Informe Final Preliminar. Estudio de Integración de ERNC al Sistema Interconectado Nacional. Dirección de Planificación y Desarrollo

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Informe Final Preliminar

Estudio de Integración de ERNC al Sistema Interconectado Nacional

Dirección de Planificación y Desarrollo

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Resumen Ejecutivo: Estudio de Integración de ERNC al Sistema Interconectado Nacional – 30 de noviembre de 2016 2

Dentro de las iniciativas contempladas en el plan estratégico correspondiente al año 2016, el Directorio del CDEC SIC incorporó el desarrollo de un estudio que analice los efectos de la incorporación de volúmenes importantes de energía provenientes de centrales eólicas y solares en el futuro Sistema Interconectado Nacional.

El Estudio contempla el desarrollo de una serie de actividades destinadas, primeramente, a contar con datos de entrada para la ejecución de simulaciones detalladas de la operación del sistema para años futuros, para luego ejecutar dichas simulaciones y efectuar análisis de estabilidad para aquellas condiciones identificadas como más críticas.

A continuación se presenta el Informe Final Preliminar del Estudio, el cual quedará disponible para efectos de recoger comentarios y observaciones de parte de agentes del sector.

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UNIVERSIDAD DE CHILE

Dirección: Av. Tupper 2007, Santiago

Contacto: Paola Silva T. Email: [email protected] Fono: +56 2 9784203.

Estudio de integración de

ERNC al Sistema

Interconectado Nacional

Informe Final Preliminar

Noviembre 2016

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Noviembre 2016, Santiago, Chile

Preparado para: Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado Central CDEC SIC

Centro de Energía Facultad de Ciencias Físicas y Matemáticas Universidad de Chile

Autores: Marcelo Matus, Carlos Benavides, Claudia Rahmann, Eduardo Pereira, Vincenzo Bassi, Ricardo Álvarez, Carlos Toro, Felipe Riquelme.

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fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 4

Contenido

1 Introducción ... 6

1.1 Resumen de las actividades desarrolladas en este informe ... 6

1.2 Objetivos ... 6

1.3 Alcances ... 7

2 Metodología general ... 8

3 Actividades desarrolladas ... 10

3.1 Análisis de resultados de simulaciones de largo plazo ... 10

3.1.1 Proyección de la capacidad instalada total y por tipo de tecnología para los escenarios anuales seleccionados. ... 10

3.2 Caracterización de variables incidentes ... 13

3.2.1 Generación esperada centrales eólicas ... 13

3.2.2 Generación esperada centrales solares ... 26

3.2.3 Caracterización de variabilidad intrahoraria ... 54

3.2.4 Caracterización de la variabilidad horaria de generación solar ... 63

3.2.5 Wind Forecasting ... 68

3.3 Análisis del Desempeño Operacional del Sistema ... 85

3.4 Análisis de la Operación de Corto Plazo ... 85

3.4.1 Modelo de predespacho ... 85

3.4.2 Preparación de bases de datos ... 86

3.4.3 Metodología de simulación de la operación ... 89

3.4.4 Parámetros técnicos unidades termoeléctricas para simulaciones de UC ... 91

3.4.5 Criterios para definir la reserva en giro ... 96

3.5 Resultados simulaciones: Escenario Base ... 99

3.5.1 Resultados para el año 2021 ... 99

3.6 Resultados simulaciones: Escenario Licitaciones ... 174

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3.7.1 Potencia mínima ... 213

3.7.2 Disminución de la reserva secundaria ... 215

3.7.3 Disminución de los tiempos mínimos de operación y fuera de servicio ... 216

3.7.4 Resultados ... 216

3.8 Análisis de estabilidad ... 219

3.8.1 Preparación de las bases de datos ... 219

3.8.2 Propuesta para determinación de puntos de operación para estudios dinámicos para un escenario y año determinados ... 224

3.8.3 Selección de puntos de operación para estudios dinámicos ... 227

3.8.4 Resultados dinámicos ... 235

4 Propuestas de mejoras en los modelos de optimización y simulación utilizados ... 270

5 Recomendaciones generales y trabajo posterior ... 272

6 Conclusiones ... 275

6.1 Conclusiones generales ... 275

6.2 Conclusiones específicas Escenario Licitaciones ... 275

7 Bibliografía ... 278

8 Anexos ... 281

8.1 Anexo: Zonas para centrales ERNC ... 281

8.2 Anexo: Metodología para construir perfiles horarios ... 286

8.3 Anexo: Variabilidad ... 289

8.3.1 Variabilidad intrahoraria, generación eólica ... 289

8.3.2 Variabilidad intrahoraria, generación solar ... 293

8.4 Anexo: Valores de parámetros referencias internacionales ... 297

8.5 Anexo: Mapeo entre las centrales de DigSilent y PLP ... 299

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1 Introducción

1.1 Resumen de las actividades desarrolladas en este informe

El estudio de “Integración de ERNC al Sistema Interconectado Nacional (SIN)” tiene como propósito determinar el impacto asociado a niveles cada vez mayores de ERNC en el SIN. Este reporte corresponde al Informe Final Preliminar e incluye las siguientes actividades:

 Análisis de los resultados de las simulaciones de largo plazo.

 Caracterización final de las variables incidentes.

 Descripción de las bases de datos y modelos a utilizar en la actividad análisis del Desempeño Operacional del Sistema.

