Ministerio de Energía presenta conclusiones de la mesa ERNC
La principal conclusión del proceso de la Mesa ERNC de Energía 2050 ha sido reafirmar la competitividad de las ERNC. Fuente: Ministerio de Energía, Electricidad.cl, 7 de octubre, 2015.
Durante 10 meses (octubre 2014 – agosto 2015) el Ministerio de Energía lideró un proceso participativo con actores de los sectores público, privado, académico y social en torno a una interrogante:
¿cuáles son las implicancias operacionales y económicas de la inclusión de las energías renovables no convencionales (ERNC) sobre los sistemas eléctricos? La pregunta, de alguna forma, devela el grado de madurez de la discusión en torno a las ERNC en el país. De estudiar potenciales se pasó a un diálogo que, en sus supuestos, reconoce un creciente porcentaje de energías renovables en la matriz energética, que viene de la mano con el grado de competitividad que han alcanzado en Chile.
¿Cuánto es económicamente eficiente? o ¿cómo impactan en el sistema las energías variables como la eólica y la solar fotovoltaica?, forman parte de las interrogantes que la Mesa ERNC estudió por casi un año y que recientemente evacuó sus conclusiones. Para Christian Santana, jefe de la División de Energías Renovables del Ministerio de Energía, definir los impactos de las ERNC en los sistemas eléctricos no es un ejercicio que pueda ser resuelto por una entidad, pues los antecedentes que se requieren “no están en una sola mano, sino que en diversos actores”.
De ahí la importancia del proceso participativo.
El trabajo, que tuvo a la Universidad de Chile como secretaría técnica, a cargo de Rigoberto Torres y el apoyo de la cooperación alemana Deutsche Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit (GIZ), financiado por el Ministerio del Medio Ambiente alemán, se realizó a través de talleres, con un carácter ampliado, informativo y consultivo, y rondas de trabajo, de carácter técnico basado en el análisis de un grupo de expertos.
“Gracias a este ejercicio no solo pudimos compartir distintas visiones; también logramos recopilar la mejor información disponible, definir supuestos y metodologías para abordar un problema de alta complejidad técnica, y debatir sobre las implicancias de los resultados obtenidos”, sintetiza Santana. La Mesa ERNC se dividió en dos ciclos. En el primero se exploraron futuros posibles para la evolución de la matriz de generación eléctrica. De este ejercicio se seleccionaron con la ronda de expertos 10 escenarios que comprenden el periodo 2015-2035.
“La elaboración de escenarios son ejercicios teóricos que tratan de reflejar parcialmente la realidad, aproximaciones de lo que puede ocurrir. Sin embargo, cuando se realizan proyecciones a 20 años, por limitaciones metodológicas, se pierde sensibilidad y hay características y costos operacionales que no se pueden capturar”, advierte Santana sobre los alcances de este ciclo del proceso.
“Los escenarios de largo plazo analizados muestran que las ERNC van aumentando su participación. Como las simulaciones buscan los óptimos económicos, indican que sería eficiente la expansión con energías renovables bajo los supuestos considerados en los escenarios, sin considerar aún los costos no capturados por ese ejercicio.
Entonces, la principal materia de debate son esos costos, en particular si se puede seguir siendo eficiente con una penetración significativa de energía variable (principalmente eólica y fotovoltaica)”.
El segundo ciclo, finalizado en agosto, se concentró precisamente en las cuestiones relativas a la operación de corto plazo y en la cuantificación de los costos no considerados en los análisis de largo plazo. Para ello, se simuló la operación horaria de un año (2029) de un escenario con alta participación eólica-fotovoltaica, definido por la ronda de expertos, considerando las restricciones de seguridad y calidad de servicio que se imponen a la gestión de los sistemas eléctricos, así como la operación de un único sistema SIC+SING ya interconectado.
CONCLUSIONES DE LA MESA Del trabajo de la Mesa, explica Christian Santana, se desprende que incluso bajo supuestos probablemente conservadores, que no cuestionan las actuales condiciones de operación de los sistemas y no consideraron la incorporación de más almacenamiento de energía que puede contribuir a gestionar la variabilidad, es posible alcanzar un 20% de participación eólica y fotovoltaica en la generación eléctrica anual con inexistencia de costos significativos. Este aporte, sumado al de otras fuentes renovables como la hidroeléctrica, permitiría cubrir más de un 60% de la demanda eléctrica anual. (Ver recuadro).
La incorporación significativa de energía variable se traduce en un uso más intensivo del parque termoeléctrico e hidroeléctrico para gestionar el sistema eléctrico. Sin perjuicio de ello, la Mesa también exploró que es posible alcanzar de manera eficiente una participación de energías renovables variables a niveles del orden de 30%, siempre y cuando sea técnica y económicamente factible aumentar la flexibilidad operacional del sistema.
La respuesta a la cuestión de cuán flexible es en la actualidad nuestro parque termoeléctrico queda abierta.
Por lo mismo, se identifican las bondades de disponer de GNL como complemento a las ERNC variables.
“Parece razonable contar con una mayor cantidad de gas natural porque es un combustible que otorga flexibilidad al sistema, lo que permitiría acompañar de mejor manera la variabilidad de las ERNC (eólica y fotovoltaica)”, explica Santana. Junto a las características del parque termoeléctrico, contribuyen a la flexibilidad la operación optimizada del sistema eléctrico nacional una vez que se interconecte el SIC con el SING, donde ambos sistemas compartan reservas; bajos niveles de congestión de la transmisión, lo que está alineado con la expansión con holguras que busca la modificación legal sobre transmisión actualmente en tramitación; un manejo optimizado de las reservas que permita ir incorporando el aprendizaje sobre el comportamiento de la generación eólica y fotovoltaica de las distintas zonas del país, y sistemas de pronóstico de corto plazo para la generación renovable con baja incertidumbre.
