La irrupción de las energías renovables de fuente variable en Chile llegó para quedarse. Con una participación en la generación que se estima promediará 20% durante este año, ya está mostrando los primeros desafíos en materia de flexibilidad que requiere el sistema. Algo que, además, irá en aumento de cara a 2030, cuando se esperan que estas tecnologías -principalmente solar y eólica- llegue al 30% de la matriz.
Esto ha causado ciertos niveles de presión en el sistema eléctrico, lo que se ha dado a través de abruptas caídas en generación eólica, las que según expertos en la industria debiera ser abordado fortaleciendo las redes de transmisión y fijando incentivos económicos para el respaldo y la flexibilidad.
Según información de la consultora Systep, a partir de los datos del Coordinador Eléctrico, durante los últimos meses el comportamiento de la generación eólica total ha registrado variaciones de hasta 570 MW -equivalente a más de una central como Nueva Renca en Santiago, que tiene 400 MW- en un período de dos horas.
El experto de la consultora Oscar Morales señala que si bien desde el punto de vista técnico los requerimientos de reserva actuales (560 MW) han podido enfrentar estas alteraciones exitosamente, desde la mirada del mercado de energía la variabilidad ha significado cambios en los costos marginales en algunos puntos del sistema.
Un ejemplo que da cuenta de esta situación -según afirma-se produjo el 4 de agosto a partir de las 19 horas, cuando se registraron los mayores costos marginales de la semana -del orden de 70 US$/MWh- a pesar de ser el día de menor demanda. ¿La causa? Una reducción de la generación eólica pasando de 800 MW a 200 MW.
Morales explica que el crecimiento de la generación eólica y solar en los últimos dos años ha significado el incremento en los requerimientos del denominado control de frecuencia por parte del Coordinador, que en términos simples sirve para proveer una adecuada capacidad de respuesta en recursos de generación de energía.
Oscar Morales, Experto de la consultora Systep. Ramón Galaz, Director y Socio-Fundador de Valgesta Energía. Carlos Finat, Director ejecutivo de Acera.
Aunque la interconexión de los sistemas del norte grande y del centro-sur a fines de 2017 provocó una reducción de esta necesidad del orden de 160 MW, en los años siguientes se han elevado los requerimientos de reserva en alrededor de 120 MW, explica, dando cuenta de mayores variaciones.
Morales asegura que “los estudios demuestran que el parque de generación actual puede aportar los requerimientos de reserva para el año 2025, considerando la puesta en servicio de las centrales solares y eólicas que respaldaron las ofertas adjudicadas en las últimas licitaciones de energía regulada (4.837 MW en los últimos cuatro concursos)”.
Eso sí, a partir de ese año, dependiendo del número de centrales solares y eólicas que se incorporen al sistema, plantea que “el Coordinador deberá contar con centrales (o sistemas de almacenamiento) que sean capaces de prestar control primario y secundario de frecuencia”, que son básicamente elementos que permiten cumplir la norma de Seguridad y Calidad de Servicio del sistema.
Una visión similar plantea el director de Valgesta Energía, Ramón Galaz, quien asegura que el sistema dispone de los recursos hoy de flexibilidad para la participación de energías renovables variables, pero “esta situación puede variar de manera importante a futuro”.
Considerando que hacia 2030 se espera una mayor participación de esta generación junto con la salida de centrales a carbón, y no hay proyectos de tipo hidroeléctrica de embalse que vayan a ingresar, plantea que ven un escenario donde las rampas de subida y bajada en unas horas podrían superar los 4.000 MW, lo que sin duda genera una necesidad de flexibilidad del sistema muy distinta a la actual.
“Por lo mismo, contar con una regulación que entregue las señales correctas al mercado me parece fundamental”, dice.
Sobre las variaciones, indica que los recursos disponibles en el sistema han sido adecuados para el nivel de participación de ERNC actual, pero esto no se puede asegurar para el futuro. Por otra parte, dice,“hay variaciones que se producen en un rango de tiempo más amplio, pudiendo abarcar una o más horas. Para enfrentar esto, el sistema cuenta con un nivel de reserva, pero además hay unidades con partida rápida disponibles para el despacho que pueden ser llamadas en la medida que se necesite”.
Mientras, el director ejecutivo de Acera, Carlos Finat, plantea que “en la medida de que no haya varias centrales de ciclo combinado operando con gas inflexible, como lo hemos visto ya en algunas ocasiones, una variación de 600 MW u 800 MW en el sistema no debería ser problema.
“De hecho, en septiembre pasado, el sistema operó durante tres horas consecutivas con una participación de ERNC mayor al 50%, sin ninguna dificultad”, puntualiza.
Consultado por las fuertes variaciones, desde el Coodinador Eléctrico indican que la determinación y provisión de las reservas necesarias en el sistema asegura que ante este tipo de eventos se desplieguen estos recursos, tanto en forma automática como manual, para atender estos excedentes o déficit de generación.
“El Coordinador está llevando adelante iniciativas que contribuyan a mejorar el desempeño de las herramientas de pronóstico, lo que ayudará a disminuir los requerimientos de reserva y las variaciones de demanda intra-horaria”, recalcan. Y agregan que el funcionamiento del sistema ha sido normal.
Transmisión
Considerando el panorama que se configurará en los próximos años, Morales cree relevante “contar con un marco regulatorio que remunere adecuadamente la prestación de los servicios complementarios, particularmente el control de frecuencia, de manera de contar con los recursos de generación y demanda en el momento en que se presenten altos niveles de penetración renovables”.
Para Galaz, la condición para que estas variaciones no generen problemas es “contar con la infraestructura y servicios que permitan responder de manera eficiente. Eso es algo sobre lo que se debe trabajar”. Por esto, enfatiza que “la alerta es que en 2030 la situación del sistema va a ser muy distinta a la actual y por lo tanto hay que empezar a prepararse desde ya. Si no lo hacemos las soluciones podrían llegar tarde”. En ese sentido, agrega, “el sistema de transmisión es una variable crítica para la correcta operación del sistema eléctrico en el futuro. Ya observamos que el sistema está operando a su máxima capacidad. Esto también es una señal de alerta”.
Coinciden en este último punto en el Coordinador Eléctrico, ya que “sin nuevas líneas no será posible integrar los nuevos recursos renovables variables del norte hacia el centro del país, viabilizando de esta forma la descarbonización anunciada”. En esa línea, recalcan que este año sugirieron 52 obras de expansión con una inversión estimada de US$ 251 millones.
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