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Seguridad del Sistema Interconectado Central

SystepLa regulación de la transmisión experimentó importantes cambios con la ley corta I del 2004. Se modificó el concepto de área de influencia y los procedimientos de asignación de pagos por transmisión, definiéndose una nueva metodología de expansión centralizada. Sin embargo, varios aspectos de este cambio regulatorio aún están en discusión. Algunos agentes cuestionan la forma en que se está resolviendo la expansión como una cortoplacista, que restringe las oportunidades de nuevos generadores, convencionales y renovables, de incorporarse al sistema a futuro, particularmente dados los disímiles plazos de concreción de esos proyectos de inversión y los de transmisión, con esta última comprometiendo extensos plazos de aprobación y construcción. Otro tema que ha estado en la discusión pública tiene relación con el aporte, o no, que hace la transmisión a la seguridad del sistema, particularmente por el apagón de marzo pasado. El pasado 27 de febrero, el país sufrió un terremoto de gran magnitud, presentándose importantes efectos sobre gran parte de la infraestructura del país, incluyendo el sistema eléctrico. La red de transmisión troncal de transmisión, aunque sufrió diversos daños, permitió la recuperación parcial del sistema interconectado a las pocas horas de ocurrido el evento. Indudablemente, por problemas en las redes, debió inicialmente operar bajo condiciones especiales (en dos islas eléctricas), presentando menores niveles de seguridad, aunque ayudado por una demanda deprimida debido a los daños en la infraestructura de distribución y en las instalaciones de los clientes. No obstante, a pesar del adecuado comportamiento inicial de la red de transmisión, ésta sufrió una falla el día domingo 14 de marzo, provocando un apagón en todo el Sistema Interconectado Central (SIC), extendiéndose por más de 5 horas en algunas zonas. El problema reportado fue la falla de un transformador en la subestación de Charrúa, el cual no contaba con unidades de respaldo in-situ, lo que llevó a muchos a cuestionar las prácticas de inversión en este tipo de equipos y los niveles correspondientes de seguridad.

Conceptos de seguridad en sistemas eléctricos
El concepto de seguridad en los sistemas eléctricos adopta múltiples interpretaciones, por ejemplo, dependiendo del horizonte en que se plantea. Se plantea en un ámbito estratégico de largo plazo, donde se busca promover un portafolio diversificado de combustibles y fomentar la seguridad de suministro energético, hasta un ámbito de corto plazo, como las que regulan una operación robusta del sistema ante perturbaciones. En Chile, el primer enfoque surge a partir de las restricciones de suministro de gas natural argentino. En el escenario post-terremoto surge el segundo enfoque, donde priman aspectos más técnicos de los sistemas eléctricos, en particular, relevantes a la operación y diseño de las redes considerando la presencia de contingencias que pueden poner en peligro el suministro continuo de la demanda. Es esta segunda dimensión operativa la que en estricto rigor utiliza la ley eléctrica, es que se define la seguridad de servicio un sistema eléctrico como la capacidad de respuesta de ese sistema, o parte de él, para soportar contingencias y minimizar la pérdida de consumos, a través de respaldos y de servicios complementarios. Es en este último contexto, y como resultado del apagón de marzo, que surgen distintas opiniones, de la autoridad y de las empresas, acerca de la necesidad de un mayor nivel de seguridad en el suministro de la demanda eléctrica, minimizando así la ocurrencia de estos eventos. Esto abre una interesante discusión que involucra a un sinnúmero de preguntas fundamentales a revisar a futuro. Se destacan las siguientes: ¿cómo se puede aumentar la seguridad del sistema?, ¿en cuánto aumentarla?, y ¿cuál sería el costo de implementar estas medidas? Este último punto es de vital importancia, ya que permite evaluar el impacto económico de una mayor seguridad en el sistema y sobre la cuenta de electricidad del consumidor final, base para que la autoridad tome una decisión informada.

Logro de la seguridad en redes de transmisión
La red de transmisión, históricamente, ha asegurado el suministro eléctrico, principalmente, mediante inversión en redundancias en sus instalaciones. En la operación del sistema, esto se complementa con prácticas que fomentan la sub-utilización de las instalaciones de red logrando un “margen” que permita la continuidad de suministro incluso ante la falla de uno de sus componentes. El denominado criterio n-1 es un ejemplo de esta redundancia, donde por ejemplo y dicho en términos simples, para transmitir una cierta cantidad de potencia eléctrica bastaría con un circuito de transmisión que se dimensione para esa potencia, pero para cumplir con el criterio, se invierte en otro circuito paralelo de la misma dimensión. En efecto, se sobre-invierte, pero se asegura la transmisión total ante la falla de uno de los circuitos (las líneas de transmisión son uno de los elementos más sujetos a perturbaciones). En algunas oportunidades, para conservar este “margen” de seguridad en las redes se debe forzar a utilizar generación más cara, pero logrando una operación más segura al reducir la transmisión de potencia en algunas líneas y equipos. En la etapa de inversión y planificación de la transmisión, dicha redundancia es proyectada de manera de alcanzar un balance óptimo entre el costo del despacho de generación y el costo de inversión en redes, considerando elementos redundantes como líneas de doble (o más) circuitos, o duplicación de instalaciones en transformación, comunicación, entre otros.

