Una positiva evaluación hace la CNE del trabajo realizado por este nuevo organismo a cargo de gestionar la operación de los sistemas eléctricos con miras a la interconexión del SING y SIC del próximo año, donde se destaca su aporte técnico en los trabajos para la definición de los servicios complementarios y en la expansión de la transmisión, además de enfrentar otros desafíos.

Coordinador Eléctrico Nacional: Nuevas tareas y perspectivas

A toda máquina trabaja el Coordinador Eléctrico Nacional en sus primeros meses de existencia, luego de la unión del Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado del Norte Grande (CDEC SING) con el del central (CDEC SIC) en vista a la interconexión de ambos sistemas a partir del próximo año, en un proceso que incluye el desafío de implementar las nuevas tareas estipuladas en la Ley de Transmisión, como el monitoreo de la competencia y la promoción de Investigación y Desarrollo (I+D), entre otros puntos.

A juicio de las autoridades y especialistas del sector eléctrico consultados por Revista ELECTRICIDAD el nuevo organismo quedó con una mayor importancia estratégica debido a que también cumplirá funciones claves en la planificación de la expansión de la transmisión y en la definición de los Servicios Complementarios, además de la incorporación de nuevas tecnologías para la seguridad en las operaciones del sistema.

Operaciones
La tarea del Coordinador no será menor considerando que, una vez materializada la interconexión, deberá controlar las operaciones de 3.100 kilómetros de longitud, desde Arica a la isla de Chiloé, con una capacidad instalada total de 24.000 MW, atendiendo una demanda máxima de 11.000 MW, de acuerdo a las estimaciones del propio organismo.

A marzo de este año, el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) y el Sistema Interconectado Central (SIC) tienen un total de 21.977 MW instalados, de los cuales 30,2% proviene de fuentes hidroeléctricas (embalses y de pasada), seguido de carbón (23,5%); gas natural (21,1%); derivados del petróleo (13,5%); solar (4,8%), y eólico (4,7%).

La evaluación de la autoridad con el funcionamiento del organismo es favorable. Andrés Romero, secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE) señala a este medio que un ejemplo de la correcta operación del sistema es que “nadie se ha dado cuenta de este cambio importante con la unión de los Centros de Despacho Económico de Carga (CDECs) hacia un Coordinador Eléctrico Nacional, porque no hubo apagones ni cortes de suministro, por lo que nuestra evaluación del primer trimestre es muy positiva en términos de que la institucionalidad ha funcionado, tal cual se indica en la Ley de Transmisión”.

“Vemos que cada uno de los actores está haciendo su trabajo en relación a la instalación del Coordinador y el trabajo más arduo de este año en términos técnicos es la interconexión de los sistemas, para lo cual tenemos una interacción quincenal con el Coordinador Eléctrico y las empresas”, indica Romero.

Las condiciones geográficas y climáticas del país son un factor relevante también en la operación del sistema, sostiene Luis Vargas, director del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Chile por cuanto “tenemos un sistema eléctrico único, no solo por ser uno de los más largos del mundo, sino porque tendrá una mezcla de un sistema térmico en el norte hasta el centro, con hidroelectricidad hacia el sur, lo que no es usual. Estos dos componentes geográficos, sumado a la ocurrencia de eventos climáticos severos como aluviones, sismos y erupciones volcánicas, plantean un desafío para la mantención y operación del sistema único en el mundo, por lo que debe ser resuelta con nuestras propias capacidades, lo que provocará una gran demanda sobre las tareas de innovación y desarrollo que tendrá el Coordinador”.

Esto es compartido por Esteban Gil, investigador asociado del Centro Avanzado de Ingeniería Eléctrica y Electrónica (AC3E) de la Universidad Técnica Federico Santa María (UTFSM), quien afirma que, al crecer el sistema eléctrico en tamaño y complejidad, “el Coordinador deberá desarrollar herramientas que le permitan automatizar procesos para prevenir interrupciones, minimizar los efectos negativos de las contingencias y acelerar la recuperación del servicio”.

En esta línea, el Coordinador Eléctrico Nacional cuenta con varias tecnologías para el monitoreo y control del sistema, según indicó Raúl Moreno, ejecutivo del organismo, en el seminario “Gestión de riesgos en la planificación y operación del sistema eléctrico”, organizado por Cigré Chile, entre los cuales destacó las plataformas Scada, un sistema de control integral de transferencias de la zona norte, planes de defensa contra contingencias extremas, el uso del control automático de generación, un sistema de lectura remota de protecciones y el monitoreo de la capacidad dinámica de transmisión.

Por su parte, el gerente de Operación del Coordinador, Ernesto Huber, se refirió al tratamiento de los riesgos operativos del sistema, destacando la resiliencia del SIC durante los últimos incendios forestales ocurridos en los primeros meses de este año, particularmente la operación en la zona de Constitución y las medidas de seguridad implementadas en el tramo de 500 kV Charrúa-Ancoa, que permitieron preservar la seguridad del sistema y originaron desacoples en el costos marginal.

