El Coordinador Eléctrico Nacional dio a conocer su propuesta de expansión (ver documento anexo) para el sistema de transmisión eléctrico correspondiente a 2022, de acuerdo con lo establecido en la Ley N°20.936/2016.

La propuesta de expansión de transmisión es el resultado de un estudio de planificación realizado por el Coordinador, que considera una proyección de la demanda de energía y potencia para un horizonte de 20 años, con escenarios de oferta de generación desarrollados mediante modelos de optimización de inversiones en generación y transmisión, que incluyen costos de tecnologías que orientan a una alta inserción de energía renovable variable (ERV).

El diagnóstico de uso del sistema de transmisión publicado por el Coordinador en noviembre de 2021 -obtenido a partir de las simulaciones de la operación del sistema de largo plazo, bajo diversas condiciones hidrológicas y de variabilidad de generación ERV-, permitió elaborar y evaluar las distintas propuestas de obras de transmisión, considerando nuevas tecnologías, para cumplir con los criterios establecidos en la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio.

Adicionalmente, la propuesta de expansión ha incluido propuestas de obras de transmisión que surgen ante la aplicación de nuevas metodologías y criterios de planificación propuestos por el Coordinador a la Comisión Nacional de Energía (CNE) para aumentar la confiabilidad del sistema.

La propuesta está compuesta por 31 proyectos que totalizan una inversión de US$ 342 millones. Del total de obras, 11 corresponden al desarrollo del sistema de transmisión nacional (US$ 243 millones), y 20 a proyectos de transmisión zonal (US$ 99 millones).

Con el objetivo de determinar el comportamiento del sistema eléctrico y las opciones óptimas de expansión de la transmisión, el estudio de planificación realizado por el Coordinador considera una proyección de la demanda de energía y potencia para un horizonte de 20 años, utilizando herramientas de previsión estocástica y encuestas a grandes consumidores.

Por el lado de la previsión de la oferta, se han elaborado cinco escenarios, a partir de los datos actualizados del Estudio de Planificación Energética de Largo Plazo (PELP) liderado por el Ministerio de Energía.

Los escenarios han sido desarrollados mediante modelos de optimización de inversiones en generación y transmisión, dando cuenta de requerimientos de reserva de corto plazo para el control frecuencia del sistema producto de la alta inserción de energía renovable variable (ERV) y los requerimientos estructurales de grandes desarrollos de transmisión coherentes con dicha inserción geográficamente localizable.

Los 5 escenarios de expansión considerados toman como enfoque base el proceso de descarbonización de la matriz energética del Sistema Eléctrico Nacional. Las particularidades de cada escenario radican en el año en que la matriz es totalmente descarbonizada, tales como al año 2030 y 2035. Adicionalmente, cada escenario queda caracterizado por la sensibilización en los costos promedios de inversión de las tecnologías de generación, todos obtenidos a partir de la PELP.

Con la modelación del sistema eléctrico y los escenarios de expansión, se realizan simulaciones de la operación de largo plazo del sistema en las cuales se minimizan los costos de operación y falla del sistema en el horizonte de planificación, bajo diversas condiciones hidrológicas y de variabilidad de generación ERV.

Los resultados obtenidos a partir de la simulación de la operación de largo plazo son utilizados para la elaboración de diversos estudios eléctricos y para la determinación del uso esperado del sistema de transmisión, verificando el cumplimiento de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NTSyCS).

En relación con la integración de ERV, es importante destacar que, en diciembre de 2021, las reducciones de generación por congestiones en transmisión llegaron a 21 GWh eólicos y 66 GWh solares. Las reducciones de 2021 (459 GWh) aumentaron un 87% con respecto a 2020 (245 GWh). La reducción de aportes en 2021 puede ser representada como equivalente a una central de 130 MW (considerando un factor de planta de 40%), es decir 1,9% de la potencia de la zona.

Fundamentado en el plan de expansión de la transmisión del SEN, se tiene previsto que con la entrada en operación de la línea HVDC Kimal – Lo Aguirre hacia 2029, se solucionen las congestiones existentes en la zona centro norte.

Para las instalaciones de transmisión zonal se ha aplicado una metodología que busca revisar la suficiencia de éstas, a partir de una proyección de demanda que incorpora encuestas a las empresas de distribución, además de la condición de temperatura ambiente en las zonas analizadas. A partir de ello, se ha verificado el nivel de cargabilidad de los transformadores AT/MT, para posteriormente, y a partir de perfiles de demanda máximas coincidentes, determinar la cargabilidad de transformadores AT/AT y líneas de transmisión.

Adicionalmente, durante el desarrollo de esta propuesta, se han desarrollado estudios que establecen y reúnen metodologías y criterios de planificación que complementan a los desarrollos clásicos, permitiendo: 

+Estandarizar el desarrollo de instalaciones zonales según zonas.

+ Facilitar el proceso de definición de obras zonales. 

+Facilitar los procesos de licitación y reducir costos en licitaciones. 

+Aportar a la resiliencia del sistema. 

+Mejorar los índices de Seguridad y Calidad de Servicio.  

CEN: PROPUESTA DE EXPANSIÓN DE LA TRANSMISIÓN PROCESO DE PLANIFICACIÓN DE LA TRANSMISIÓN 2022