- Que podemos aprender de las experiencias foráneas al respecto: escenarios

dispares, similitudes y diferencias…………………………………………………….......45

7.-Link y bibliografías……………………………………………………………………. 477.1.-Links………………………………………………………………………….477.2.- Bibliografías………………………………………………………….……. 48

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Objetivos

Analizar las ventajas y desventajas económicas, ambientales y de gestión en los parques eólicos.

Conocer parámetros técnicos de implantación y generación en parques eólicos. Conocer la realidad internacional al respecto y entender como en países europeos se

logra una proporción de potencia instalada en ERNC tan alto. Analizar y fundamentar las posibles implantaciones de estos modelos a la realidad

chilena. Entender el complemento que se produce entre los sistemas eólicos e hidro-térmicos

en términos de posibilidades de producción, costos asociados y viabilidad de proyectos.

Posibles modelos de gestión de parques eólicos: Planificación centralizada solo para parque eólicos, modelos con baterías, centrales de respaldo, etc.

1.- Introducción5

Las ERNC, y en particular la generación eólica, han adquirido una gran importancia en el último tiempo, debido al creciente apoyo en la opinión pública y la necesidad de producir energía de modo más limpio. Sin embargo se presentan desafíos técnicos de gran envergadura para lograr la integración de este tipo de energías sin poner en riesgo la estabilidad del sistema.

En la ley eléctrica chilena (art. 225, letra r) confiabilidad es definida como “cualidad de un sistema eléctrico determinada conjuntamente por la suficiencia, la seguridad y la calidad de servicio. En la definición anterior se entienden dos aspectos principales que le otorgan el carácter de confiable a un sistema eléctrico. Uno es una característica de corto plazo que tiene que ver con la capacidad del sistema de responder de forma satisfactoria ante perturbaciones y entregar productos eléctricos con una calidad mínima establecida. En esta línea la ley define seguridad de servicio como “capacidad de respuesta de un sistema eléctrico, o parte de él, para soportar contingencias y minimizar las pérdidas de consumos, a través de respaldos y servicios complementarios” (art. 225, letra t). Se define la calidad de servicio como “atributo de un sistema eléctrico determinado conjuntamente por la calidad del producto, la calidad del suministro y la calidad del servicio comercial, entregado a sus distintos usuarios y clientes. Por otra parte se encuentra un aspecto de largo plazo relativo a la capacidad del sistema de ir abasteciendo en el tiempo la demanda eléctrica creciente. En esta línea la ley define el concepto de suficiencia como (art. 225, letra s) “atributo de un sistema eléctrico cuyas instalaciones son adecuadas para abastecer la demanda).

En el presente informe se dará a conocer de forma breve qué aspectos técnicos deben ser considerados para calificar la confiabilidad de los sistemas eólico-hidrotérmicos.

Se estudiará la experiencia internacional al respecto, en particular los casos de países como Alemania, España, Dinamarca y el Reino Unido, países con gran porcentaje de su energía proveniente de fuentes de ERNC y de los cuales podemos aprender, teniendo en cuenta las similitudes y diferencias entre el bloque y nuestro país.

Analizaremos las posibles soluciones para implantar la energía eólica, algunas alternativas como conexión con otros países, principales dificultades, así como hacer un análisis de las ERNC y sus ventajas y desventajas.

2.- Importancia de las energías renovables

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2.1.- ¿Por qué energías renovables no convencionales?

Del último tiempo a esta parte un tema que ha estado muy en boga en la opinión pública ha sido la matriz energética de Chile y su proyección a futuro: ¿Qué energía queremos?

Es conocida la proyección económica del país y su ambiciosa meta de ser desarrollado al año 2018, sin embargo, queramos o no, el desarrollo económico y su crecimiento debe estar de la mano con el crecimiento energético del país. Se suele asociar la tasa de crecimiento económico del país (PIB) con la de su consumo de energía más un 1%, razón por la que se hace fundamental proyectar el cómo necesitamos crecer energéticamente a mediano y largo plazo.

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Ilustración 1. Gross Domestic Product (per cápita) vs Energía consumida (per cápita)

Ilustración 2. Crecimiento económico pareado con crecimiento energético

Es aquí donde entran las energías no convencionales, donde ya no solamente se busca seguridad de suministro y eficiencia económica, sino que se suma más fuertemente un tercer factor, la sustentabilidad ambiental y social.

2.1.1.-El tema medioambiental

Uno de los mayores problemas que estamos enfrentando este siglo es la degradación del medioambiente producto de la actividad humana. Hoy la mayor parte de la energía primaria proviene de los combustibles fósiles, cuyo uso genera contaminación, emisión de gases de efecto invernadero, perforación de la capa de ozono, entre otros efectos. Una central eólica ahorra toneladas de emisiones de gases contaminantes que ayudan a alivianar la carga del planeta.

A lo anterior se suma la creciente sensibilidad de la opinión pública al respecto, donde cada vez más se toman en consideración los parámetros ambientales de los proyectos energéticos. Conocidos fueron los casos de la central Barrancones, y el aumento del rechazo ciudadano a las centrales a carbón, donde a parte de los conocidos efectos negativos globales, se cuentan los efectos negativos locales tanto al ecosistema circundante como directa o indirectamente a la población misma.

2.1.2.-Seguridad de suministro.

El concepto de la seguridad del suministro apunta básicamente a que la energía esté disponible cuando, donde y en la cantidad que la necesitemos. Si bien esto en el corto plazo es uno de los principales problemas de ERNC más comunes (eólica, solar, mini-hidráulica, etc.), esto también ocurre con las energías más convencionales. Si bien sabemos que una central a diesel puede funcionar cuando se desee, en el largo plazo, las fuentes fósiles de combustibles están disminuyendo paulatinamente y sus precios aumentando. Algo similar sucede con la centrales hidráulicas, donde si bien la seguridad del suministro es mayor, existen periodos de sequía donde volvemos a los mismos dilemas de siempre.

Similar al caso del agua es el viento o el sol, donde se puede obtener una energía limpia y donde si bien existen fluctuaciones entre e inter día/semestre/año, en el largo plazo siempre estará disponible.

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2.1.3.-Independencia energética.

En el aspecto geopolítico, también tiene una ventaja importante el contar con este tipo de energías. Conocido es el hecho del corte de gas argentino durante la década pasada, con los consecuentes problemas que esto trajo.

Si a esto sumamos los conflictos latentes en la zona, es evidente que no se puede depender energéticamente en un muy alto grado de un país vecino, por ejemplo, en caso de algún conflicto. Las ERNC tienen la gran ventaja de ser independientes de otros países, asegurando un suministro dentro de las limitaciones propias de cada una en particular.

2.1.4.-Precios.

Es uno de los grandes peros de este tipo de generación, el precio. Si bien los costos operacionales de este tipo de centrales son bajísimos, llegando a costos variables casi cero (impactan como máximo en un 3% del coste total), los costos de inversión necesarios son muy altos, elevando el precio del MWh a valores superiores a las que producen las centrales convencionales.