 Resultados de las simulaciones de los Escenarios Base y Escenario Licitaciones para los años 2021 y 2025.

 Resultados del análisis de estabilidad para 3 puntos seleccionados.

 Propuestas de mejoras en los modelos de optimización.

 Recomendaciones generales a partir de los resultados obtenidos.

1.2 Objetivos

El objetivo de esta Consultoría corresponde a analizar los efectos de la incorporación de montos relevantes de fuentes de generación variable en el Sistema Interconectado Nacional (SIC y SING), dimensionando los impactos en la operación técnica y económica del sistema, levantando posibles requerimientos de reservas operativas adicionales, eventuales modificaciones normativas o adecuación de procesos actuales del CDEC SIC, de modo de propender a una integración efectiva y eficiente de los recursos renovables variables que se espera puedan entrar en operación en el Sistema Interconectado Nacional.

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1.3 Alcances

Esta versión del informe corresponde a una versión preliminar del informe final. Por tanto, algunos resultados y conclusiones podrían cambiar luego de las correspondientes observaciones.

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2 Metodología general

En la siguiente figura se muestra el esquema general de la metodología. Los resultados del plan de expansión de largo plazo (entregados por el CDEC SIC) se utilizan para actualizar las bases de datos de forma de incluir las nuevas obras de generación y transmisión proyectadas para los años que serán analizados en detalle. En esta parte se incluye la actualización de la base de datos usada en el pre-despacho así como la base de datos Digsilent usada para el estudio dinámico del sistema. Las simulaciones obtenidas en base al modelo de coordinación hidrotérmica PLP (también entregados por el CDEC SIC) se utilizan para fijar algunas de las condiciones de operación necesarias para ejecutar el modelo de pre-despacho (condiciones iniciales, caudales afluentes, niveles de embalse, etc.). Por otra parte, los datos históricos de la generación eólica y solar permiten realizar la caracterización de dichas fuentes de generación en el tiempo. De manera similar se usan los datos históricos de la demanda para realizar su caracterización. La caracterización de la variabilidad e incertidumbre de la generación renovable y la demanda permiten definir los perfiles esperados de generación renovable y demanda, así como también los niveles de reserva necesarios para cumplir con los criterios de seguridad del SIN. Los perfiles de generación renovable esperados, así como los niveles de reserva se usan como datos de entrada para el modelo de predespacho a partir del cual se realizan las simulaciones de corto plazo. El análisis de estabilidad del sistema (incluyendo estabilidad transitoria de ángulo, de tensión y frecuencia) será realizado para un conjunto acotado de puntos de operación y contingencias críticas del sistema. Los puntos de operación a considerar en el análisis dinámico se seleccionan en base a los resultados del predespacho, la caracterización de la variabilidad e incertidumbre de las ERNC, prácticas internacionales en estudios de seguridad, así como el conocimiento de la operación real del sistema por parte del operador. Tal como se observa en la Figura 1, los resultados obtenidos a partir del análisis de estabilidad pueden retroalimentar el modelo de pre-despacho imponiendo, por ejemplo, restricciones técnicas adicionales que garanticen la seguridad del sistema. Más detalles de la propuesta metodológica se describen a continuación.

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Figura 1: Esquema general de la metodología y actividades a desarrollar en el estudio. Fuente: Elaboración propia.

Proyección de los sistemas (Plan de obras,

salidas PLP) Coordinación hidrotérmica Selección de puntos de operación críticos Unit commitment Selección de contingencias críticas Dynamic study Dynamic study Estudio dinámico Despacho de los generadores Modelos dinámicos Caracterización de variables incidentes Posibles medidas correctivas Posibles medidas correctivas Generación eólica/solar histórica Salidas PLP Demanda histórica perfiles Perfiles de generación eólica, solar, demanda, niveles de reserva

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3 Actividades desarrolladas

3.1 Análisis de resultados de simulaciones de largo plazo

En esta sección del informe, se mostrarán los resultados del reporte llamado “Estudio Escenarios de Expansión del Parque Generador SIC-SING” [1]. Para esto se analizarán los datos de entrada y salida utilizados en el reporte y que se encuentran bajo el formato del software PLP o Programación de Largo Plazo, utilizado por el CDEC SIC y otros coordinados.

Los 3 escenarios evaluados corresponden a: Escenario Base, Escenario Licitaciones y Escenario ERNC. Es importante destacar que las simulaciones de predespacho que se realizan en este estudio (ver resultados en secciones posteriores) toman en cuenta las capacidades instaladas determinados por estos escenarios.

3.1.1 Proyección de la capacidad instalada total y por tipo de tecnología para los escenarios anuales seleccionados.

Para la obtención de estos dos aspectos, se realizó un análisis de los datos de entrada del software PLP, donde se eliminaron aquellas centrales que se declaraban fuera de servicio a través de la declaración explicita o a través de un mantenimiento planificado hasta un periodo fuera del rango considerado en la simulación.

Las siguientes tablas muestras las potencias máximas por tipo de tecnología para el horizonte de evaluación de este estudio. Para el año 2021, la potencia instalada de energía solar en los escenarios Base, Licitaciones y ERNC es de 2836 MW, 3109 MW y 3109 MW, respectivamente. Mientras que la potencia instalada en energía eólica es de 1778 MW, 3720 MW y 3720, respectivamente. Para el año 2025, la potencia instalada de energía solar en los escenarios Base, Licitaciones y ERNC es de 3836 MW, 3509 MW y 4709 MW, respectivamente. Mientras que la potencia instalada en energía eólica es de 1884 MW, 3852 MW y 3852, respectivamente.