Huber señaló que “frente a la futura interconexión entre el SIC y el SING es fundamental seguir preservando la seguridad y la operación económica, garantizando el acceso libre. Para ello, durante el 2016 se realizaron una serie de estudios, publicados a mediados de marzo, que permiten evaluar las condiciones de operación del sistema eléctrico nacional para distintas configuraciones.

Este año el Coordinador fortalecerá la Red WAM (red de gran cobertura en la cual pueden transmitirse datos) a nivel nacional, con la implementación de 29 PMU (Unidad de Medición Fasorial) para capturar las señales trifásicas de voltaje y corriente del sistema eléctrico de potencia de manera sincronizada con la ayuda de un dispositivo GPS, a las que se agregarán cinco PMU el próximo año. “Durante 2017 y 2018 se desarrollarán análisis e implementarán aplicativos importantes en oscilaciones de potencia, estabilidad angular, y determinación dinámica de impedancias, entre otras”, indicó Raúl Moreno en su presentación del Cigré.

En opinión de Esteban Gil, la red WAM a nivel nacional será un hito relevante pues este sistema “permitirá monitorear la red de transmisión e implementar un conjunto de tecnologías para optimizar el uso de la red y detectar tempranamente situaciones que pongan en riesgo la estabilidad”.

La definición de los servicios complementarios es otras de las tareas realizadas por el Coordinador, que entregó a la CNE un informe que identificó dentro de estas tecnologías al control de frecuencia; control de tensión; desconexión de carga, y el plan de recuperación de servicio, entre otros.

Pedro Miquel, director de Systep, asevera que la programación de los servicios complementarios “es un creciente desafío, tomando en cuenta el aumento en la penetración de generación renovable variable, lo que implica que se deben incrementar los niveles de reserva térmica (en condiciones de cycling y ramping) y la coordinación de los intercambios internacionales”.

La planificación en la expansión de la transmisión es el otro puntal de trabajo desarrollado por el organismo, que en enero publicó un estudio en que se proponen obras por US$600 millones para el sistema troncal y zonal. Pedro Miquel señala que en este ámbito las zonas prioritarias son el norte del SIC, además de la ampliación de los sistemas zonales, “cuyas exigencias son particulares a cada zona, y allí el desafío para desarrollar los planes de expansión es el trabajo integrado con las empresas propietarias de esos activos para recibir su aporte”.

Esto es resaltado por Andrés Romero “porque es el Coordinador el que tiene un conocimiento profundo acerca de las necesidades del sistemas y, por lo tanto, de las tendencias hacia el futuro en materia de transmisión”.

La visión y las tareas de los consejeros del organismo
Cinco son los comités que organizó el Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico Nacional, donde cada uno de sus miembros está encargado de su desarrollo y seguimiento en las funciones de Gestión, Riesgo y Auditoría; Mercados Eléctricos; Operación del Sistema Eléctrico; Planificación y Acceso Abierto, y Gobierno Corporativo.
En este contexto el presidente del Consejo Directivo, Germán Henríquez, junto a los otros cuatro consejeros del organismo (Pilar Bravo, Claudio Espinoza, Jaime Peralta y Andrés Alonso) y a su director ejecutivo, Daniel Salazar, destacaron a Revista ELECTRICIDAD los objetivos institucionales a cumplir.

Germán Henríquez: Ser un Referente Internacional
“El éxito de un coordinador de sistemas se mide por el servicio que reciben los usuarios finales, en mayor seguridad, menor costo y mejor calidad del suministro eléctrico. Para lograrlo trabajaremos en tener los mejores profesionales y la más moderna tecnología, además del deber de que las empresas de generación, transporte, distribución, grandes consumidores y autoridades hagan su mayor esfuerzo en esta línea. Esperamos mejorar todos los indicadores de desempeño del sistema en unos pocos años hasta llegar al primer nivel latinoamericano”.

Pilar Bravo: Un organismo con una función pública
“La naturaleza jurídica de derecho público del Coordinador responde a las mejores prácticas internacionales y a la necesidad de contar con un organismo autónomo, que no pertenece al Estado, que ya no está constituido por las empresas, con personalidad propia (de la cual carecía) que vele porque el sistema funcione en forma independiente. El Coordinador dispone ahora de nuevas funciones, con un énfasis en su rol público e interés colectivo, velando por la transparencia y la información del sector, monitoreando la competencia, garantizando el acceso abierto a las redes del sistema, aspectos que aportan al bien común, así como a la fiscalización por parte de las autoridades pertinentes del funcionamiento del sistema”.

Claudio Espinoza: Aportando a la innovación
“En el Coordinador Eléctrico entendemos la innovación como una forma de ampliar las posibilidades y soluciones de lo que hacemos, a través de un proceso ordenado, estructurado, y sostenible en el tiempo. Trabajaremos en construir una cultural innovadora en todos los niveles, desde procesos simples hasta soluciones tecnológicas complejas. Fomentaremos la integración, participación e intercambio de conocimientos con centros de investigación, otros operadores y universidades en Chile y el extranjero. Por último, la promoción de la investigación a nivel nacional en sistemas eléctricos y sus desafíos será otra línea de trabajo en este ámbito”.