A favor de este tipo de energías, podemos destacar que los precios se han reducido considerablemente a través del tiempo (y lo siguen haciendo), debido tanto a avances tecnológicos, como al impacto mismo de este tipo de energías en el mundo entero.

Ilustración 3. Costo del kWh (en centavos de dólar), para 3 distintos tipos de ERNC.

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2.2.- Impactos ambientales en la generación de ERNC versus las tradicionales

Otra de las ventajas de este tipo de centrales es la nula emisión de gases invernaderos, con el consecuente impacto positivo en el medio ambiente, al ahorrar los gases emitidos por otras fuentes, especialmente termoeléctricas.

Se propone como ejemplo la central Canela, ubicada en la IV región de Chile, donde se aprecia el impacto eólico de una pequeña central de 18,5 MW instalados.

Generación anual estimada Emisión anual de CO2 Emisión anual de CO2estimada Canela I equivalente a una central equivalente a una central a carbón gas natural46,7 GWh/año (f. planta 0,3) 39000 ton. CO2 17800 ton. CO2

En promedio tenemos que por cada kWh producido por fuentes de ERNC ahorraríamos en promedio:

0,60 Kg de CO2, dióxido de carbono. 1,33 gr de SO2, dióxido de azufre. 1,67 gr de NOx, óxido de nitrógeno.

En cuanto a generación eólica, se puede mencionar como impacto ambiental negativo la interferencia de los aerogeneradores en rutas migratorias de aves y el ruido que produce la rotación de las aspas. Ambos impactos han sido mitigados gracias al desarrollo de aerogeneradores de menor velocidad angular y menor ruido. Por otra parte se puede mencionar como impacto insalvable el gran área que cubren los parques eólicos y la necesidad de construcción de caminos para acceder a ellos (en el caso de parque on-shore) [16].

La instalación de centrales fotovoltaicas puede implicar impactos como [17]:

Eliminación de la cubierta vegetal Pérdida de hábitat para la fauna Erosión Impacto paisajístico.

Por último las centrales mini-hidráulicas también pueden presentar algunos inconvenientes ambientales tales como [18]:

Ocupación de terrenos Derivación y captación de recursos hídricos superficiales Alteración de la flora y fauna.

Sin embargo todos estos impactos son de menor escala respecto a los grandes complejos hidroeléctricos. Además pueden ser minimizados a través de un buen diseño.

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2.3.- Energía Eólica en el mundo

En el mundo había una tendencia creciente en la participación de la generación eólica en los mercados eléctricos hasta el 2009. Sin embargo el año pasado se registró un retroceso de 5.8%. Esto debido principalmente al retroceso en los mercados de Norteamérica y Europa [7].

Sin embargo el crecimiento de la demanda instalada no ha parado. A finales del 2010 había 194,5 GW de potencia eólica instalada en todo el mundo. El actor más importante en esta materia es Europa, con una participación del 44.3%.

Ilustración 4. Potencia eólica total instalada en el mundo desde 1993 (en MW). Fuente: Eurobserv’er

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Ilustración 5. Potencia Eólica mundial instalada, fines del 2010. Fuente: Eurobserv’er

Dentro de Europa los mayores productores son Alemania y España con 27.214 MW y 20.676 MW respectivamente.

2.4.- Energía Eólica en Chile

35.12%

64.32%

0.56%

Potencia Instalada 15241,8 MW

HidroTermoEólico

Ilustración 6. Parque generador de los sistemas eléctricos chilenos. Fuente: CDEC-SIC

En Chile el viento es un recurso abundante. Sin embargo la capacidad eólica instalada respecto a la matriz completa fue menor al 2% en el 2009, llegando sólo unos 210 MW (entre centrales en funcionamiento y en construcción). Algunas de estas centrales son:

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Alto Banguales 2 MW Canela 18.2 MW Canela II 60 MW Lebu 3.6 MW Monte Redondo 48 MW Totoral 46 MW Punta Colorada 36 MW

Fuente: GDF Suez, PortalMinero.

La mayoría de las centrales en funcionamiento o en etapa de proyecto se ubican en la Cuarta Región de Coquimbo. También se observa un interesante potencial de desarrollo en el extremo sur del país.

La meta del gobierno es que la generación a través de ERNC (entre las cuales se encuentra la eólica) llegue a un 15% del parque generador total.

2.4.1.- Incentivo del estado para promover las energías renovables:

En Chile, se ha incluido en la Ley General de Servicios Eléctricos un requisito a los generadores de acreditar anualmente que al menos un 10% de su producción proviene de ERNC. Dicha disposición se aplica partiendo con un requisito del 5% para contratos firmados desde el 2010 al 2014 y a partir del 2015 el requisito sube en pasos de 0.5% anuales hasta llegar al 10% final en 2024. Toda empresa que no cumpla con dicho requisito debe cancelar una multa de 0.4 UTM por cada megawatt/hora, y 0.6 UTM en caso de falta reiterada. Además se da la opción de hacer transferencias entre empresas de la producción a partir de ERNC.

Esta ley es un intento de promover las ERNC (entre las cuales se encuentra la eólica) y de generar una dinámica de mercado en donde se transen los derechos de acreditar “energías verdes”. Sin embargo el incentivo (o castigo) parece ser demasiado débil. Por una parte las multas no son lo suficientemente altas para obligar a las empresas a cumplir con el requisito. En la medida que se calibren mejor las multas, se podría lograr mejor el objetivo de promover las ERNC. Por otra parte, en el mercado no hay señales claras de precios para la remuneración de inversiones en energía eólica. Por esto es difícil materializar un proyecto esta naturaleza, porque es caro, riesgoso y, por lo tanto, es difícil conseguir financiamiento.

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Existe además la Ley corta I, que promueve (entre otras cosas) la exención de pago total o parcial de pago de peajes de transmisión a generadores de ERNC bajo los 20 MW, bajando las barreras para poder competir con las energías tradicionales.

En comparación, el método de subsidio a los generadores eólicos (aplicado por ejemplo en España[10]), produce un efecto similar en el aumento de la potencia eólica instalada. En ambos métodos de incentivo se produce un aumento artificial de los costos que finalmente es traspasado a los consumidores.

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3.- Robustez del sistema y condiciones de conexión de parques eólicos

3.1.- Impacto de una central eólica según robustez del sistema

Es claro que un generador eólico tiene diferencias con uno tradicional. Características como consumos e inyecciones de reactivos, inyecciones de tensión variables y no pronosticables, hacen que sea necesario un análisis algo mayor, especialmente en el punto de conexión. Si bien se pretende que los generadores estén en el rango de factor de potencia 0,95 inductivo a 0,95 capacitivo, es igualmente importante la robustez del sistema y el nodo en cuestión, junto con sus características tanto resistivas como inductivas. Para esto se realiza un análisis de Thevenin en el punto de conexión, simulando la fuente como una generador inyectando P y Q, y el equivalente, como un voltaje constante de 1 p.u. e impedancia Xeq y Req. Se considera potencia de cortocircuito como:

S=V /√Req2+Xeq2

y la resistividad de la red como:

tanΨ = XeqReq

Se consideran redes débiles aquellas que la relación S/P(inyectada por el generador), sea menor a 15. Si es mayor a 15 se considera una red robusta. A continuación se muestra un estudio de conexión de un parque eólico en Noruega2, a distintos factores de potencia, distintos niveles resistivos y distintos niveles de robustez de la red.