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Tabla 1: Potencia máxima por tipo de tecnología para el Escenario Base

Tecnología 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Carbón 4497 4497 4498 4830 4918 4918 4918 4918 4918 4918 GNL 2079 2799 3351 3351 3951 4311 4311 4311 4311 4701 Petróleos 4497 4485 4485 3737 3749 3749 3749 3749 3749 3749 Embalse 4142 4142 4142 4142 4142 4142 4142 4142 4142 4142 Pasada 1995 2029 2241 2922 3058 3058 3172 3212 3262 3282 Biomasa 399 395 450 450 450 450 450 450 500 520 Eólica 1016 1601 1778 1778 1778 1778 1778 1778 1778 1884 Solar 1651 2256 2326 2536 2536 2836 2836 2836 3236 3836 Geotermia 0 0 50 50 50 50 50 50 50 50 Minihidro 216 216 216 216 216 216 216 216 216 216 Otro 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28

Tabla 2: Potencia máxima para tipo de tecnología para el Escenario Licitaciones

Tecnología 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Carbón 4497 4497 4498 4918 4918 4918 4918 4918 4918 4918 GNL 2079 2799 3351 3351 3951 4311 4311 4311 4311 4701 Petróleos 4497 4485 4485 3749 3749 3749 3749 3749 3749 3749 Embalse 4142 4142 4142 4142 4142 4142 4142 4142 4142 4142 Pasada 1995 2029 2411 3092 3092 3092 3206 3246 3296 3316 Biomasa 399 395 450 450 450 450 450 450 500 520 Eólica 1016 1371 1780 1984 2360 3720 3852 3852 3852 3852 Solar 1651 2266 2336 2446 2821 3109 3109 3109 3309 3509 Geotermia 0 0 50 50 50 50 50 50 50 50 Minihidro 216 216 216 216 216 216 216 216 216 216 Otro 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28

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Tabla 3: Potencia máxima por tipo de tecnología para el Escenario ERNC

Tecnología 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Carbón _4,497 _4,497 _4,498 _4,918 _4,918 _4,918 _4,918 _4,918 _4,918 _4,918 GNL _2,079 _2,799 _3,351 _3,351 _3,951 _4,311 _4,311 _4,311 _4,311 _4,701 Petróleos _4,497 _4,485 _4,485 _3,749 _3,749 _3,749 _3,749 _3,749 _3,749 _3,749 Embalse ₄₁₄₂ ₄₁₄₂ ₄₁₄₂ _4,142 _4,142 _4,142 _4,142 _4,142 _4,142 _4,142 Pasada _1,995 _2,029 _2,411 _3,092 _3,092 _3,092 _3,206 _3,246 _3,296 _3,316 Biomasa ₃₉₉ ₃₉₅ ₄₅₀ ₄₅₀ ₄₅₀ ₄₅₀ ₄₅₀ ₄₅₀ ₅₀₀ ₅₂₀ Eólica _1,016 _1,371 _1,780 _1,984 _2,360 _3,720 _3,852 _3,852 _3,852 _3,852 Solar _1,651 _2,266 _2,336 _2,446 _2,821 _3,109 _3,109 _3,709 _4,109 _4,709 Geotermia ₀ ₀ ₅₀ ₅₀ ₅₀ ₅₀ ₅₀ ₅₀ ₅₀ ₅₀ Minihidro ₂₁₆ ₂₁₆ ₂₁₆ ₂₁₆ ₂₁₆ ₂₁₆ ₂₁₆ ₂₁₆ ₂₁₆ ₂₁₆ Otro ₁₉ ₂₀ ₂₁ ₂₂ ₂₃ ₂₄ ₂₅ ₂₆ ₂₇ ₂₈

En el año 2021 las capacidades instaladas de los escenarios Licitaciones y ERNC son iguales, por tanto, las simulaciones de predespacho del escenario ERNC solo se realizan para el año 2025.

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3.2 Caracterización de variables incidentes

3.2.1 Generación esperada centrales eólicas

En este capítulo se caracteriza la generación horaria y por mes de las centrales eólicas. La siguiente tabla muestra la capacidad instalada por zona y los perfiles de generación eólica que serán utilizados para realizar las simulaciones de pre-despacho. En general, los perfiles de generación utilizados se construyeron a partir de los datos de generación real reportados por el CDEC-SIC y CDEC-SING. Para aquellas centrales ubicadas en zonas donde no existen datos de generación real o la cantidad de datos era insuficiente para caracterizar un año completo, la construcción de los perfiles se complementó con los datos del Explorador Eólico de la U. de Chile (y el Explorador Solar para el caso de la centrales solares). Más detalles de la metodología utilizada se describe en el Anexo de este informe.

La siguiente tabla muestra la capacidad total máxima al año 2035. Se observa que el 71% de la capacidad instalada se proyecta que estará en las zonas III-Costa, IV-Costa y VIII-Centro Sur.

Tabla 4: Potencia instalada y perfiles de generación, zonas eólicas.