Jaime Peralta: Los desafíos de la Interconexión SIC-SING
“La interconexión eléctrica entre los sistemas SIC y SING corresponde a uno de los mayores desafíos que enfrentará el Coordinador Eléctrico durante su primer año de operación. Para hacer frente a este reto es que nuestros equipos técnicos han estado trabajando desde hace más de un año en la elaboración de estudios, revisión de procedimientos y preparación de los despachadores en nuestros centros de control. Los análisis realizados a la fecha, y que son de dominio público, buscan por una parte garantizar una operación segura y confiable durante y después de la interconexión, y por otra, asegurar una operación económica haciendo un uso eficiente de los recursos disponibles”.

Andrés Alonso: Rol de monitoreo de la competencia
“La ley 20.936 le dio al Coordinador Eléctrico la función de monitoreo de la competencia en el mercado eléctrico a partir de julio de 2018. Esto en concordancia con las mejores prácticas internacionales de los operadores de sistemas eléctricos. La dependencia de esta nueva función estará a cargo del Consejo Directivo, fuera de la contingencia operacional de la Dirección Ejecutiva, para lo cual se creará una unidad con jerarquía compuesta por especialistas en esta materia, que dispondrán con toda la información que requieran del mercado eléctrico para que en caso de detectar actuaciones que pudieran constituirse en atentados a la libre competencia, se informe a las autoridades de libre competencia correspondientes”.

Daniel Salazar: Nueva estructura organizacional
“Acabamos de concluir el proceso de reestructuración del Coordinador Eléctrico Nacional. Es un hito importante que nos permite contar con un equipo definido, que cuenta con una nueva visión estratégica. Hemos privilegiado asegurar la continuidad operacional y minimizar el impacto organizacional, conservando el conocimiento y experiencia presentes en la organización, integrando las funciones tradicionales con las nuevas funciones definidas por Ley. Estamos muy satisfechos con el paso que hemos dado”.

Recuadro
Los temas abordados con los gremios del sector eléctrico
El análisis de la situación actual del sector eléctrico fue la tónica abordada por el Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico Nacional con la directiva de los principales gremios de la industria. En la oportunidad los actores pudieron interiorizarse acerca de las nuevas funciones y objetivos estratégicos definidos por el Coordinador para los próximos años, acordando fortalecer las instancias de información técnica, colaboración y diálogo entre las empresas coordinadas y el organismo.

Entre los gremios que participaron en los encuentros protocolares estuvieron la Asociación de Consumidores de Energía No Regulados (Acenor A.G.); Generadoras de Chile; Empresas Eléctricas A.G.; GPM A.G. (representante de generadores pequeños y medianos), y la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera A.G.). Algunos gremios señalaron a Revista ELECTRICIDAD los temas que abordaron con el Coordinador Eléctrico Nacional.

Acera: Carlos Finat, director ejecutivo de la asociación indicó que en el encuentro con las autoridades del organismo, Acera “manifestó su disposición para colaborar con el Consejo Directivo en aquellas materias que estén a su alcance, mientras que, por su parte, el Consejo compartió los objetivos que se ha planteado el Coordinador como institución, destacando su aspiración a ser un referente internacional en la operación de sistemas”.

Generadoras de Chile: Claudio Seebach, vicepresidente ejecutivo del gremio señaló que “las Generadoras compartieron sus objetivos estratégicos como asociación y las prioridades para el 2017, entre las cuales destacan la promoción de una sociedad más eléctrica y el avance hacia una mayor flexibilidad del sistema eléctrico. En este contexto compartieron las acciones y agenda de estudios orientados a la modelación y propuestas regulatorias para escenarios de alta penetración de Energías Renovables Variables (ERV)”.

GPM-A.G.: Carlos Barría, director ejecutivo del gremio sostuvo que en su reunión “se abordaron los temas técnicos de interés de ambas organizaciones, en particular, los desafíos conjuntos de enfrentar el 2017 con el trabajo de creación de una serie de reglamentos y normas técnicas necesarios para implementar plenamente la nueva Ley Nº 20.936. Será fundamental el trabajo en el nuevo Reglamento de Servicios Complementarios y el nuevo Reglamento de Coordinación y Operación del Sistema Eléctrico Nacional”.

Empresas Eléctricas A.G.: Rodrigo Castillo, director ejecutivo de la asociación, mencionó que se plantearon desafíos en común “como la integración de los sistemas eléctricos, la calidad del servicio, el número de cortes de suministro y la nueva manera de realizar las licitaciones en transmisión y el impacto por el robo de conductores de cobre en las instalaciones”.

Conclusiones
• La CNE tiene una positiva evaluación del Coordinador Eléctrico Nacional, especialmente de sus nuevas tareas, donde está la definición de su estructura interna, siendo el mayor desafío la interconexión física entre el SING y SIC.
• En la incorporación de tecnologías, el Coordinador fortalecerá la Red WAM a nivel nacional para aumentar la seguridad del sistema ante emergencias.
• El organismo ha realizado diversos estudios para definir los servicios complementarios, además de haber hecho su primera propuesta para la expansión de la transmisión.