Esta clásica manera “preventiva” de proporcionar seguridad, generalmente justificada por la inflexibilidad de la red en los años 50s, tiempo del cual datan estas prácticas, ha sido complementada en los últimos años por técnicas del tipo “correctivas” que, hoy en día, se apoyan en el avance tecnológico, flexibilidad de las nuevas redes y una más alta confiabilidad en las redes de telecomunicaciones, entre otros. Así, esquemas de protección especial como los EDAC (desprendimiento automático de carga) y EDAG (desprendimiento automático de generación), nuevas técnicas de monitoreo del sistema, la capacidad de realizar simulaciones en tiempo real y una demanda más flexible, permiten proteger la operación del sistema, en muchos casos disminuyendo la necesidad de subutilizar las redes. La práctica y masificación de técnicas correctivas permitirían, por ejemplo, implementar esquemas de acciones automáticas que actúen inmediatamente después de la falla, minimizando el corte de demanda y evitando un potencial colapso del sistema. En otras palabras, sin acciones correctivas, la falta de redundancia puede producir que la falla de pequeños elementos de red lleve a la pérdida de todo el sistema. Una penetración cada vez mayor de estas tecnologías para proporcionar seguridad, ciertamente, requiere esfuerzos significativos tanto en inversión en nuevas tecnologías, como en cambios en las prácticas de operación y diseño, capacidad de modelación, incentivos desde la autoridad y la regulación, capacitación de personal, entre otros. Sin embargo, la efectividad de estas soluciones depende de la red con la cual interactúan; dada la configuración de nuestro sistema, dada la forma en que se estaba operando en marzo y dada la desconexión del transformador y el volumen de potencia interrumpida, es poco probable se hubiera logrado evitar el apagón con estas tecnologías.

Costos y beneficios de la seguridad
Como en muchos otros mercados de servicios y productos, el aumento en la seguridad de suministro de electricidad potencialmente se traduciría en un aumento de los costos netos de suministro. Por ejemplo, para aumentar la seguridad en el corto plazo, mediante el uso de las actuales instalaciones de red, resultaría necesario disminuir los niveles de utilización de las instalaciones de redes y así contar con un mayor margen de capacidad de red. Para alcanzar este objetivo, es necesario tomar acciones en el despacho de la generación que, sin duda, aumentarán los costos de operación. ¿Está dispuesto el país a asumir ese mayor costo para lograr ese mayor nivel de seguridad? En el largo plazo, asegurar redundancias en toda la red de transmisión necesariamente llevaría a desarrollar mayores inversiones, lo cual tiene un impacto negativo en los costos de los usuarios de red. ¿Está dispuesto el país a asumir esas mayores inversiones para lograr ese mayor nivel de seguridad? La respuesta ha sido positiva en muchos casos y se opera y/o se invierte, asumiendo mayores tarifas de suministro. Para poder dar una respuesta adecuada a las interrogantes planteadas, surge un desafío importante respecto a la cuantificación de los beneficios de una medida de seguridad dada. Por ejemplo, medir la disminución del impacto de una falla debido a la adopción de una nueva práctica, tecnología o a la inversión en un nuevo activo, es una cuantificación fundamental que es necesario realizar para tomar la decisión si adoptar o no el cambio. Sin embargo, esto es central en el diseño de los niveles de seguridad del sistema y en lograr el balance de costos y beneficios de una mayor seguridad o de una mayor exposición a un riesgo de suministro, con el fin de no perjudicar a los consumidores, quienes son los que finalmente pagarán estos costos (de mayor inversión u operación o de mayor falla).

Fomentando las decisiones adecuadas
Los mayores costos debido a mejores o peores niveles de seguridad son pagados por el consumidor final, y esto es una base conceptual de la regulación vigente. Esto es particularmente claro en la actividad de redes de transmisión, la cual, por ser monopolio regulado, traspasa costos de manera directa a los usuarios del sistema. Por tanto, la regulación debe buscar que la seguridad sea proporcionada lo más eficiente posible, es decir, sin sobre-dimensionar o sub-dimensionar las instalaciones y utilizando la tecnología y prácticas adecuadas que permitan, por ejemplo, evitar redundancias ineficientes. En este punto, la regulación juega un rol clave en la entrega de dicha seguridad, obligando o incentivando conductas adecuadas por parte de las empresas y de los inversionistas. Precisamente, para promover mejoras futuras puede ser necesario que se revise la ley, reglamentos y otros códigos, como por ejemplo la norma técnica y las prácticas de planificación actuales, acorde a los nuevos desafíos del desarrollo del país. Un país de mayor desarrollo económico va exigiendo mayores niveles de seguridad, pero en un proceso evolutivo y equilibrado. Afirmar unilateralmente que requerimos mayor seguridad, sin un análisis balanceado de riesgos y costos, puede ser muy costoso.

Por Systep, consultora chilena altamente especializada en el campo de los estudios técnicos y económicos del sector energético.

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