2 Estudio extraído de: Escobar Tapia, Felipe Andrés.:  Generación eólica: principales aspectos asociados al impacto de Central Canela, primer parque eólico conectado al SIC-Chile / Felipe Andrés Escobar Tapia ; profesor supervisor Juan Dixon Rojas.  Santiago, Chile, 2008. xiv, 130 h. : : il.

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Ilustración 7. Generador eólico y variaciones de voltaje a distintos tipos de nodos de conexión. Análisis a fp=0.95 inductivo

Ilustración 8.Generador eólico y variaciones de voltaje a distintos tipos de nodos de conexión. Análisis a fp=1

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Ilustración 9. Generador eólico y variaciones de voltaje a distintos tipos de nodos de conexión. Análisis a fp=0.95 capacitivo.

De lo anterior se ve la importancia de la robustez de la red necesaria para evitar tales variaciones de voltaje, lo cual puede perjudicar y reducir la cantidad de terrenos teóricos y técnicos aceptables para la implantación de parques. En cuanto a la resistividad se ve que por lo general redes menos resistivas tienden a comportarse mejor en cuanto a voltaje.

3.2- Diferentes tipos de aerogeneradores. Sus ventajas y desventajas en control y estabilidad.

A continuación se muestra una comparativa entre 3 de las principales tecnologías de de aerogeneradores3.

Aerogeneradores de velocidad fija

La principal característica de estos generadores es, como lo dice su nombre, la velocidad estable a la que genera presentando variaciones sobre la nominal bajo el 2%. Además, este tipo de generadores consume cantidades importantes de reactivos, los que deben compensarse a nivel local mediante bancos de condensadores. Su costo además es considerablemente más bajo que el resto de las tecnologías, debido a su sencillez técnica.

3 Tecnologías y datos obtenidos de Incorporación Parques Eólicos a la Red: Estudios de Conexión y Códigos Eléctricos, INGENDESA, Victor Velar Guerrero; 2010.

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Aerogeneradores de velocidad variable doblemente alimentados

Estos generadores consideran variaciones de velocidad alrededor de la nominal con variaciones de 40%. Además a diferencia de los de velocidad fija cuentan con controles de reactivos (y por ende de voltaje) mucho mejores, además de ser dinámicos.

Ilustración 11. Diagrama simplificado de un generador eólico de velocidad variable doblemente alimentado.

Otra característica relevante, es que estos cuentan con control de potencia activa, lo que viene a ser un gran plus, en caso de necesitarse el servicio de reserva de potencia. El gran problema de este tipo de generadores es su costo relativo más alto en comparación a los generadores de velocidad fija, debido a su mayor complejidad técnica.

Aerogeneradores de velocidad variable con “full converter”

Este tipo de generadores cuenta con un amplio espectro de velocidad de operación, por lo que no se definen variaciones sobre el nominal. Además es el que mejor regula la inyección de reactivos, regulación de potencia activa, regulación de voltaje y regulación de factor de potencia. Su problema es el gran costo relativo con las otras tecnologías.

Se muestra una tabla comparativa entre las 3 tecnologías descritas anteriormente:

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Ilustración 10. Diagrama simplificado de un generador eólico de velocidad fija.

Ilustración 12. Diagrama simplificado de un generador eólico de velocidad variable full converter.

Velocidad fija VVDA VV Full converterVel. de generación <2% <40% VariableControl de reactivos Consumen reactivos, solo control Permite control Mejor control de estático al conectar condensadores de reactivos reactivos, dinámico (sobre un minuto de respuesta) y continuoControl de No Permite control Mejor control depotencia activa de potencia activa potencia activaCosto relativo Bajo Alto Muy altoEjemplos en Chile Canela I (Vestas V82; 1,65MW) Canela II (Acciona AW-1500; 1,5MW) Totoral (Vestas V90; 2MW) Monte Redondo (Vestas V90; 2MW) Otras características -Aportan al cortocircuito -Puede inyectar corriente reactiva -Puede inyectar corriente -Pueden afectar la calidad de la en caso de fallas reactiva en caso de fallas Potencia en el punto de conexión -No se desconectan antes fallas de -No se desconectan antes la red eléctrica fallas de la red eléctrica

3.3.- Regulación chilena y europea para conexión de parques eólicos.

Se mencionarán las normas técnicas en Chile para la conexión de parque eólicos, haciendo al mismo tiempo una comparación con las exigencias europeas.

En chile la norma técnica de seguridad y calidad de servicio (NT SyCS de ahora en adelante) es la que rige las normas, límites y exigencias a los actores del mercado eléctrico. A continuación se presentan algunos puntos de comparación:

3.3.1- Capacidad para soportar fallas.

Artículo 3-8

Las unidades de un parque eólico deberán ser diseñadas de modo de asegurar que el parque se mantenga en servicio cuando la tensión en el Punto de Conexión varíe, a consecuencia de una falla en el sistema de transmisión, dentro de la zona achurada de la figura que se indica a continuación.

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Ilustración 13. Exigencias en la norma chilena sobre soporte de fallas para generadores eólicos.

Artículo 5-49

Con el fin de garantizar la recuperación del SI frente a las contingencias y severidad especificadas en el Artículo 5-41 y Artículo 5-42 de la presente NT, los tiempos de actuación de las protecciones propias de la instalación afectada deberán asegurar el efectivo despeje de las fallas en tiempo:

a) Inferior a 6 ciclos, para unidades generadoras directamente conectadas a instalaciones del Sistema de Transmisión Troncal o Sistemas de Subtransmisión.b) Inferior a 20 ciclos, para líneas y transformadores del Sistema de Transmisión Troncal oSistemas de Subtransmisión con tensión nominal inferior a 200 [kV].c) Inferior a 6 ciclos, para líneas y transformadores del Sistema de Transmisión Troncal oSistemas de Subtransmisión.

Mientras que en Europa y Norteamérica, las exigencias son dispares:20

Ilustración 14. Exigencias para soportar fallas en distintos países para generadores eólicos.

3.3.2.-Regulación de frecuencia.

Artículo 3-10

Toda unidad generadora deberá continuar operando sus unidades bajo la acción de su Controlador de Velocidad para variaciones de la frecuencia que estén dentro de los límites de operación en sobre y subfrecuencia que a continuación se indican:

Ilustración 15. Norma chilena sobre operación a distintos niveles de frecuencia.

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En europa existen diferentes normas técnicas de funcionamiento para parques eólicos, las cuales se resumen a continuación:

A pesar de lo diferente de las normas entre países europeos, en todas se exige funcionamiento continuo o por lo menos superior a la media hora de funcionamiento en el rango de 47.5 a 51.5-52 Hz, las cuales superan ampliamente a las chilenas en cuanto a exigencia en los eólicos.

