Industria advierte trabas para operar centrales térmicas

No sólo efectos positivos está trayendo la creciente participación de las centrales de generación renovable -eólica y solar, principalmente- al sistema eléctrico nacional. En la industria está creciendo la preocupación por el futuro del parque térmico, tanto a carbón como a gas natural, que en algunas zonas del país está produciendo cada vez menos energía e incluso remitiéndose casi de manera exclusiva a respaldar el aporte de las energías renovables no convencionales (ERNC), pese a la gran inversión que significó la construcción de estas centrales.

Al respecto, en el sector ha aumentado la preocupación por el cycling -constante encender y apagar de las unidades térmicas para cubrir los períodos en que las ERNC no están aportando- al que se está exponiendo a este parque, sobre todo en zonas como el Sistema Interconectado del Norte Grande (Sing) y en el norte del Sistema Interconectado Central (SIC), que es donde más participación tienen las ERNC. Este fenómeno no sólo trae problemas técnicos al acelerar el fin de la vida útil de las turbinas, sino que también reduce los ingresos que generan las centrales al bajar su participación en la producción eléctrica.

Se trata de una situación que ya se ha dado en otros mercados y que se ha resuelto mayormente a través de cambios normativos.

“Hoy en día, los sistemas eléctricos a nivel mundial experimentan profundos cambios en la forma tradicional en que son operados, debido a la creciente penetración de las ERNC. En Chile han existido diversos incentivos para potenciar dichas fuentes, como las leyes que fijaron cuotas de renovables en 10% y después 20%, y más recientemente la definición de bloques horarios a partir de la licitación eléctrica”, señala un informe de la consultora Systep, que lidera el académico Hugh Rudnick.

El reporte advierte que la alta variabilidad de las ERNC implican un mayor requerimiento de ciclos de encendido/apagado durante las noches y detenciones durante el día (cycling), lo que podría traducirse en un aumento de los costos variables para estas plantas.

Aunque en general se plantea que las centrales a gas natural son las que cuentan con mayor flexibilidad para respaldar a las centrales ERNC, dado sus rápidos tiempos de encendido y apagado, el fenómeno se está observando hoy también en las centrales a carbón, que tienen una naturaleza distinta y donde el proceso de activación tarda varias horas. Esto acelera mucho más el deterioro de las turbinas respecto a las unidades a gas. Todo, debido a que la operación del mercado chileno privilegia a las fuentes más económicas, por lo que las ERNC -que tienen costo más bajo- son las primeras en ser despachadas.

Carta de Engie Energía

La situación fue hecha ver al operador del mercado eléctrico del Sing, el CDEC-Sing, por la empresa Engie Energía Chile. En una carta enviada por la eléctrica de capitales franceses con fecha 7 de octubre, se manifiesta “la creciente preocupación por el cycling de sus unidades carboneras U12 y U13 entre agosto y octubre del presente año”. Algo parecido ocurrió entre los meses de abril y mayo en las unidades de GasAtacama, que son operadas por Endesa Chile.

Según explicaron desde la eléctrica francesa, la entrada masiva de centrales eólicas y solares “ha llevado a que unidades de generación existentes tengan que reducir o incluso detener su generación en estas horas, para luego incrementar fuertemente su generación en el resto de las horas con el fin de complementar la generación de energía”.

Agregaron que “en nuestra carta al CDEC informamos nuestra preocupación por el incremento en el número de partidas y detención de dos de nuestras unidades carboneras (…) son unidades que fueron diseñadas para la operación en carga base y han operado así durante los 33 años que han estado en servicio”. De acuerdo con sus cálculos, “un aumento en su número de partidas incrementa el riesgo de continuidad de operación de las mismas, eleva sus costos de mantenimiento, disminuye su confiabilidad y reduce la vida útil de las máquinas”.

Cambios normativos

El informe de Systep advierte que “además de las centrales de embalses, se prevé que las centrales termoeléctricas también deberán compensar la variabilidad de las inyecciones de las fuentes ERNC mediante un aumento/reducción de su generación, o incluso llegando a encenderse y a apagarse varias veces (cycling).

Lo anterior trae como consecuencia una merma en sus ingresos por energía y un aumento de los mantenimientos de dichas tecnologías, incrementando sus costos”, y asegura que, en un escenario extremo, “se puede llegar a la situación que estas centrales termoeléctricas no recuperen sus costos fijos”.