Zona Región Potencia

instalada al año 2035 (MW) En operación (MW) Proyectos (MW) Participa ción (%)

Central (Se utiliza el nombre de la base de datos PLP) II-Taltal II 99 99 0 _3.5 EOLICA_TALTAL II-Calama II 90 90 0 3.2 VALLE_VIENTOS_SING II-Crucero II 106 0 106 3.8 EOLICA_CRUCERO_SIN G

II-Sierra Gorda II 112 0 112 _4.1 SIERRA_GORDA_SING

III-Costa III 310 0 310 11.1 EOLICA_CABO_LEONE S_I SARCO IV-Norte IV 204 20 184 7.3 EOL_P_COLORADA EOL_SAN_JUAN IV-Costa IV 679 602 77 24.3 MONTEREDONDO CANELA CANELA2 TALINAY_ORIENTE EL_ARRAYAN

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fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 14 PTA_PALMERA LOS_CURUROS EOL_TOTORAL EOL_TALINAY_PONIEN TE EOL_PTA_SIERRA VI-Rapel VI 18 18 0 0.6 EOLICA_UCUQUER EOLICA_UCUQUER_II VIII-Costa VIII 125 25 100 4.5 EOLICA_LEBU EOL_CONCEPCION VIII-Centro-Sur VIII 718 156 562 25.7 NEGRETE_CUEL L_BUENOS_AIRES EOL_CHARRUA_1 EOL_CHARRUA_2 EOL_CHARRUA_3 EOL_CHARRUA_4 EOL_CHARRUA_5 EOL_CHARRUA_6 EOL_RENAICO IX-Norte IX 42 0 42 1.5 EOL_COLLIPULLI X-Chiloe-Centro X 201 36 165 7.2 EOL_SAN_PEDRO EOL_SAN_PEDRO_II EOL_CHILOE

X-Puerto Montt X 90 0 90 3.2 AURORA

Total general 2793 1045 1748 _100%

La siguiente tabla muestra la matriz de correlación de generación diaria para las distintas centrales ubicadas en las distintas zonas. Se observa que las centrales ubicadas en una misma zona presentan una correlación alta.

En las siguientes secciones se muestran los resultados de la caracterización de la generación horaria por zona. Parar representar la variabilidad de la generación, los resultados son presentados en gráficos de cajas donde los datos que caen dentro de la “caja” representan el percentil 25 y 75. La línea roja dentro de la caja representa la mediana de los datos. Y los valores en cruces rojas representan valores fuera de rango los cuales son superiores o inferiores a 1,5 veces la diferencia entre el percentil 25 y 75. También se incluye el valor promedio para cada hora que se representa con la línea verde.

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fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 15 Tabla 5: Matriz de correlación diaria II-Taltal II-Calama IV-Costa IV-Costa IV-Costa IV-Costa IV-Costa IV-Costa IV-Costa

IV-Costa IV-Costa IV-Norte VI-Rapel VI-Rapel VIII- Centro-Sur VIII-Costa VIII-Costa X- Chiloé-Centro Taltal Valle de los vientos

Monte-redondo Canela Canela2 Talinay Oriente El Arrayán Pta Palmera Los Cururos Totoral Talinay Poniente Pta Colorada Ucuquer Ucuquer

II Negrete Lebu Raki San Pedro II-Taltal Taltal 1,0 0,0 -0,1 0,0 -0,1 -0,1 -0,1 -0,1 0,0 -0,1 -0,1 -0,2 0,0 0,0 -0,1 -0,1 -0,1 -0,1 II-Calama Valle de los

vientos 0,0 1,0 0,0 0,0 0,0 0,0 -0,1 0,0 0,1 0,0 0,1 0,3 0,0 -0,1 0,1 0,2 0,1 -0,1 IV-Costa Monterredondo -0,1 0,0 1,0 0,9 0,8 0,8 0,8 0,9 0,9 0,9 0,6 0,0 0,1 0,3 0,0 -0,1 0,0 0,1

IV-Costa Canela 0,0 0,0 0,9 1,0 0,9 0,7 0,8 0,9 0,8 0,9 0,6 0,0 0,1 0,4 0,0 -0,1 -0,1 0,0

IV-Costa Canela2 -0,1 0,0 0,8 0,9 1,0 0,6 0,8 0,9 0,8 0,9 0,5 0,0 0,2 0,4 0,0 -0,1 0,0 0,0 IV-Costa Talinay Oriente -0,1 0,0 0,8 0,7 0,6 1,0 0,8 0,7 0,8 0,8 0,3 0,0 0,0 0,2 0,0 0,0 0,0 0,1 IV-Costa El Arrayán -0,1 -0,1 0,8 0,8 0,8 0,8 1,0 0,9 0,8 0,8 0,6 -0,1 0,1 0,3 0,0 0,0 0,0 0,1 IV-Costa Pta Palmera -0,1 0,0 0,9 0,9 0,9 0,7 0,9 1,0 0,9 0,9 0,6 0,0 0,1 0,4 0,0 -0,1 -0,1 0,1 IV-Costa Los Cururos 0,0 0,1 0,9 0,8 0,8 0,8 0,8 0,9 1,0 0,9 0,6 0,1 0,0 0,2 0,0 -0,1 0,0 0,0 IV-Costa Totoral -0,1 0,0 0,9 0,9 0,9 0,8 0,8 0,9 0,9 1,0 0,5 -0,1 0,2 0,4 0,0 -0,1 0,0 0,1 IV-Costa Talinay