3.3.3.-Rangos de voltaje:

En Chile: Artículo 3-12

Toda unidad generadora deberá poder operar en forma permanente para un rango de frecuencia de entre 49,0 y 51,0 [Hz], para tensiones comprendidas entre 0,95 y 1,05 por unidad de la tensión nominal, medido en los terminales de la unidad generadora.

En Europa:

Donde como se aprecia, casi todas las normas piden funcionamiento sobre la norma chilena.

3.3.4- Control de potencia activa y frecuencia.

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Ilustración 16. Normas europeas sobre operación a distintos niveles de frecuencia.

Ilustración 17. Norma europea sobre operación a distintos niveles de tensión.

Chile: Artículo 3-11

Toda unidad generadora deberá ser capaz de: Operar en forma estable a potencia nominal para frecuencias entre 49.5 y 51 Hz. Operar en forma estable a valores de potencia >= al 80% de la potencia nominal

para frecuencias en el rango 47.5 –49.5 Hz.

Informar potencias de operación en función de la frecuencia.

Dinamarca:

Poder reducir la potencia activa. Reservas para eventos críticos

Mantener la potencia activa constante Limitar razones de toma o disminución de carga

Alemania:

Capaz de operar a potencia reducida

Variaciones de potencia de un 10% Pnom/min

No reducir la potencia activa frente a caídas de frecuencia

3.3.5.- Control de potencia reactiva/voltaje:

Chile: Artículo 3-9

El diseño de las instalaciones del parque eólico deberá asegurar, para tensiones en el rango de Estado Normal, que puede operar en forma permanente entregando o absorbiendo reactivos, en el punto de conexión al Sistema de Transmisión, en las zonas definidas a continuación:

Zona de operación entregando reactivos:a) Potencias activa y reactiva nulas.b) La potencia activa máxima y la potencia reactiva nula.c) Las potencias activa y reactiva máximas correspondientes a factor de potencia 0,95.

Zona de operación absorbiendo reactivos:a) Potencias activa y reactiva nulas.b) La potencia activa máxima y la potencia reactiva nula.c) Las potencias activa y reactiva máximas correspondientes a factor de potencia 0,95.

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Ilustración 18. Norma de operación chilena para parque eólicos en cuanto a factores de potencia de operación.

Irlanda:

En Irlanda la norma es similiar a la chilena, con la diferencia que acepta una banda de factor de potencia más baja (0,935) tanto en atraso como en adelanto, solo si la potencia reactiva no supera el 34%.

Ilustración 19. Norma de operación irlandesa para parque eólicos en cuanto a factores de potencia de operación.

Alemania:

Para potencias bajo 100MW, idéntica a la norma Chilena.Para potencias sobre 100MW, depende del voltaje de la línea en cuestión:

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Ilustración 20. Norma de operación alemana para parques eólicos en cuanto a factores de potencia de operación.

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4.-Factores de planta de parques eólicos y su necesidad de centrales de respaldo

4.1.- La disponibilidad de los parques eólicos

Una de las principales dificultades de los parques eólicos se basa en el bajo factor de planta4 que poseen. Se suele hablar de un promedio de este valor de 30%, pero existen desde un 20% a un 40% a lo largo del mundo [9]. Este valor relativamente bajo se debe a que a diferencia del agua en los embalses, el viento es un recurso que no se puede gestionar o almacenar, por lo que debe ser usado inmediatamente, no pudiendo usarse en los períodos de mayor demanda o cuando se requiera.

Este valor se puede comparar con el gráfico 6, donde se comparan los distintos factores de planta usuales:

0.0010.0020.0030.0040.0050.0060.0070.0080.0090.00

100.00

Máximos típicos

Mínimos típicos

Ilustración 21. Factores de planta para distintos tipos de centrales (en %)

Por lo demás como se puede apreciar en la ilustración 22, la curva particular de este tipo de centrales hace que para generar a plena carga se necesiten rangos de velocidades de viento relativamente acotadas. Es decir se puede producir si la velocidad del viento va desde el cut-in (≈2,8 m/s en la ilustración; velocidad donde comienza a generar) a los ≈11m/s, sin embargo no se hará a plena carga [8].

Aunque también existe una limitante superior (cut-off, ≈24,4 m/s, región de desconexión), esta existe para proteger al generador en caso de ráfagas de viento, y no indicen mayormente en el cálculo del factor de planta (aunque el impacto de dejar de producir de plena carga a cero, si tiene un efecto importante en la estabilidad del sistema)

4 El concepto de factor de planta hace referencia a la energía entregada durante un período (típicamente un año) sobre la cantidad que hubiera producido en el mismo período a plena carga.

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Ilustración 22. Curva típica de velocidad de viento v/s potencia instantánea de salida

La baja disponibilidad de las centrales eólicas se debe principalmente a la característica del régimen de vientos. La velocidad del viento en una zona específica tiene una alta variabilidad diaria y estacional. Aunque para instalar un parque eólico se busca una zona con un régimen de vientos fuertes y lo más uniformes posible, no es posible en la práctica sobrepasar el 40% como factor de planta.

4.1.1.-Predicción del Régimen de Vientos

Para realizar una mejor gestión de un sistema con generación eólica se hace indispensable contar con una buena predicción de régimen de vientos. Mientras peor es la predicción de la generación eólica, más reservas se necesitan en el sistema eléctrico [19]. Por ejemplo en la programación diaria que realiza el operador sistema, si se tuviese total certeza de la cantidad de energía y potencia eólica que estará disponible en cada instante al día siguiente, se podría programar de manera óptima la entrada y salida de las demás centrales para abastecer la demanda en cada instante. Pero cuando no se conoce con exactitud cómo se comportará el viento al día siguiente, aumenta la probabilidad de que los generadores eólicos no entreguen la energía y potencia que se tenía programada. Lo anterior crea la necesidad de tener disponibles otras centrales con capacidad de reserva. La necesidad de reserva a partir de la estocasticidad instantánea del viento es independiente de la necesidad de reserva producto de la insuficiencia conocida en los horarios de alta demanda.

4.2.-La necesidad de centrales de respaldo: análisis de las distintas alternativas

Como se mencionó anteriormente, se hace evidente la necesidad de tener centrales de respaldo, que cumplan con la función de proveer la energía no suministrada por los eólicos en períodos que se pronosticaba que deben generar. También hay una componente

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de variabilidad diaria de la generación eólica conocida y que implica mantener capacidad de reserva. A continuación se presenta un gráfico de comparación entre la demanda del sistema y la potencia eólica instantáneas durante un día. Los datos fueron obtenidos a partir de un día de operación del sistema eléctrico español. Se observa una importante contrafase entre ambas variables. El peak se capacidad eólica disponible se sitúa en torno a las 15 horas, mientras que la punta de demanda se encuentra en torno a las 21 horas. Cuando el sistema está en su máxima demanda diaria, la generación eólica se encuentra en la zona de menor capacidad disponible.

