Flexibilidad en la generación de electricidad en Chile con la integración de Energía Renovable Variable

La generación irregular y volátil de las Energías Renovables Variables (ERV), centrales eólicas y solares fotovoltaicas, con bruscas rampas de subida y bajada, deja una demanda residual que debe ser abastecida por las centrales convencionales hidroeléctricas y termoeléctricas.

Mientras más irregular sea la demanda residual dejada por las ERV, mayores y más frecuentes serán las rampas de subida y bajada de carga, o bien partidas y paradas, que deberán soportar las centrales convencionales. En particular, las centrales termoeléctricas, verán un aumenta significativo en los esfuerzos sobre los ciclos termodinámicos de calderas y tuberías, lo cual redunda en una mayor probabilidad de falla de estas centrales.

En este contexto, la flexibilidad de un sistema de potencia es su capacidad de responder a las variaciones de la demanda residual dejada por las ERV. Mientras mayor sea el ingreso de las ERV, mayor será la flexibilidad que necesitará el sistema de potencia para mantener el delicado balance entre demanda y generación.

Para ilustrar cuán irregular puede llegar a ser la demanda residual en un sistema eléctrico, con mayor penetración de ERV, hemos construido un ejercicio de planificación clásico, el cual consiste en resolver un problema de optimización, cuya función objetivo busca minimizar los costos de inversión y operación en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) en la presente década¹.

Los resultados de nuestro estudio muestran que de mantenerse la incorporación masiva de ERV en esta década, la demanda de flexibilidad del SEN subirá sustancialmente. En efecto, respecto a la situación actual, en el 10% de los peores casos, la magnitud porcentual de las rampas de subida o de bajada en 2025 y 2030 podría incrementarse hasta cinco y siete veces respectivamente.

A la luz de la estrategia de flexibilidad recientemente propuesta por el Ministerio de Energía, estos resultados son importantes. De un lado, pone en perspectiva el importante estrés al que una masiva integración de centrales solares fotovoltaicas y eólicas somete al sistema, y los costos no convexos y de transmisión asociados a estos proyectos, lo que plantea la necesidad de determinar hasta qué punto este tipo de energía renovable es la más eficiente para el sistema. Por otra parte, cuestiona la necesidad de mantener en el sistema, centrales termoeléctricas a carbón contaminantes, ineficientes e inflexibles entre ellas, las que se incluyen en el plan de descarbonización del Gobierno, en un sistema cuya capacidad instalada duplica con creces la demanda máxima del sistema.

Al resolver el ejercicio de planificación óptima del SEN, resulta una expansión principalmente basada en nuevas centrales solares fotovoltaicas y en menor grado unidades eólicas. Esto se explica por los buenos factores de planta y menores costos de inversión de estas tecnologías.

La figura 1 muestra para los años 2020, 2025 y 2030, en porcentajes respecto del valor máximo, la demanda total del sistema, ordenada de mayor a menor, y la correspondiente demanda residual, la que descuenta la generación ERV del sistema. Para el año 2020 se observa que la demanda residual del sistema es más bien pareja. Sin embargo, para los otros dos años mostrados, es notorio un cambio, ya que las demandas residuales máximas se concentran más hacia la derecha del gráfico, es decir, en los bloques de horas fuera de la punta, en donde la demanda del sistema es menor.

En la siguiente figura se muestra la probabilidad acumulada de que la rampa (de subida o bajada) esté por debajo de un cierto valor, o de manera equivalente, la probabilidad de excederlo. En el 50% de los casos, la magnitud porcentual de la rampa aumenta en 2025 y 2030 desde 7 a 43 y 53 por ciento, respectivamente. En el 10% de los peores casos, la magnitud de la rampa aumenta desde 16 a 78 y 111 por ciento, en 2025 y 2030 respectivamente.

Usando un modelo simplificado del Sistema Eléctrico Nacional hemos mostrado que en la medida que ingresan más centrales solares fotovoltaicas y eólicas al sistema, la demanda residual, la cual debe ser abastecida por el resto de las centrales convencionales hidroeléctricas y termoeléctricas, empieza a ser cada vez mayor en las horas de la madrugada, a diferencia de la demanda máxima del sistema que se mantiene en el bloque de horas de la tarde.

También mostramos que la magnitud porcentual de las variaciones horarias de la demanda residual, o rampas de subida y bajada, son sustancialmente mayores en la medida que se agrega más ERV al sistema, sobrepasando, a partir de 2025, en varias veces los valores presentes. Así, en la medida que aumenta la presencia de ERV en un sistema de potencia, aumenta sustancialmente la demanda por generación más flexible.

En consecuencia, al aumentar la irregularidad de la demanda residual, y con ello los mayores esfuerzos en las centrales convencionales, en particular en las centrales termoeléctricas, ya no resulta obvio que la máxima exigencia de suministro se encuentre en las horas de demanda máxima, situación que ocurría en sistemas con predominancia de centrales convencionales.

Estas conclusiones son relevantes si se considera que una parte de los ingresos de los generadores, proviene de una asignación administrativa de los ingresos por capacidad entre las centrales, la cual obedece a una normativa de la década pasada, diseñada para los requerimientos de sistemas convencionales². Así, se asignan estos ingresos en función de una estimación del aporte a la suficiencia de estas centrales en un conjunto de horas de demanda máxima del sistema, y por supuesto, sin tomar en cuenta su respuesta ante variaciones bruscas de la demanda residual, ni tampoco sus emisiones de CO₂.

En definitiva, dependiendo de la metodología que se escoja para dar cuenta de las necesidades de flexibilidad del sistema, como de la métrica con que se mida la confiabilidad en el suministro del sistema³, será la reasignación de los ingresos de potencia entre los generadores. Con todo, si la nueva metodología está bien diseñada, las centrales más ineficientes, e inflexibles del sistema deberían ser las grandes perdedoras.