Poniente -0,1 0,1 0,6 0,6 0,5 0,3 0,6 0,6 0,6 0,5 1,0 0,0 0,0 0,1 0,0 -0,1 -0,1 0,1 IV-Norte Pta Colorada -0,2 0,3 0,0 0,0 0,0 0,0 -0,1 0,0 0,1 -0,1 0,0 1,0 -0,1 -0,3 0,2 0,3 0,3 -0,2

VI-Rapel Ucuque 0,0 0,0 0,1 0,1 0,2 0,0 0,1 0,1 0,0 0,2 0,0 -0,1 1,0 0,5 0,0 0,0 -0,1 0,0 VI-Rapel Ucuquer II 0,0 -0,1 0,3 0,4 0,4 0,2 0,3 0,4 0,2 0,4 0,1 -0,3 0,5 1,0 0,2 0,0 0,0 0,1 VIII- Centro-Sur Negrete -0,1 0,1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,2 0,0 0,2 1,0 0,7 0,5 -0,1 VIII-Costa Lebu -0,1 0,2 -0,1 -0,1 -0,1 0,0 0,0 -0,1 -0,1 -0,1 -0,1 0,3 0,0 0,0 0,7 1,0 0,5 0,0 VIII-Costa Raki -0,1 0,1 0,0 -0,1 0,0 0,0 0,0 -0,1 0,0 0,0 -0,1 0,3 -0,1 0,0 0,5 0,5 1,0 0,1

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3.2.1.1 Zona II Crucero

Los resultados obtenidos para la zona II Crucero son expuestos en la siguiente figura.

Figura 2: Perfil de generación en la zona II Crucero

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1 2 3 4 5 6 7 8 9101112131415161718192021222324 hora Enero p. u 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 123456789101112131415161718192021222324 hora Febrero p. u 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 123456789101112131415161718192021222324 hora Marzo p. u 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 123456789101112131415161718192021222324 hora Abril p. u 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 123456789101112131415161718192021222324 hora Mayo p. u 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 123456789101112131415161718192021222324 hora Junio p. u 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1 2 3 4 5 6 7 8 9101112131415161718192021222324 hora Julio p. u 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 123456789101112131415161718192021222324 hora Agosto p. u 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 123456789101112131415161718192021222324 hora Septiembre p. u 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 123456789101112131415161718192021222324 hora Octubre p. u 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 123456789101112131415161718192021222324 hora Noviembre p. u 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 123456789101112131415161718192021222324 hora Diciembre p. u

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3.2.1.2 Zona II Calama1

Los resultados obtenidos para la zona ubicada en Calama son expuestos en la siguiente figura.

Figura 3: Perfil de generación en la zona II Calama.

1_{Se supuso que los perfiles eólicos de la zona II Calama son los mismos para la zona Crucero II.}

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3.2.1.3 Zona II Sierra Gorda

Los resultados obtenidos para la zona ubicada en Sierra Gorda son expuestos en la siguiente figura.

Figura 4: Figura 30: Perfil de generación en la zona II Sierra Gorda.

(21)

3.2.1.4 Zona II Taltal

Los resultados obtenidos para la zona ubicada en Taltal son expuestos en la siguiente figura.

Figura 5: Perfil de generación en la zona II Taltal.

(22)

3.2.1.5 Zona IV Norte

Los resultados obtenidos para la zona ubicada al norte de la IV región se muestran en la siguiente figura.

Figura 6: Caracterización de perfil de la zona IV norte.

(23)

3.2.1.6 Zona IV Costa

Los resultados obtenidos para la zona costera de la IV región son expuestos en la siguiente figura.

Figura 7: Perfil de generación en la zona IV Costa.

(24)

3.2.1.7 Zona VI Rapel

Los resultados obtenidos para la zona ubicada en zona de Rapel de la VI región son expuestos en la siguiente figura..

Figura 8: Perfil de generación en la zona VI Rapel.

(25)

3.2.1.8 Zona VIII Centro-Sur

Los resultados obtenidos para la zona ubicada en la parte centro-sur de la VIII región son expuestos en la siguiente figura.

Figura 9: Perfil de generación en la zona VIII Centro-Sur.

(26)

3.2.1.9 Zona VIII Costa

Los resultados obtenidos para la zona ubicada en la zona costera de la VIII región son expuestos en la siguiente figura.

Figura 10: Perfil de generación en la zona VIII Costa.

(27)

3.2.1.10Zona X Chiloé centro

Los resultados obtenidos para la zona ubicada en la zona central de Chiloé son expuestos en la siguiente figura.

Figura 11: Perfil de generación en la zona X Chiloé.

(28)

fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 26 3.2.2 Generación esperada centrales solares

En este capítulo se caracteriza la generación horaria y por mes de las centrales solares fotovoltaica. La siguiente tabla muestra la capacidad instalada por zona y los perfiles de generación solar que serán utilizados para realizar las simulaciones de pre-despacho. Más detalles de la metodología para construir los perfiles de generación se muestran en el Anexo de este estudio.

La siguiente tabla muestra que el 76,8% de la capacidad instalada al año 2035 se proyecta que estará en las zonas II-Crucero, II-Laberinto, Diego Almagro, Carrera Pinto y III-Cardones.