Ilustración 23. Comparación entre demanda y potencia eólica a lo largo un día. Fuente: REE

En un sistema eléctrico que cuenta con generadores nucleares, es necesario despachar su contribución en primer lugar debido a la poca flexibilidad de entrada y salida del sistema y de variación de la potencia que entrega. Por lo tanto la generación nuclear no puede funcionar como respaldo para mantener la confiabilidad del sistema ante las variaciones instantáneas de la generación eólica.

Antes de analizar las diversas posibilidades, hay que resaltar un hecho fundamental. El costo de reserva en giro es lo que paga a los generadores para que no estén funcionando a plena carga y estén preparados para generar en caso de una falla de alguna planta. Este costo se verá ampliamente afectado por el ingreso de futuras plantas eólicas, debido a que será mayor la demanda de este servicio complementario.

En cuanto a los respaldos, actualmente en el mundo se trabaja con centrales de respaldo principalmente térmicas. El gran problema con esto, y similar a lo anterior, es que

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las centrales serán forzadas indirectamente a trabajar fuera del punto de operación óptimo, lo que implicaría mayores costos a la generación en conjunto.

4.2.1.-Respaldo en Centrales Hidráulicas

Las centrales hidráulicas de embalse sí pueden cumplir la función de respaldo ante la variabilidad de la generación eólica. Además mantienen la característica de generar a costo variable muy bajo. Sin embargo puede existir el inconveniente de que la central eólica y la hidráulica estén muy alejadas una de otra. Cuando la central eólica no es capaz de suministrar la potencia del último consumo, la central hidráulica podría tener problemas para entrar debido a congestión de las líneas de transmisión en la zona en que se conecta. Por otra parte, para que la central hidráulica pueda funcionar como respaldo, debe estar funcionando a una potencia mínima. Es decir la máquina debe estar girando en todo momento, aunque no esté generando potencia. Debe estar lista para responder cuando la generación eólica baje su capacidad. A esta capacidad de responder en poco tiempo ante requerimientos de potencia se le llama “reserva en giro” y es uno de los productos eléctricos que deben ser remunerados a quien los presta.

Una opción interesante es el almacenamiento de energía en forma de nivel de agua en embalses. Existen centrales hidráulicas que cuentan con máquinas que pueden funcionar como generador y como motor. En horarios de bajo precio de energía, utilizan las máquinas para bombear agua de baja elevación a alta elevación. Y en horario de alta demanda y alto precio utilizan el agua disponible para generar energía. Mediante esta tecnología se puede almacenar la energía excedente producida por fuentes de bajo costo variable como la eólica y solar. Sin embargo aparecen desafíos técnicos en el sistema de transmisión necesario para realizar esto, como también desafíos económicos para financiar las instalaciones. Como el agua embalsada tiene un costo de oportunidad al ser utilizada en un momento u otro, es necesario realizar estudios para determinar cómo cambiaría el valor del agua cuando existe la posibilidad de almacenarla de forma artificial a través de bombeo.

4.2.2.- Respaldo en centrales térmicas

Las centrales térmicas (gas, carbón, diesel) también pueden servir de respaldo ante variaciones en la generación eólica. Este tipo de centrales son idóneas para responder a la variabilidad intradiaria de la generación eólica. Pero por razones técnicas las centrales térmicas a carbón, gas o diesel no pueden responder a cambios fuertes y repentinos en la potencia requerida. Las centrales térmicas que proveen el servicio de reserva en giro funcionan fuera de su punto de operación óptimo, restando eficiencia en el uso de los insumos disponibles. Otro inconveniente puede ser que el costo variable puede llegar a ser muy alto dependiendo del tipo de combustible utilizado. Además las centrales térmicas emiten gases contaminantes o de efecto invernadero. Hoy esta opción de respaldo es la más

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utilizada a nivel mundial en países que no cuentan con recursos hidroeléctricos para ello. Sin embargo existe un desarrollo incipiente de nuevas tecnologías para el propósito de respaldo, aunque casi ninguna es implementable a gran escala y a un costo razonable.

4.2.3.-Respaldo en Banco de baterías

Una alternativa más novedosa que se ha estado desarrollando es la posibilidad de almacenar energía en bancos de baterías. Esta tecnología todavía no es implementable a gran escala principalmente por problemas de capacidad y costo. Sin embargo hay algunas aplicaciones específicas en las que se puede utilizar. Este es el caso del servicio de “reserva en giro”. Los bancos de baterías pueden utilizarse para mantener energía y potencia disponible para responder a salidas repentinas de generadores en funcionamiento. Son capaces de entregar una potencia considerable, pero solo durante un espacio de tiempo corto.

En Chile la empresa AES Gener ha implementado un sistema denominado BESS Battery Storage. El sistema consiste en un banco de baterías de litio recargables, de alta eficiencia y de escala industrial. Es capaz de entregar 20 MW durante 15 minutos. Su objetivo es reemplazar en la función de reserva en giro de centrales térmicas de la misma empresa. Está instalada junto a la central Angamos, en la segunda región. Ya han realizado pruebas de forma exitosa y se espera que entre en funcionamiento en noviembre de 2011 [12].

4.2.4.-Respaldo en Vehículos eléctricos

Una sinergia bastante interesante se producirá entre la generación de ERNC de alta variabilidad y el parque automotriz eléctrico que aparecerá en un futuro no muy lejano. Como fue explicado en el punto anterior, una buena forma de salvar la imposibilidad de gestionar la generación eólica es realizar respaldo en bancos de baterías. En este sentido los vehículos servirían como un muy buen complemento al poder almacenar la energía. Las baterías de vehículos eléctricos podrán almacenar energía excedente proveniente de generación eólica en horarios de valle y entregarla en horarios de punta a un precio mayor. De esta manera se conformaría un mercado de energía en que participarían los vehículos como un agente de almacenamiento distribuido. La integración entre la generación y el transporte podría ser el impulso definitivo para el desarrollo de la energía eólica.

Según estimaciones de la DGT (Dirección General de Tránsito, España), un vehículo eléctrico que consuma 14 kWh en 100km de recorrido y que recorriese unos 15.000km anuales consumiría al año 2100 kWh. En España el parque es de unos 30 millones de vehículos. Si en el futuro se convirtiesen en eléctricos, consumirían 80.000 GWh. Esta energía podría ser producida por unos 37.000 MW de potencia eólica instalada[15].

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4.2.5.- Respaldo en Sistemas de almacenamiento de aire comprimido

Existe la opción de almacenar energía en forma de presión de aire llamado CAES (Compressed air energy system) [21]. Análogamente al sistema de almacenamiento de energía a través de nivel de agua en embalses, este sistema consiste en usar la energía generada en horarios de baja demanda y bajo precio para comprimir aire e inyectarlo en una cámara de alta presión. El aire a presión almacenado puede ser usado para generar energía en horarios de mayor demanda. De esta forma se puede aprovechar los bajos precios de la energía en horario de no punta durante las horas de punta.

Ilustración 24. Representación conceptual del sistema CAES. Fuente: Sandia Lab.

