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Estudio de incorporación del atributo de flexibilidad al mercado eléctrico chileno

8 de septiembre, 2020Jorge [email protected]

mailto:[email protected]

Evolución de requerimientos de variabilidad por introducción de generación renovable variable

Rampa máxima en 4 horas en el año 2018: 3365 MW

Rampa máxima de 4 a 5 horas ha crecido un 8,5%

aproximadamente en 12 meses*. *Comparando mes a mes el percentil 5% superior de la rampa máxima de 5 horas diaria en los años 2019 y 2020.

Imagen: Jamey Stillings

Los niveles de integración horarios de energía renovable variable pueden superar el 65% en algunos instantes durante los próximos 3 años.

Rampa máxima de 4 a 5 horas puede crecer entre un

8% - 15% anual en los próximos 5 años.

https://energia.gob.cl/sites/default/files/2019_giz_estudio_flexibilidad.pdf



1. Objetivo

2. Análisis de brechas

3. Criterios de diseño y proceso

4. Propuestas

5. Mecanismos de implementación


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Hora del Día

Variabilidad

(p.e. 1 a 5 horas)

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(*) Demanda Neta = Demanda menos generación renovable variable

Regulación vigente no cuenta con una definición clara del concepto Flexibilidad OperacionalSe puede distinguir dos tipos de flexibilidad operacional en el sistema:

1. Asociada a requerimientos de variabilidad de la demanda o demanda neta

Se puede distinguir dos tipos de flexibilidad operacional en el sistema:

1. Asociada a requerimientos de variabilidad de la demanda o demanda neta, y 2. Asociada a requerimientos de balance (Servicios Complementarios)

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Hora del Día

Balance

(p.e. 5 a 15 min)

Variabilidad

(p.e. 1 a 5 horas)

Dem

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Neta

(*)

(*) Demanda Neta = Demanda menos generación renovable variable

Regulación vigente no cuenta con una definición clara del concepto Flexibilidad Operacional

Necesidad de adaptación sistémica en la regulación


1. Clarificar definición de flexibilidad existente en legislación vigente.

2. Desvíos de la operación como una herramienta eficiente para asignación de costos.

3. Adecuación eficiente del sistema para abastecer a la demanda neta.

4. Mercado de potencia.

5. Consistencia esquema de ofertas para provisión de servicios complementarios.

6. Determinación del costo marginal.

7. Modelos de participación de mercado para sistemas de almacenamiento.

8. Programación de la operación.

9. Aplicar procedimiento de cálculo de CVNC de manera consistente con el ciclaje.

10. Revisión de requerimientos de normativa ambiental (DS 13) aplicable a centrales a gas.

11. Respuesta del sistema ante contingencias.

12. Desafíos relacionados a exigencias de diseño de las instalaciones PMGDs.

13. Desafíos relacionados a la asignación de costos fijos de operación.


La integración eficiente de fuentes de generación renovables variables requiere un sistema de programación de la operación más sofisticado (procesos con

mayor adaptabilidad).

La integración eficiente de fuentes de generación renovables variables requiere un

sistema de programación de la operación más sofisticado (mayor adaptabilidad). Gestión de errores de proyección de demanda y generación se puede realizar mediante: 1. Una mejora de las proyecciones, y 2. Una mejora del proceso de programación de la operación y despacho.


sistema de programación de la operación más sofisticado (mayor adaptabilidad). Se determinó que un instrumento de despacho vinculante como incentivo para reducir brechas entre la programación de la operación y la operación en tiempo real es una opción de alta complejidad de implementación que por sí sola no contribuye a reducir brechas entre la programación de la operación y la operación en tiempo real en un mercado.


sistema de programación de la operación más sofisticado (mayor adaptabilidad). La provisión de flexibilidad asociada a necesidades de balance y a necesidades de variabilidad del sistema se pueden considerar como un servicio derivado de la adaptación costo eficiente de la matriz de generación a la reducción esperada del número de horas de operación a potencia máxima de las unidades.