Tabla 6: Potencia instalada y perfiles de generación, zonas solares.

Zona Región Potencia

instalada al año 2035 (MW) En operación (MW) Proyectos (MW) Particip ación (%)

Nombre de la Central (se utiliza el nombre de la base de datos PLP) I-Pozo Almonte I 264 64 200 2.9 LA_HUAYCA_SING LA_HUAYCA_2_SING POZO_ALMONTE_3_SING PAMPA_CAMARONES_SING SOLAR_PALMONTE_1_SING POZO ALMONTE SOLAR 2

I-Lagunas I 602 2 600 6.5 SOLAR EL ÁGUILA I

SOLAR_LAGUNAS_4_SING SOLAR_LAGUNAS_1_SING SOLAR_LAGUNAS_2_SING II-Crucero II 1552 209 1343 16.9 QUILLAGUA_I_SING SOLAR_CRUCERO_5_SING SOLAR_CRUCERO_6_SING FINIS_TERRAE_SING MARIA_ELENA_SING

(29)

fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 27 SOLAR_ENCUENTRO_SING SOLAR_CRUCERO_1_SING SOLAR_CRUCERO_2_SING SOLAR_CRUCERO_3_SING SOLAR_CRUCERO_4_SING ATACAMA_I II-Calama II 146 51 95 1.6 JAMA_SING ANDES_SOLAR_SING JAMA_2_SING PARUMA_SING PULAR_SING LASCAR_SING II-Laberinto II 346 0 346 3.8 BOLERO_SING SOLAR_LABERINTO_1_SING SOLAR_LABERINTO_2_SING II-Domeyko II 53 3 50 0.6 URIBE_SOLAR_SING II-Paposo II 215 215 0 2.3 FV_CONEJO PAMPA_SOLAR_NORTE Lalackama_2 III-Diego de Almagro III 1597 269 1.328 17.4 DALMAGRO_PS SOLAR_ESPERANZA LALACKAMA FV_CHANARES MALGARIDA PV_SALVADOR JAVIERA SOLAR_DALMAGRO_1

(30)

fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 28 SOLAR_DALMAGRO_2 SOLAR_DALMAGRO_3 SOLAR_DALMAGRO_4 SOLAR_DALMAGRO_5 CHAKA Chaka_2 SOLAR_DALMAGRO_6 SOLAR_DALMAGRO_7 FV_GUANACO III-C.Pinto III 1383 306 1077 15.0 Carrera_Pinto_II

PS_SAN_ANDRES Carrera_Pinto FV_LUZ_DEL_NORTE_1 SOLAR_CPINTO_1 SOLAR_CPINTO_2 SOLAR_CPINTO_3 SOLAR_CPINTO_4 SOLAR_CPINTO_5

III-Cardones III 2144 144 2000 23.3 LLANO_LLAMPOS

SOLAR_CARDONES_1 SOLAR_CARDONES_2 SOLAR_CARDONES_3 SOLAR_CARDONES_4 SOLAR_CARDONES_5 SOLAR_CARDONES_6 SOLAR_CARDONES_7 SOLAR_CARDONES_8 SOLAR_CARDONES_9

(31)

SOLAR_CARDONES_10 LOS_LOROS

III-Maitencillo III 309 0 309 3.4 SOLAR_AVENIR_1

DIVISADERO VALLE_SOLAR_1 SOLAR_ROMERO VALLELAND IV-Norte IV 73 12 62 0.8 ABASOL IV-Centro IV 11 11 0 0.1 TAMBO_REAL SOLAR_LOMA_LOS_COLORA DOS RM RM 338 119 219 3.7 SOLAR_LAS_TERRAZAS QUILAPILUN SANTIAGO_SOLAR SANTA_SOFIA CONSITITUCION V V 169 3 166 1.8 OLMUE FV_DONA_CARMEN Total general 9202 1408 6468 100%

(32)

3.2.2.1 Zona I Pozo Almonte

Los resultados obtenidos para la zona de Pozo Almonte son expuestos en las siguientes figuras.

Figura 12: Perfil de generación en la zona I Pozo Almonte. Los resultados consideran centrales con 1 eje de seguimiento.

(33)

fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 31 Figura 13: Perfil de generación en la zona I Pozo Almonte. Los resultados consideran centrales sin eje de seguimiento.

(34)

3.2.2.2 Zona I Lagunas

Los resultados obtenidos para la zona de Lagunas son expuestos en la siguiente figura.

Figura 14: Perfil de generación en la zona I Lagunas. Los resultados consideran centrales con 1 eje de seguimiento

(35)

Figura 15: Perfil de generación en la zona I Lagunas. Los resultados consideran centrales sin eje de seguimiento

(36)

3.2.2.3 Zona II-Crucero

Los resultados obtenidos para la zona II Crucero son expuestos en la siguiente figura.

Figura 16: Perfiles de generación para zona II Crucero. Los resultados consideran centrales con 1 eje de seguimiento.

(37)

Figura 17: Perfiles de generación para zona II Crucero. Los resultados consideran centrales sin eje de seguimiento.

(38)

3.2.2.4 Zona II Calama

Los resultados obtenidos para la zona II Calama son expuestos en la siguiente figura.

Figura 18: Perfiles de generación para zona II Calama. Los resultados consideran centrales con 1 eje de seguimiento.

