editorial
01/02/2018

Estudio determina beneficios y costos de flexibilidad de una matriz eléctrica altamente renovable

El estudio tiene por finalidad establecer una cuantificación de los costos más relevantes asociados a la prestación de los servicios de flexibilidad necesarios para una correcta y eficiente operación del sistema eléctrico.

Estudio determina beneficios y costos de flexibilidad de una matriz eléctrica altamente renovable

La Asociación de Generadoras de Chile encargó al consorcio formado por las empresas consultoras PSR de Brasil y Moray Energy de Chile el desarrollo del estudio denominado “Análisis de Largo Plazo para el Sistema Eléctrico Nacional de Chile (SEN) considerando fuentes de Energía Renovable Variable (ERV)”, cuyos principales resultados fueron presentados el pasado 24 de enero en un workshop qué contó con una gran asistencia e interés, convocando a más de cien personas. El estudio tiene por finalidad establecer una cuantificación de los costos más relevantes asociados a la prestación de los servicios de flexibilidad necesarios para una correcta y eficiente operación del sistema eléctrico.


Metodología y supuestos de análisis

Se entiende por servicios de flexibilidad a la capacidad del sistema eléctrico para responder a los cambios en el equilibrio de la oferta y la demanda de una manera eficiente en tiempo y costo. Las fuentes de flexibilidad pueden ser: (i) tecnologías de generación factibles de ser encendidas, apagadas y controladas con frecuencia; (ii) gestión de la demanda; (iii) sistemas de almacenamiento; e (iv) interconexiones. El estudio se concentró en la flexibilidad que puede ser aportada por la generación.  A su vez, en base a la propuesta del consorcio consultor, los costos adicionales en los que incurren las unidades de generación para prestar servicios de flexibilidad pueden clasificarse en las siguientes cinco categorías:

  • Costos directos de encendido: combustible, emisiones y otros costos.
  • Costos indirectos de encendido: inversión y mantenimientos adicionales.
  • Costos indirectos por seguimiento: inversión y mantenimientos adicionales.
  • Costos por menor eficiencia: operación en puntos de menor eficiencia.
  • Costos de oportunidad: costos de oportunidad por aporte de reservas.

La definición de los supuestos y datos de entrada estuvo basada exclusivamente en información pública disponible en fuentes como el Ministerio de Energía, la Comisión Nacional de Energía, el Coordinador Eléctrico Nacional, y otras entidades reconocidas a nivel internacional como el National Renewable Energy Laboratory (NREL). Los escenarios modelados se construyeron a partir de tres niveles de crecimiento de demanda y tres curvas de evolución de costos de inversión para las tecnologías de generación, todas con tendencia a la baja en lo que respecta a ERV y a almacenamiento. Luego, para cada combinación de crecimiento de la demanda y evolución de costos de inversión, se evaluó la operación a nivel horario del SEN en los años 2021, 2015 y 2030, cada uno para tres hidrologías tipo: húmeda, media y seca. Todo esto configuró 81 escenarios futuros posibles.


Principales resultados

Respecto de la expansión de la generación, en todos los escenarios evaluados se aprecia una expansión predominantemente renovable, representando entre 9 y 16 GW[1] adicionales de capacidad de generación solar fotovoltaica y eólica al 2030. En particular, la expansión solar fotovoltaica es la principal tecnología escogida, con aproximadamente un mínimo de 7 GW y un máximo de 11 GW al año 2030. Por su parte, la energía eólica también tiene una participación relevante en los planes de expansión, con aproximadamente un mínimo de 2 GW y un máximo de 5 GW a ese mismo año. Cabe destacar que esta capacidad solar y eólica es adicional a los casi 1,8 GW que ya están en construcción o se adjudicaron un contrato de suministro en alguna de las pasadas licitaciones para el consumo de clientes regulados.

Los resultados también muestran que se hace necesaria la inversión en capacidad de generación para proveer reserva en la zona del ex SING, no así en el ex SIC. Dependiendo del escenario modelado, la inversión adicional necesaria para entregar reserva tiene como mínimo 200 MW y como máximo 1 GW al año 2030, siendo la inversión necesaria a partir del año 2025 en los casos donde la inversión renovable es más agresiva. Entre las alternativas tecnologías estudiadas, resultan eficientes en el plan de expansión plantas térmicas a gas natural de ciclo abierto como peakers, superando levemente al almacenamiento por baterías como alternativa. Para cada una de las horas de los años en estudio se determinó la reserva operativa, la cual está asociada a la falla de los equipos de generación y a la reserva asociada a la variabilidad de las fuentes ERV, utilizando para cada hora el máximo entre los valores de cada reserva.