Dependiendo del tipo de tecnología utilizada, se puede alcanzar una eficiencia de conversión de hasta un 70% (almacenamiento adiabático). La compresión calienta el aire, la expansión lo enfría. Debido a las temperaturas extremas que se pueden alcanzar, es necesario utilizar intercambiadores de calor para llevar la temperatura del aire a un punto más eficiente para la conversión. Se ha alcanzado una potencia almacenada de unos 300 MW en sistemas reales. Como recipientes se utilizan cavernas de sal y acuíferos. Una innovación reciente es utilizar la presión hidrostática del fondo de lagos y mares.

En comparación con el sistema de almacenamiento en baterías, el sistema CAES es varias veces peor en términos de densidad de energía. Además, mientras los sistemas de baterías son capaces de mantener un voltaje más o menos constante en todos sus niveles de carga, el sistema CAES tiene presiones de aire muy variables. Por esto se hace necesario contar con máquinas que sean capaces de generar energía a partir de aire comprimido en un amplio rango de presiones. Las ventajas del sistema CAES es la mayor vida útil de los recipientes y la casi nula toxicidad de los materiales usados.

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4.3.-Complementaridad de la generación eólica, hídrica y térmica

Un sistema eléctrico tiene como objetivo lograr suministro de energía de manera segura y económica. Cada uno de los tipos de generación disponibles tiene ventajas y desventajas respecto a características de seguridad y de costo. Sin embargo si se combinan de manera apropiada se puede lograr complementos de manera de lograr el objetivo.

Una gran desventaja de la generación eólica es su incapacidad de generar en forma continua. Sólo es capaz de entregar energía en un espacio de tiempo acotado durante el día. Desde el punto de vista de confiabilidad, un sistema eléctrico basado únicamente en energía del viento no es viable. Además no siempre puede ser instalado convenientemente cerca de los centros de consumo. Sin embargo tiene como ventajas tener un bajo impacto ambiental.

La energía hidráulica tiene como ventaja ser de bajo costo y limpia. Además en el caso de los embalses se puede almacenar la energía en forma de nivel de agua y usarla en el momento que sea necesario. Pero tiene el inconveniente de tener un gran impacto ambiental (en el caso de los embalses que inundan grandes áreas), de estar lejos de los centros de carga y tener una disponibilidad variable en función del régimen de precipitaciones.

Por otra parte la energía térmica obtenida a partir de combustibles tiene la ventaja de tener una alta disponibilidad y en algunos casos puede ser ubicada cerca de los centros de carga. Sus grandes desventajas en algunos casos son su alto costo (diesel), seguridad (nuclear) y las emisiones de gases de efecto invernadero. Otra desventaja en el caso chileno es la dependencia de suministro de combustible desde el extranjero.

En términos de confiabilidad del sistema, cuando un sistema eléctrico cuenta con grandes recursos eólicos e hídricos se puede lograr un buen complemento. En el horario que es posible se puede abastecer los consumos con la potencia eólica. Si queda demanda sin abastecer, se puede cubrir la diferencia con generación hidráulica. De esta manera se aprovecha de utilizar el costo variable casi nulo de la energía eólica, y mantener el nivel de agua de los embalses. Incluso, si usando generación eólica se cubre toda la demanda en algún instante, se puede utilizar la potencia sobrante para bombear agua a los embalses. Para esto es necesario contar con un sistema de transmisión con capacidad suficiente para permitir los traspasos de energía entre los parques eólicos y los embalses al mismo tiempo que se suministra a la demanda. En el peor de los casos, en que la potencia eólica e hidráulica no sean capaces de suplir la demanda, deberían estar disponibles las centrales térmicas (gas, carbol, diesel) para completar el balance de potencia.

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4.4- Impacto en las redes de transmisión

Como se mencionó en los puntos anteriores, los generadores eólicos cuentan con factores de plantas muy bajos. Este aspecto, impacta directamente a las redes de transmisión del sistema. Debido a que la relación de potencia entregada promedio con la potencia nominal es baja, se hace evidente un sobredimensionamiento de las redes para poder cumplir con las necesidades de capacidad de los parque eólicos cuando trabajan a su potencia nominal. Para esto se presenta una simulación5 de un generador eólico de diferentes potencias nominales en funcionamiento en la barra Rapel, y estudiar el flujo de potencia en el tramo Rapel-Cerro Navia (2x220, 193MW por circuito de potencia máxima). Esta tiene además un pequeño consumo en Melipilla.

El diagrama simplificado presentado es el siguiente:

Ilustración 25. Diagrama simplificado de la simulación. G corresponde al embalse Rapel (350MW)

Donde se separan en sub-bloques de demanda, haciendo aproximaciones según día, hora y mes. Luego cada uno de estos sub-bloques (en un año, cerca de 5200) se ordena de mayor a menor demanda, simulando los flujos por cada línea. La siguiente situación es el esquema inicial, donde no existe generador eólico:

5 Raby Heresi, Mauricio Andrés.:Incorporación de energía eólica en la planificación de la transmisión y operación de sistemas hidrotérmicos / Mauricio Andrés Raby Heresi ; profesor supervisor Sebastián Ríos Marcuello.Santiago, Chile, 2008xiii, 133 h. : : il.

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Ilustración 26. Diagrama inicial de flujos (sin parque eólico).

Se hace la simulación para un parque de 50 MW, y el diagrama anterior es igualmente válido, debido a que las fluctuaciones del parque eólico son absorbidas en su totalidad por el hidráulico. Luego se simula un parque de 100MW eólico; en este caso se presentan saturaciones en la línea (principalmente Rapel-Melipilla) en demandas de punta.

Ilustración 27. Flujos al conectar un generador eólico de 100MW

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Luego se simula un parque de 200MW, y el efecto de saturación es aun más evidente:

Ilustración 28. Flujos al conectar un generador eólico de 200MW

Debido al efecto conjunto de desplazamiento de centrales caras, así como saturación en las líneas de transmisión, se ve un efecto de reducción de precios en la barra de inyección (Rapel):

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Ilustración 29. Efecto de un parque eólico en los costos marginales en barra Rapel.

Ante tal escenario se presentan las alternativas de seccionar las barras de Melipilla:

Ilustración 30. Seccionamiento barra Meliplla.

O lisa y llanamente construir un tercer circuito.

Al analizar la primera opción, se estima el costo del seccionamiento en 10MMUS$, a 30 años y con una tasa de descuento de un 10%, obteniendo una anualidad de 1,06MMUS$. Se agrega además que el COMA es de un 2,5% de la inversión, es decir 0,25MMUS$, obteniendo un VATT de 1,31MMUS$.

Para que la expansión sea económicamente eficiente, debe darse que la diferencia de precios de la energía, por la cantidad de energía inyectada anual sea superior el VATT del seccionamiento.

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∆ P∗Ianual≥ VATT

Se modela con OSE2000, obteniendo los siguientes diferenciales de precio según tamaño del parque:

Ilustración 31. Diferencial de costos marginal según tamaño del parque.

Se encuentra con esto que el seccionamiento es conveniente cuando tenemos centrales sobre los 150MW.

Posteriormente se hace un análisis similar a modo de determinar una tercera línea, encontrándose que el óptimo económico privado, ocurría cuando el parque eólico superaba los 200MW.