(39)

3.2.2.5 Zona II Laberinto

Los resultados obtenidos para la zona II Laberinto son expuestos en la siguiente figura.

Figura 19: Perfiles de generación para zona II Calama. Los resultados consideran centrales con 1 eje de seguimiento

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 123456789101112131415161718192021222324 hora Enero p. u 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 123456789101112131415161718192021222324 hora Febrero p. u 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 123456789101112131415161718192021222324 hora Marzo p. u 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 123456789101112131415161718192021222324 hora Abril p. u 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 123456789101112131415161718192021222324 hora Mayo p. u 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 123456789101112131415161718192021222324 hora Junio p. u 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 123456789101112131415161718192021222324 hora Julio p. u 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 123456789101112131415161718192021222324 hora Agosto p. u 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 123456789101112131415161718192021222324 hora Septiembre p. u 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 123456789101112131415161718192021222324 hora Octubre p. u 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 123456789101112131415161718192021222324 hora Noviembre p. u 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 123456789101112131415161718192021222324 hora Diciembre p. u

(40)

3.2.2.6 Zona II Domeyko

Los resultados obtenidos para la zona II Domeyko son expuestos en la siguiente figura.

Figura 20: Perfiles de generación para la zona II Domeyko. Los resultados consideran centrales con eje de seguimiento.

(41)

Figura 21: Perfiles de generación para la zona II Domeyko. Los resultados consideran centrales sin eje de seguimiento.

(42)

3.2.2.7 Zona II Paposo

Los resultados obtenidos para la zona II Paposo son expuestos en la siguiente figura.

Figura 22: Perfiles de generación para la zona II Papaso. Los resultados consideran solo centrales con 1 eje de seguimiento. 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1 2 3 4 5 6 7 8 9101112131415161718192021222324 hora Enero p. u 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 123456789101112131415161718192021222324 hora Febrero p. u 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 123456789101112131415161718192021222324 hora Marzo p. u 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 123456789101112131415161718192021222324 hora Abril p. u 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 123456789101112131415161718192021222324 hora Mayo p. u 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 123456789101112131415161718192021222324 hora Junio p. u 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1 2 3 4 5 6 7 8 9101112131415161718192021222324 hora Julio p. u 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 123456789101112131415161718192021222324 hora Agosto p. u 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 123456789101112131415161718192021222324 hora Septiembre p. u 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 123456789101112131415161718192021222324 hora Octubre p. u 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 123456789101112131415161718192021222324 hora Noviembre p. u 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 123456789101112131415161718192021222324 hora Diciembre p. u

(43)

Figura 23: Perfiles de generación para la zona II Papaso. Los resultados consideran solo centrales sin eje de seguimiento

(44)

3.2.2.8 Zona III Diego de Almagro

Los resultados obtenidos para la zona III Diego de Almagro son expuestos en la siguiente figura.

Figura 24: Resultados obtenidos zona III Diego de Almagro. Los resultados consideran centrales con 1 eje de seguimiento. 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1 2 3 4 5 6 7 8 9101112131415161718192021222324 hora Enero p. u 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 123456789101112131415161718192021222324 hora Febrero p. u 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 123456789101112131415161718192021222324 hora Marzo p. u 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 123456789101112131415161718192021222324 hora Abril p. u 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 123456789101112131415161718192021222324 hora Mayo p. u 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 123456789101112131415161718192021222324 hora Junio p. u 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1 2 3 4 5 6 7 8 9101112131415161718192021222324 hora Julio p. u 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 123456789101112131415161718192021222324 hora Agosto p. u 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 123456789101112131415161718192021222324 hora Septiembre p. u 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 123456789101112131415161718192021222324 hora Octubre p. u 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 123456789101112131415161718192021222324 hora Noviembre p. u 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 123456789101112131415161718192021222324 hora Diciembre p. u

(45)

3.2.2.9 Zona III Carrera Pinto

Los resultados obtenidos para la zona III Carrera Pinto son expuestos en la siguiente figura.

Figura 25: Perfiles de generación en zona III Carrera Pinto. Los resultados consideran centrales con 1 eje de seguimiento. 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1 2 3 4 5 6 7 8 9101112131415161718192021222324 hora Enero p. u 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 123456789101112131415161718192021222324 hora Febrero p. u 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 123456789101112131415161718192021222324 hora Marzo p. u 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 123456789101112131415161718192021222324 hora Abril p. u 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 123456789101112131415161718192021222324 hora Mayo p. u 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 123456789101112131415161718192021222324 hora Junio p. u 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1 2 3 4 5 6 7 8 9101112131415161718192021222324 hora Julio p. u 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 123456789101112131415161718192021222324 hora Agosto p. u 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 123456789101112131415161718192021222324 hora Septiembre p. u 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 123456789101112131415161718192021222324 hora Octubre p. u 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 123456789101112131415161718192021222324 hora Noviembre p. u 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 123456789101112131415161718192021222324 hora Diciembre p. u

(46)

3.2.2.10Zona III Cardones

Los resultados obtenidos para la zona III Cardones son expuestos en la siguiente figura.