La simulación horaria detallada de la operación revela que las centrales hidroeléctricas con capacidad de regulación y las termoeléctricas operan de tal manera que se acomodan al patrón de generación de las ERV solares y eólicas. Los ciclos de encendidos de las unidades termoeléctricas a carbón se mantienen limitados, presentando un promedio inferior a 15 encendidos por año en hidrología media. Por su parte, las centrales de ciclo combinado presentan un aumento sostenido de los ciclos de encendido, particularmente para los casos de demanda media y alta, aumentando considerablemente hacia el año 2030, pudiendo llegar a aproximadamente 200 encendidos en condiciones de demanda alta e hidrología media. Similar patrón de evolución de encendido se aprecia en las unidades consideradas peakers.

La determinación de los costos de flexibilidad resulta en valores que pueden llegar hasta los 350 millones de dólares anuales al año 2030, con una dispersión significativa dependiendo del escenario que se analice.

Al analizar la descomposición de los costos de flexibilidad, resultan particularmente significativos los costos efectivos (encendido, eficiencia y seguimiento) con entre un 70% y 80% del costo total de flexibilidad.

Como resultados adicionales del estudio se determinaron los costos de operación, costos de expansión de transmisión, sobrecostos por operación a mínimo técnico y las emisiones de CO2, destacándose además la reducción de las emisiones de CO2 en prácticamente todos los escenarios analizados.

Como conclusiones preliminares del estudio, se pueden destacar las siguientes:

  • 75% de la generación eléctrica en el 2030 provendría de fuentes renovables hidroelectricidad, solar fotovoltaica y CSP, geotermia, biomasa y eólica (escenario medio).
  • Las fuentes ERV son la opción más competitiva para la expansión y aportarían entre el 37% y 46% del suministro hacia 2030 (complementariedad solar-eólica).
  • Los requerimientos de reserva se incrementan sostenidamente por mayor penetración ERV.
  • Se observa un aumento relevante en el número de arranques y en el patrón de ciclaje de las plantas térmica en la medida que aumenta la penetración de las ERV.
  • Los costos de flexibilidad oscilarían entre US$ 150 y 350 millones anuales en el 2030. Estos pasarían a representar desde un 7% a un 21% del total de costos en 2030.
  • La magnitud de los costos de flexibilidad sugiere que la asignación de estos costos podría tener impacto en la eficiencia de la expansión.
  • A pesar de los mayores costos por flexibilidad, se proyectan beneficios económicos netos para el país gracias a la mayor penetración solar y eólica.  Estos beneficios, por unidad de energía producida (USD/MWh), son del orden del 18% en el 2030 en comparación al 2021 para el escenario medio.
  • Debido a la entrada de más energías renovables, se observa que las emisiones totales por la generación eléctrica se reducen en un 14% al 2030, a pesar de un aumento significativo en la demanda. Las reducciones unitarias (ton CO2/MWh) fluctúan entre 27% y 40% al 2030 con respecto al 2021.

Conclusiones

Capturar los beneficios económicos y ambientales de una mayor penetración renovable solar fotovoltaica y eólica es posible a pesar de la necesidad de incurrir en mayores costos de flexibilidad. Hoy en día esos costos de flexibilidad no son remunerados con las señales existentes para el segmento de generación, por lo que, dependiendo del origen específico de los costos de flexibilidad, se debieran diseñar mecanismos adecuados para identificarlos, medirlos, valorizarlos y asignarlos, constituyendo aquello un desafío regulatorio relevante. El esquema de asignación de estos costos no fue abordado por el estudio, pero considerando un principio de asignación eficiente de causalidad (“el que causa paga”) de las variaciones tanto de la generación como de la demanda permitiría incluso reducir los costos de flexibilidad. De esta manera, se podría lograr avanzar más rápido hacia una matriz más renovable junto con mantener acotados los costos de flexibilidad que ello requiere.

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