Oportunidades y desafíos de una mayor penetración de energías renovables variables en la matriz de generación

Editorial. Con un importante potencial en base a nuevos proyectos eólicos y solares fotovoltaicos, es urgente y necesario identificar y abordar las eventuales brechas regulatorias que actualmente pudiese tener nuestro mercado.

Las energías renovables variables (ERV)[1] han demostrado ser tecnologías de generación eléctrica crecientemente competitivas, gracias a lo cual se han masificado a nivel global y en Chile, hecho que ha queda reflejado en las importantes tasas de crecimiento en su capacidad instalada, generación de energía, y que han resultado ganadoras en procesos de licitación de suministro con precios muy competitivos, tal como quedó demostrado en la licitación donde 52,3% de las ofertas adjudicadas eran de ERVs eólica y solar. Su condición adicional de fuente local y renovable hace que su uso sea una oportunidad relevante para nuestra matriz de generación aportando junto a la hidroelectricidad, bioenergía y geotermia al avance de las metas del país en materia de reducción de emisiones de gases efecto invernadero.

La penetración de ERVs presenta a su vez desafíos en su inserción en los sistemas eléctricos, tal como lo detalla en profundidad el informe “Getting wind and sun onto the grid”[2] publicado recientemente por la Agencia Internacional de Energía. Sus impactos varían según el plazo de análisis, la composición de la matriz, la configuración de las redes de transmisión, el porcentaje de penetración de las ERV, la geografía, entre otros factores, los que debieran ser debidamente dimensionados y resueltos para mantener la eficiencia, seguridad y calidad del sistema eléctrico.

Las principales diferencias operacionales de las ERV (plantas eólicas y solares fotovoltaicas principalmente, y en el futuro posiblemente también las energías mareomotriz y undimotriz) con respecto a otras tecnologías de generación[3] son la intermitencia y/o variabilidad de su perfil de producción, lo que desafía la predicción de su disponibilidad para el operador del sistema eléctrico.

La capacidad de predecir con precisión esta variabilidad o intermitencia depende de la antelación del pronóstico, siendo más inciertas las predicciones hechas con mayor antelación. No obstante, los modelos de predicción meteorológica han mejorado enormemente en los últimos años, reduciendo el margen de error.

Este margen de error, que siempre existirá, en conjunto con los originados por la demanda o las potenciales fallas de los grupos térmicos, debe ser internalizado por el operador del sistema en sus procedimientos de gestión para garantizar la confiabilidad global en la operación de los sistemas eléctricos.

Por otra parte, los costos de inversión de las centrales eólicas y fotovoltaicas han experimentado reducciones significativas que les ha permitido posicionarse como una alternativa competitiva, lo que debiera conllevar a un mayor desarrollo de los proyectos de estos tipos de energía renovable. Además, dada la característica principal de las ERV, que es que utilizan una fuente primaria de energía que no tiene posibilidad de almacenarse, estas tecnologías son consideradas con prioridad de despacho, siempre que su recurso energético esté disponible, es decir, con costo variables de generación nulo o mucho menor que el resto de los recursos de generación, salvo las centrales hidroeléctricas de pasada.

Estas características originan una serie de efectos técnico – económicos en el sistema, en su operación y desarrollo, que es necesario identificar e intentar enfrentar con las mejores herramientas para mantener las señales de eficiencia y calidad del suministro en un escenario de mayor penetración de ERV en nuestra matriz de generación.

Grosso modo, podemos indicar que en el muy corto plazo, es decir en las horas previas a la operación real, los impactos de las tecnologías renovables variables están relacionados principalmente con los errores en la predicción de la producción de dichas tecnologías. El efecto directo de los errores de predicción es el aumento de los desvíos en el sistema. El operador del sistema, sabiendo que una parte de la generación programada está sujeta a errores de predicción, deberá tomar medidas para aumentar su capacidad de enfrentarse a desvíos inesperados o comunicados con muy poca antelación, por ejemplo, aumentando los requisitos de capacidad de reserva.

Por su lado, en el corto plazo, que podemos entenderlo en general como el o los pocos días anteriores a la operación real, los efectos de la penetración de ERV tiene que ver con su estructura de costos de operación, que las hace ser consideradas con prioridad de despacho. Esto provoca que las ce pntrales termoeléctricas sean frecuentemente desplazadas en el orden de mérito, lo que reduce los precios medios y por tanto sus ingresos, así como su factor de carga a lo largo del año. Otro impacto relevante de las renovables variables en la planificación de corto plazo de la operación del sistema está relacionado directamente con su variabilidad, la que afecta el número de ciclos de arranque y parada de las plantas térmicas principalmente. El aporte de generación de las ERV puede variar enormemente a lo largo del día y esta variación debe ser compensada a través de una mayor flexibilidad del sistema eléctrico, ya sea complementando con recursos de generación en otros lugares (que pueden o no ser ERV) lo que requiere una mayor capacidad de transmisión; capacidad de almacenamiento hidroeléctrico de embalse o de bombeo; gestión de la demanda; (en el futuro) baterías; o bien por centrales de generación despachables, como las centrales térmicas convencionales o de bioenergía.

Así por ejemplo una central de gas de ciclo combinado, que en ausencia de ERV se mantendría arrancada durante todo el día, puede enfrentarse a más de un ciclo de arranque y parada a lo largo del día en un escenario con elevada penetración de ERV, siempre y cuando sus características técnicas así lo permitan. Los ciclos de arranque y parada tienen unos costos asociados por lo que dependiendo de la metodología que se aplica para la remuneración de estos costos, el aumento de estos ciclos puede afectar la eficiencia del mercado.

Finalmente, en el largo plazo, horizonte de tiempo suficiente para que se desarrollen las inversiones necesarias para enfrentar la operación real cuando y como corresponda, el efecto que puede tener el desarrollo de las ERV tiene que ver más bien con el tipo de señales económicas y políticas que acompañan ese desarrollo y orientan el nivel de suficiencia de la matriz de generación y con ello la seguridad del sistema. La seguridad de suministro depende no solo de la disponibilidad de las centrales en el tiempo real, sino también de decisiones que se han tomado mucho tiempo antes, meses y años incluso. Si el marco regulatorio no proporciona señales eficientes y estables a los inversionistas para una mayor flexibilidad del sistema eléctrico, estas decisiones pueden incluso limitar una mayor penetración de ERV, además de producir eventuales problemas en la estabilidad del suministro[4].

Como país aspiramos a un mayor desarrollo en base a energías renovables, de modo de aprovechar la enorme riqueza y diversidad con la que Chile cuenta. Con un importante potencial en base a nuevos proyectos eólicos y solares fotovoltaicos, es urgente y necesario identificar y abordar las eventuales brechas regulatorias que actualmente pudiese tener nuestro mercado, de modo que este desarrollo futuro sea eficiente y garantice la seguridad y calidad del suministro, de modo de promover una operación económica del suministro de energía y potencia como también de aquellos servicios complementarios orientados a la seguridad y calidad de dicho suministro en tiempo real, como también de la suficiencia del sistema en el largo plazo.

[1] ERV o VRE, Variable Renewable Energy como lo define la Agencia Internacional de Energía.
[2] Getting Wind and Sun onto the Grid, OECD / IEA 2017
[3] Termoelectricidad convencional, bioenergía, hidroelectricidad de embalse o pasada, concentración solar de potencia o geotermia.
[4] Página 15, Getting Wind and Sun onto the Grid, OECD / IEA 2017

Generadoras de Chile A.G.