Figura 26: Perfiles de generación para zona III Cardones. Los resultados consideran centrales con 1 eje de seguimiento. 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1 2 3 4 5 6 7 8 9101112131415161718192021222324 hora Enero p. u 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 123456789101112131415161718192021222324 hora Febrero p. u 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 123456789101112131415161718192021222324 hora Marzo p. u 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 123456789101112131415161718192021222324 hora Abril p. u 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 123456789101112131415161718192021222324 hora Mayo p. u 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 123456789101112131415161718192021222324 hora Junio p. u 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1 2 3 4 5 6 7 8 9101112131415161718192021222324 hora Julio p. u 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 123456789101112131415161718192021222324 hora Agosto p. u 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 123456789101112131415161718192021222324 hora Septiembre p. u 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 123456789101112131415161718192021222324 hora Octubre p. u 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 123456789101112131415161718192021222324 hora Noviembre p. u 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 123456789101112131415161718192021222324 hora Diciembre p. u

(47)

3.2.2.11Zona III Maintencillo

Los resultados obtenidos para la zona III Maintencillo son expuestos en la siguiente figura.

Figura 27: Perfiles de generación en zona III Maintencillo. Los resultados consideran centrales con 1 eje de seguimiento. 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 123456789101112131415161718192021222324 hora Enero p. u 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 123456789101112131415161718192021222324 hora Febrero p. u 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 123456789101112131415161718192021222324 hora Marzo p. u 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 123456789101112131415161718192021222324 hora Abril p. u 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 123456789101112131415161718192021222324 hora Mayo p. u 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 123456789101112131415161718192021222324 hora Junio p. u 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 123456789101112131415161718192021222324 hora Julio p. u 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 123456789101112131415161718192021222324 hora Agosto p. u 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 123456789101112131415161718192021222324 hora Septiembre p. u 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 123456789101112131415161718192021222324 hora Octubre p. u 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 123456789101112131415161718192021222324 hora Noviembre p. u 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 123456789101112131415161718192021222324 hora Diciembre p. u

(48)

fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 46 Figura 28: Perfiles de generación en zona III Maintencillo. Los resultados consideran centrales sin eje de seguimiento.

(49)

3.2.2.12Zona IV Norte

Los resultados obtenidos para la zona IV Norte son expuestos en la siguiente figura.

Figura 29: Perfiles de generación en la zona IV Norte. Los resultados consideran centrales con 1 eje de seguimiento

(50)

Figura 30: Perfiles de generación en la zona IV Norte. Los resultados consideran centrales sin eje de seguimiento

(51)

3.2.2.13Zona IV Centro

Los resultados obtenidos para la zona IV Centro son expuestos en la siguiente figura.

Figura 31: Perfiles de generación en la zona IV Centro. Los resultados consideran centrales sin eje de seguimiento

(52)

3.2.2.14Zona V

Los resultados obtenidos para la zona ubicada en V región son expuestos en la siguiente figura.

Figura 32: Perfiles de generación en la zona V. Los resultados consideran centrales con 1 eje de seguimiento

(53)

Figura 33: Perfiles de generación en la zona V. Los resultados consideran centrales sin eje de seguimiento

(54)

3.2.2.15Zona RM

Los resultados obtenidos para la zona RM son expuestos en la siguiente figura.

Figura 34: Perfiles de generación para la zona RM. Los resultados consideran centrales con 1 eje de seguimiento

(55)

Figura 35 : Perfiles de generación para la zona RM. Los resultados consideran centrales sin eje de seguimiento

(56)

fcfm – Universidad de Chile – Centro de Energía 54 3.2.3 Caracterización de variabilidad intrahoraria

A continuación se analiza la variabilidad intrahoraria de la demanda neta. La demanda neta corresponde a la demanda total proyectada (SING y SING) menos la generación total eólica y solar proyectada.

La variabilidad se calcula a partir de la información del SCADA con resolución de 1 minuto que fue entregada por CDEC-SIC. Luego, la variabilidad es calculada como la resta entre el promedio simple (no móviles) de los datos de generación en intervalos de tiempo de 1, 5, 10 y 15 minutos consecutivos. El intervalo máximo de 15 minutos se selecciona debido a que el control secundario de frecuencia se define como la capacidad del parque convencional de gestionar los gradientes más altos de los escenarios en 15 minutos. En referencias internacionales2 también es posible encontrar que el control secundario de frecuencia se relaciona con el error de proyección de los recursos eólicos y solar en intervalos de tiempo de 10 minutos, mientras que en un estudio reciente en el SING3 se analizan variaciones rápidas del recurso eólico y solar en intervalos de 1 a 15 minutos. La metodología de cálculo se resume a continuación:

 Identificación de perfiles con resolución por minutos. Al momento de realizar este estudio los datos de generación por minuto no estaba disponibles para todas las centrales.

 Filtrado de datos. Se filtran datos fuera de rango (ejemplo: generación solar en horas de la noche, valores mayores a potencia máxima), valores de generación que se mantenían constante por mucho tiempo, desplazamiento de fecha del SCADA con respecto a fecha real, entre otros problemas detectados en los datos originales.

 Reconstrucción de perfiles por minutos debido a la gran cantidad de datos sin información (valores informados en el SCADA como “NaN”). Utilizando el método de persistencia se completan los periodos sin datos con el objeto de contar con una serie completa con datos por minuto. En la mayoría de los casos se trabajó con

2

NERL, “The Western Wind and Solar Integration Study Phase 2”, 2010.

3

CDEC-SING. “Efectos técnico-económicos de la integración de energía eólica y solar en el SING: escenario año 2017”, 2015.