Simulación de Monte Carlo para escenarios de alta penetración de generación solar y eólica

Abstract

Actualmente, la generación solar y eólica tiene una participación de 17,6% en la matriz de generación en Chile. Según las proyecciones de la Planificación Energética de Largo Plazo que desarrolla el Ministerio de Energía, la generación solar y eólica podría alcanzar una participación de 38,1% en el año 2025 y 46,8% en el año 2030. En virtud de la incertidumbre y variabilidad que caracterizan al recurso primario, estos tipos de energía pueden dar origen a diferentes escenarios de generación. Sin embargo, no existen estudios aplicados al Sistema Eléctrico Nacional (SEN) que aborden la multiplicidad de escenarios que podrían evaluarse durante la programación de la operación. Asimismo, la programación diaria de la operación que realiza el Coordinador Eléctrico Nacional considera un solo escenario de proyección de la generación solar y eólica. En este contexto, el presente trabajo de título tiene como objetivo general desarrollar una herramienta de simulación de Monte Carlo, para estudiar el despacho de centrales bajo múltiples escenarios de generación solar y eólica. Se propone una metodología basada en cadenas de Markov para crear potenciales escenarios de generación horaria de centrales solares y eólicas, utilizando la información de perfiles de potencia obtenidos del Explorador Solar y el Explorador Eólico. Luego, se desarrolla una metodología para simular el despacho de centrales en el SEN utilizando los escenarios anteriores, con lo que se analiza el impacto en la programación horaria de centrales. Para evaluar la metodología de cadenas de Markov se eligen 2 semanas del año 2019, creando 50 escenarios de generación solar y eólica en cada una. A partir de estos resultados, se simula la operación del SEN utilizando el modelo de Programación de Corto Plazo (PCP), para realizar simulaciones de predespacho y despacho. Los escenarios de generación solar y eólica, obtenidos con la metodología de cadenas de Markov, tienen valores medios de generación similares a los perfiles obtenidos desde los Exploradores Solar y Eólico. Con respecto a los resultados del despacho, se concluye que la principal tecnología que ve alterada su programación es la hidráulica, destacando la gestión del agua en los embalses para enfrentar la variabilidad solar y eólica. En este sentido, se reduce su despacho en las horas de superávit solar y eólico, y aumenta en aquellas horas de déficit. En cuanto a las centrales térmicas, las de carbón poseen mayor despacho y marginan en la mayoría de los casos estudiados. Esto las convierte en el segundo recurso de importancia para compensar las desviaciones solares y eólicas. En cambio, el despacho de centrales a GNL y diésel cambia en menor medida, principalmente en las horas cuando son las tecnologías que marginan. Respecto del costo marginal en la barra Polpaico y el costo de operación, el valor medio de las variaciones horarias absolutas alcanza 5,8% y 2,9%, respectivamente, en las semanas estudiadas. Como trabajo futuro se plantea evaluar la metodología en los años 2025 y 2030, para una mayor cantidad de semanas, donde se esperarían mayores desviaciones en el despacho de centrales. También, se propone incorporar modelos más avanzados de correlación entre centrales solares y eólicas, obteniendo así escenarios de generación más ajustados a los perfiles de los Exploradores.