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5.-Experiencias internacionales con energía eólica:

5.1.-Datos preliminares

Interconexión de sistemas:

Una de las principales ventajas que tienen los grandes mercados eléctricos mundiales es su capacidad de interconexión. Esto le otorga algunas ventajas competitivas al negocio de generación eólica como:

- Capacidad de exportación: Cuando la capacidad de generación es mayor a la requerida en un instante, permite a los generadores excedentarios vender su producción a consumos más allá de las fronteras nacionales. Su costo variable de generación casi nulo le permite a esta tecnología ser muy competitiva en el mercado spot. Esto aumenta los ingresos esperados, haciendo más atractivo el negocio para los nuevos inversionistas.

- Seguridad de suministro: Por la naturaleza variable del régimen de vientos la generación eólico tiene una alta componente aleatoria en su disponibilidad. Esto crea la necesidad de tener lista capacidad de generación de otra tecnología para suplir la demanda en caso que la energía eólica no de abasto. En este sentido la interconexión de sistemas permite aumentar la oferta de generadores alternativos de respaldo a costos menores que en un sistema aislado.

5.2.- Caso de Alemania

En Alemania existen 4 operadores del sistema eléctrico o TSOs. Cada uno de ellos tiene a cargo una zona geográfica del país donde debe balancear la capacidad y la demanda, además de gestionar los intercambios de energía. En su sistema eléctrico han incluido la futura incorporación de almacenamiento de energía en forma de agua embalsada y la generación y almacenamiento a pequeña escala (nivel residencial).

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Ilustración 32. Modelo Tradicional de Sistemas eléctrico. Tennet TSO Germany

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Ilustración 33. Nuevo concepto de sistema eléctrico. Fuente: Tennet TSO Germany.

Debido a fuertes señales de mercado, Alemania ha experimentado en los últimos años un fuerte aumento de participación ERNC en la matriz energética. La gran cantidad de generación eólica ha producido cuellos de botella en los horarios de baja demanda, teniendo vertimiento de eólico (2005) [19]. Para remediar esta situación utilizaron la gestión local de la generación y el aumento de la reserva en giro por indisponibilidad. También fueron aumentando gradualmente los requisitos técnicos para la conexión y operación de tecnología de ERNC. Por otra parte, como medidas de largo plazo realizaron un fortalecimiento del sistema de transmisión.

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5.3.- Caso de España

España es uno de los líderes mundiales en implementación de la energía eólica. Hoy cerca del 20% de su parque generador está compuesto por centrales eólicas llegando a 20676 MW en 2010. En el país se produjeron 42,98 TWh a partir del viento en 2010 [7].

20.10%

48.00%

20.00%

11.90%

Potencia Instalada 99001 MW

HidroTermo y NuclearEólicoOtras

Ilustración 34. Parque Generador Sistema Eléctrico Español: Capacidad instalada 2009. Fuente: REE (Red Eléctrica de España)

Debido a razones técnicas y económicas, las primeras centrales en ser despachadas son las nucleares. Le siguen las energías renovables que son promovidas por ley. A los propietarios de generación renovable se les asegura un precio fijo regulado para rentabilizar su inversión. Sin embargo igual deben entrar al mercado en el proceso de despacho, y lo hacen con un costo marginal cero. Finalmente, si es necesario, son despachadas las centrales térmicas a gas y carbón, cuyo costo marginal define el precio spot de todo el mercado.

Como la potencia nuclear y renovable es tan importante dentro de la capacidad instalada, a veces puede darse la situación de tener precio spot igual a cero cuando la demanda es baja.

Un problema importante que se ha generado a partir de la subvención a la generación de energía renovable es la creciente deuda del estado con las empresas eléctricas. Por esto ya se está iniciando un proceso de retiro paulatino de la subvención.

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5.4.- Caso de Dinamarca

Dinamarca se destaca por tener la mayor penetración de la tecnología eólica. Tiene 3800 MW de potencia eólica instalada, de los cuales 872 MW corresponden a parques instalados mar adentro (off-shore). En 2010 produjeron 7,8 TWh, logrando un factor de planta de 23,43% [7].

Ilustración 35. Generación y Potencia Eólica instalada en Dinamarca 1977-2009.

Otra característica importante del sistema eléctrico danés es su integración con mercados vecino (Noruega, Suecia, Alemania). Suecia y Noruega cuentan con importantes recursos hidroeléctricos. Cuando la potencia eólica disponible es alta, Dinamarca le provee el exceso a sus vecinos, permitiéndoles almacenar los recursos hídricos en los embalses. Cuando la generación eólica cae, Dinamarca compra de vuelta energía proveniente de hidroelectricidad.

Dentro de las medidas aplicadas por el país para lograr una mejor integración de la generación eólica se encuentran [19]

Rediseño detallado de la red de transmisión existente. Control de reactivos por las líneas Integración técnica y económica con mercados vecinos. Expansión de la

interconexión. Regulación favorable y precios spot negativos. Mejoramiento de la predicción de la generación.

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Ilustración 36. Balance de potencias 2010-2011. Mercado Eléctrico Nórdico. Fuente: Entsoe.

5.5. Caso de Reino Unido

A fines del 2010 el Reino Unido tenía 5203,8 MW de potencia eólica instalada [7]. Hacia 2020 se han fijado la meta de llegar a unos 33.000 MW (13.000 MW onshore y 20.000 MW offshore). Ante tal crecimiento del tamaño del sistema se han enfrentado a un problema de falta de capacidad en el sistema de transmisión. Para enfrentar la decisión han adoptado medidas técnicas como [19, SQSS]:

Revisión de las normas técnica de seguridad y calidad de servicio para aprovechar las líneas existentes.

Uso de compensación serie en las líneas de 400 kV para aumentar la capacidad. Uso de tecnología HVDC light ™ , SVC, STATCOM.

5.6.- Caso de Brasil

Brasil es uno de los países con mayor potencial eólico, llegando a 350.000 MW. Pero al 2009 solo tenía disponible 606 MW de potencia instalada [13]. Sin embargo este país ha impulsado fuertemente el desarrollo de este tipo de energía a través de una licitación de 14.000 MW (de los cuales 10.000 MW son eólicos) realizada en 2010. La licitación se divide en 2 tipos de ofertas: una destinada a integrarse directamente a la matriz energética, y otra denominada “de reserva” destinada a aumentar la seguridad del sistema

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[14]. En la subasta participaron 339 proyectos eólicos, que sumaron 10.000 MW. Pero se descartaron todos que superasen el precio de 108 MWh. Se espera que a mediados de 2012 estén en funcionamiento un total de 1805 MW de potencia instalada.

La matriz energética de brasil está basada en la hidroelectricidad. Su capacidad hídrica instalada era de 83.000 MW en 2010, de un total de 112.000 MW.

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6.- Conclusiones finales

6.1- Que podemos aprender de las experiencias foráneas al respecto: escenarios dispares, similitudes y diferencias.