Las necesidades de capacidad en el sistema eléctrico están cambiando con las necesidades de flexibilidad del sistema.



Para enfrentar los desafíos de flexibilidad asociados a la variabilidad de la demanda neta, la potencia máxima de una unidad es un atributo importante, así como también lo son el mínimo técnico, turndown, costo de partida, tiempo de partida, tiempo mínimo de encendido y apagado, consumo específico a carga parcial, capacidad de rampa (MW/min), capacidad de regular frecuencia, y capacidad de controlar emisiones a carga parcial.



El esquema de potencia de suficiencia actual no considera las necesidades de capacidad flexible.


Dado el ritmo previsto de integración de ERV para los próximos 2 años, los niveles de integración horarios de ERV puede superar el 60% en algunos instantes. En este contexto, las necesidades de capacidad en el sistema eléctrico cambian con las necesidades de flexibilidad del sistema.

Se requiere generar mecanismos adecuados para permitir el desarrollo de capacidad de generación flexible efectiva que es aquella capaz de aumentar (oal menos mantener), por al menos 3 a 5 horas, la producción de energía, o reducir las necesidades de rampa, durante las horas de necesidad de flexibilidad del sistema o subsistema.

Teniendo en consideración las circunstancias y características de proyectos de sistemas de almacenamiento específicos, estos pueden ser considerados como activos de transmisión.

Desafíos para mantener la independencia del coordinador de un sistema eléctrico cuando opera sistemas de almacenamiento.

Forma de abordar desafíos de la utilización de sistemas de almacenamiento para múltiples servicios cuando reciben un pago regulado para recuperar costos de inversión.

Modelos de participación de sistemas de almacenamiento en mercados mayoristas y los desafíos de implementación en el mercado chileno.

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Demanda del sistema

3 de febrero 2020

Respecto al mercado de Servicios Complementarios

*Fuente de datos: Coordinador.

7:00 pm 8:00 pm

MW

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Demanda del sistema

3 de febrero 2020

Energía renovable variable




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MW

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Demanda del sistema

3 de febrero 2020


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Generación solar fotovoltaica

3 de febrero 2020


7:00 pm 8:00 pm

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Generación eólica

3 de febrero 2020



Se revisó la consistencia del esquema de ofertas para provisión de servicios complementarios de regulación de frecuencia con un sistema de provisión de energía basado en costos auditados.

Se determinó que es ineficiente forzar a los generadores a comprometerse a un nivel fijo de reservas por periodos extensos. Por lo tanto, el mercado de reservas debe ser resuelto de manera frecuente; en una escala de tiempo aproximadamente un orden de magnitud más extensa que la duración del uso de la reserva.

El pago de reservas tiene que estar asociado a la capacidad y al desempeño. Existe espacio para revisar métricas de desempeño de servicios complementarios en función de prácticas internacionales de manera que se refleje de la mejor forma posible la cantidad efectiva de trabajo que cada unidad de generación realiza en la operación real.

Necesidad de adaptación sistémica en la regulación


1. Clarificar definición de flexibilidad existente en legislación vigente.

2. Desvíos de la operación como una herramienta eficiente para asignación de costos.

3. Adecuación eficiente del sistema para abastecer a la demanda neta.

4. Mercado de potencia.

5. Consistencia esquema de ofertas para provisión de servicios complementarios.

6. Determinación del costo marginal.

7. Modelos de participación de mercado para sistemas de almacenamiento.

8. Programación de la operación.

9. Aplicar procedimiento de cálculo de CVNC de manera consistente con el ciclaje.

10. Revisión de requerimientos de normativa ambiental (DS 13) aplicable a centrales a gas.

11. Respuesta del sistema ante contingencias.

12. Desafíos relacionados a exigencias de diseño de las instalaciones PMGDs.

13. Desafíos relacionados a la asignación de costos fijos de operación.


Estudio de incorporación del atributo de flexibilidad al mercado eléctrico chileno

8 de septiembre, 2020Jorge [email protected]
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