La información del trabajo realizado por la Mesa de ERNC puede ser descargado del sitio web de Energía 2050 (www.energia2050.cl)
Recuadro :
Carlos Finat, Director Ejecutivo de ACERA
“La principal conclusión del proceso de la Mesa ERNC de Energía 2050 ha sido reafirmar la competitividad de las ERNC, que permite proyectar escenarios en los que el óptimo técnico-económico para el desarrollo de la matriz de generación para el año 2030 corresponde a una participación de más de un 30% de energía proveniente de centrales eólicas y solares fotovoltaicas.
Si a lo anterior se agregan las demás fuentes ERNC, la participación total del sector para dicho año podría superar el 35%. Otra conclusión muy importante es el impacto que tiene la flexibilidad operacional de las centrales convencionales en la penetración óptima de las ERNC variables.
Con los parámetros que las centrales convencionales han informado a los CDEC, la penetración óptima de ERNC se ve limitada y cae a un valor en torno al 20%.
Sin embargo, cuando el mismo análisis se realiza imponiéndole a las centrales convencionales nacionales parámetros operacionales similares a los que las mismas unidades tienen en sistemas eléctricos de otros países, esa restricción se levanta casi en su totalidad y el óptimo se acerca a los porcentajes indicados”.
Andrés Romero, Secretario Ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE)
“Debe existir una instancia de revisión normativa que armonice la operación de ERNC con las centrales convencionales y los esquemas de operación actual de los sistemas eléctricos. Son variados y numerosos los puntos donde es posible modificar la normativa técnica, de manera de permitir una alta penetración ERNC, y que la variabilidad de estas tecnologías no afecte la seguridad y calidad de servicio del sistema.
Por ejemplo, en materia de pronósticos de generación de centrales fotovoltaicas y eólicas, hay muchos operadores de sistemas que despachan en función de pronósticos centralizados, y nosotros lo hacemos en función de los pronósticos individuales de generación de cada propietario, lo que implica una alta “variedad” a la hora de estimar el potencial diario de generación”.
Romero cree que para una alta penetración de ERNC se debe aumentar la flexibilidad de los sistemas, tanto en infraestructura como en operación. “Es abundante la experiencia internacional de adecuación de redes y protocolos para una penetración importante de energías renovables, algunas exitosas y otras no tanto. Estamos estudiando y evaluando las mejores técnicas, y analizando su aplicación en Chile”.
Patricio Valenzuela, Jefe de Departamento Operaciones CDEC-SING
“Una de las conclusiones más importantes del trabajo desarrollado por la Mesa ERNC 2050 es haber determinado un rango en el cual se encontraría una integración eficiente de ERNC, incluyendo los costos de inversión en un análisis de largo plazo, conforme a los supuestos y modelación realizada. Estos resultados son coherentes y permiten reforzar las conclusiones obtenidas en los estudios realizados por CDEC-SING.
Entre estas se destaca la importancia de contar con mecanismos que permitan flexibilizar el parque generador, mediante el reconocimiento del incremento de costos de un mayor régimen operativo, en particular las partidas y detenciones a las que se vería afecto el parque generador convencional, tal como fuera planteado en el último estudio publicado por CDEC-SING”.
Respecto de los retos que se plantean al SING, Valenzuela explica que “el principal tiene relación con las características técnicas del parque generador, en donde hay una presencia mayoritaria de centrales térmicas para gestionar las ERNC, que tienen como característica tasas de variación de carga muy lentas.
En este aspecto, las unidades generadoras de ciclo combinado constituyen un recurso importante producto de su mejor desempeño en el control de frecuencia, por lo que contar con mayor disponibilidad de gas natural a precios competitivos, permitiría mitigar estas restricciones. Por otro lado, resulta crucial incorporar nuevas tecnologías que logren mitigar estas restricciones.
Como CDEC-SING hemos avanzado al respecto. Hablamos por ejemplo, del control automático de generación (AGC), que se encuentra ya en etapa de ingeniería para su implementación en el SING durante el próximo año. Asimismo es necesario desarrollar herramientas de predicción del recurso ERNC a nivel sistémico o global.
Juan Salinas Ulloa, Gerente de Mercado CDEC de Colbún
“El trabajo realizado por la Mesa fue importante y con alta participación de los integrantes del sector eléctrico, lo que permitió consensuar ideas y se logró un entendimiento común de los desafíos que implica el ingreso masivo de las ERNC.
En términos de resultados, destacar que el estudio determinó que existe un rango óptimo de penetración de ERNC que en el largo plazo, en un principio, no debe superar el 30%, de lo contrario los costos operacionales de los sistemas pueden resultar mayores que los beneficios de seguir integrando ERNC; que las ERNC por si solas no resuelven el abastecimiento futuro de la demanda y que su ingreso debe ir acompañado de nuevos aportes de energías de fuentes convencionales, idealmente centrales de embalse con capacidad de regulación y un parque térmico con características técnicas que le otorguen flexibilidad.
También es importante una normativa que establezca nuevos servicios complementarios donde se reconozca los costos en que debe incurrir el sistema al prestar características de seguimiento al aporte de ERNC variable.
Otro aspecto que quedó en evidencia es que en la actualidad no se cuenta con herramientas/modelos de planificación hidro/térmicos adecuados que permitan analizar en detalle los efectos de la operación de los sistemas eléctricos con alto aporte de ERNC y por ende todos los estudios que se efectúan hoy tienden a subvalorar los reales costos de su integración”.