Las energías eólicas serán parte importante de la matriz energética en un futuro próximo, sin embargo, su participación será limitada, al igual que en todos los países, no por problemas de emplazamientos donde realizarlos (terreno técnico/prácticos), sino por problemas técnicos asociados a las características de esta energía, su no gestionabilidad le juega en contra en varios aspectos.

Partiendo por el tema de transmisión, en Chile existen incentivos a las ERNC a pequeña escala, no pagando peajes o parte de estos bajo los 20 MW; sin embargo no existen estos incentivos a gran escala. En un futuro próximo se hará muy necesario robustecer las líneas de transmisión a ritmos más acelerados para permitir el ingreso y transmisión de energía. Para esto se harán necesarios subsidios mayores o leyes como la de Gran Bretaña que permitan manejar de forma eficiente este punto.

Ilustración 37. Correlación de potencias a distintas distancias y tiempos entre generadores eólicos del mismo parque.

Un punto importante a mencionar es lo que ocurre en períodos de baja demanda energética, donde por despacho económico, las centrales eólicas deben ser despachadas en su totalidad. Satisfacer las necesidades de demanda completamente con centrales eólicas puede tener negativos impactos en la regulación de voltajes y frecuencias. Entre más grandes sean los parques eólicos, mayor es el riesgo de dejar de proveer la potencia requerida, con los problemas asociados a estabilidad y frecuencia. Se muestra por ejemplo la correlación entre generación de potencia para mismos generadores de un mismo parque eólico, lo que implica que ante falta de viento repentina, no solo dejará de generar un generador en específico, sino que gran parte de la central entera. Mención aparte merecen

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los casos donde la velocidad del viento supere la velocidad de cut-off de las turbinas (ráfagas muy fuertes), donde el parque entero deja de generar del nominal a cero.

Por esto se necesitarán servicios de reserva de potencias mayores, aumentando el precio de este servicio complementario.

Por otra parte en Chile la ley de ERNC, exige generar parte del total de los despachos como ERNC, esto en la práctica no ha representado un incentivo real a las inversiones, y se prevé que a futuro será necesario contar con subsidios directos o sistemas alternativos de incentivos para realmente implementar a gran escala parques eólicos, tal y como se hace en países más desarrollados.

En cuanto al límite técnico, este puede aumentar a medida que usemos generadores de velocidad fija solo a pequeña escala. La gran mayoría debería ser del tipo de velocidad variable (ya sea doblemente alimentado, o del tipo full converter), debido a los servicios auxiliares que presentan como control de reactivos/voltaje, además de control de potencia activa, necesarios para poder responder a las normas técnicas necesarias a futuro. En Europa, a pesar de las exigentes normas técnicas, con estos tipos de generadores, se han cumplido sin ningún problema.

Con relación a las normas técnicas, es cierto que hasta el momento la ley NT de SySC ha cumplido eficientemente para el tamaño del parque actual, sin embargo, en caso de incrementarse, será necesario ser más rigurosos en las mismas. Hoy en día no se justifica, debido a que serían poco eficientes económicamente, sin embargo en el mediano plazo, en caso de que ingresen más eólicos, va a tener que ajustarse a los cánones europeos en la materia, los cuales como se ha mostrado cumplen eficientemente las normas.

Con respecto al almacenamiento de energía, existe la posibilidad de contar con centrales conectadas en o cerca de centrales hidroeléctricas. Se ve que es eficiente conectar centrales relativamente pequeñas (entre otras razones para no impactar mayormente al sistema de transmisión) en estos puntos, debido a que parte de la sobreproducción, puede ser dejada de producir por estas centrales, almacenando de manera indirecta agua, que como sabemos tiene un costo de oportunidad mayor (desplazar térmicos) que no tiene el aire (se usa o se pierde). Se analizó el usar bombas de agua para almacenar directamente el agua, sin embargo debido a la pérdida de eficiencia, esto solo será óptimo de realizar cuando la central hidráulica no esté produciendo y en menor escala.

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7.- Links y bibliografías

7.1.- Links

[1]http://ideas.bligoo.com/content/view/141510/LA-ENERGIA-EOLICA-NO-ES-GESTIONABLE.html

[2]http://www.everde.cl/2011/03/el-papel-de-la-energia-nuclear-en.html

[3]http://www.caesoft.es/productos/edsa/formacion/eolica_carlos.pdf

[4]http://www.slideshare.net/sustenergy/villafafila-le-webinardef-3456422

[5]http://www.ree.es/publicaciones/pdf/resumen_memoria_ree2010_v2.pdf

[6]http://www.50hertz-transmission.net/en/151.htm

[7]http://www.eurobserv-er.org/pdf/baro201.asp

[8]http://web.ing.puc.cl/~power/alumno10/wind/index13.html

[9]http://es.wikipedia.org/wiki/Factor_de_planta

[10]http://es.wikipedia.org/wiki/Mercado_el%C3%A9ctrico_de_Espa%C3%B1a

[11]http://www.argentinaeolica.org.ar/portal/index.php?option=com_content&task=view&id=2510&Itemid=4

[12] Memoria 2010 AES Gener. http://www.aesgener.cl/AESGenerWebNeo/index.aspx?channel=6228&appintanceid=17354&pubid=7599

[13] http://sustentator.com/blog-es/2010/06/11/brasil-apuesta-por-la-energia-eolica/

[14] http://www.evwind.com/noticias.php?id_not=5354

[15] http://www.evwind.com/contenidos.php?id_cont=9

[16] http://es.wikipedia.org/wiki/Energ%C3%ADa_e%C3%B3lica

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[17] Aspectos Medio ambientales de la energía solar fotovoltaica http://www.lhusurbil.com/inicio/pdf/Jornada%20divulgativa%20(2005)/Ponencia_DRYAS.pdf

[18] Mini Hidráulica. Jaime Molina P. Universidad Mayor de San Andrés. Ing. Mecánica.http://www.scribd.com/doc/7287533/Mini-Hidraulica

[19] www.cigre.cl/sem_2_junio_10/.../TRANSELEC.pdf

[20] Strategy Plan 2010. Energynet, Denmark.http://www.energinet.dk/SiteCollectionDocuments/Engelske%20dokumenter/Om%20os/Strategy%20plan%202010.pdf

[21] http://en.wikipedia.org/wiki/Compressed_air_energy_storage

[22] http://www.cne.cl/cnewww/export/sites/default/08_Normativas/02_energias/descargable_tecnicas_seguridad/NT_de_SyCS_2010.pdf

7.2.- Bibliografías:

Escobar Tapia, Felipe Andrés.:  Generación eólica: principales aspectos asociados al impacto de Central Canela, primer parque eólico conectado al SIC-Chile / Felipe Andrés Escobar Tapia ; profesor supervisor Juan Dixon Rojas.  Santiago, Chile, 2008. xiv, 130 h. : : il.

Raby Heresi, Mauricio Andrés.:  Incorporación de energía eólica en la planificación de la transmisión y operación de sistemas hidrotérmicos / Mauricio Andrés Raby Heresi; profesor supervisor Sebastián Ríos Marcuello.  Santiago, Chile, 2008. xiii, 133 h. : : il..

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