En 2019, el 96% de la indisponibilidad de centrales eléctricas vino de la tecnología térmica; un 3% de las hidráulicas, un 1% de eólicas y un 0% de solar
En México, las centrales eléctricas de combustible fósil han presentado más fallas que las de generación renovable en los últimos tiempos; debido al propio desgaste de la infraestructura y a la falta de mantenimiento. Así lo señaló Guillermo García Alcocer, catedrático del ITAM, durante su participación en el primer día de actividades de Mexico WindPower.
Guillermo García Alcocer, del Departamento Académico de Economía del ITAM.
De acuerdo con el extitular de la Comisón Reguladora de Energía (CRE), en México se tienen cada vez más fallas en las “centrales sucias”, que utilizan el combustible tradicional; por el contrario, ya hay casi no aparecen fallas en las plantas de renovables.
Al respecto, el Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional 2019-2033 (Prodesen) indica que, con información al cierre de 2018, el grueso de las fallas fue de las centrales que emplean tecnología convencional: diésel, combustóleo, gas y carbón.
En 2019, el 96% de la indisponibilidad de centrales eléctricas vino de la tecnología térmica; un 3% de las hidráulicas, un 1% de eólicas y un 0% de solar.
En consecuencia, la indisponibilidad de generación de centrales eléctricas que usan combustible fósil equivale a 10 mil 804 MW al año, cifra que genera inestabilidad en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN).
Intermitencia VS variabilidad
Se habla de la intermitencia de las energías renovables, pero en palabras de García Alcocer, es un error hablar de intermitencia; se tiene que hablar de variabilidad. Porque se puede saber con una gran confiabilidad de pronóstico cómo se van a comportar las energías solar y eólica en el futuro cercano.
“En el caso de las energías tradicionales, el problema en México es que tienen una vida útil ya muy avanzada. Su vieja infraestructura, la falta de mantenimiento y la propia indisponibilidad del insumo que requieren (que no viene de la naturaleza), hacen que fallen de manera significativa. Es ahí donde el respaldo más bien viene de las energías renovables”, argumentó García Alcocer.
Por lo que, en términos de confiabilidad, lo que se necesita son centrales que permitan hacer pronósticos.
“Cuando tienes un parque de energía viejo como el de México, las fallas son cotidianas. Entonces el respaldo que se le da a la térmica viene de la energía nuclear y de las renovables”, añadió el catedrático del ITAM.
Panel ‘Hacia un mercado con seguridad energétics’, MWP 2021.
Oportunidades en regulación
Sobre el tema de modificar la regulación para incrementar la entrada de más renovables en el SEN sin comprometer la confiabilidad, García Alcocer señaló que se tendría que brindar un peso específico al instrumento de las baterías, donde encuentra un área de oportunidad muy importante.
“Las baterías son como navajas suizas, porque permiten una multiplicidad de servicios”, expresó, refiriéndose al almacenamiento de energía, inversiones en transmisión y distribución; así como en regulaciones de frecuencia y de apoyo en el rampeo, donde también puede ser vía las baterías.
“Si hubiera un elemento importante a desarrollar en el aspecto regulatorio es el de las baterías. Que se puedan incorporar como un activo de transmisión y también en la tarifa que es regulada en todo el mundo. Si no tenemos esa definición en México, pues hay que incorporarla”, destacó García Alcocer.
En el mismo sentido, Juan Carlos Olmedo, el presidente del Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) de Chile, ente homólogo del SEN en México, se refirió al plan de descarbonización que acontece hoy en el país andino; el cual plantea el retiro paulatino de las centrales térmicas de la matriz energética, para convertirlas en fuentes de generación renovable.
También puntualizó en la necesidad de cambiar el marco tarifario del mercado mayorista en Chile, lo que proveería de nuevas señales a los inversionistas en cuanto a licitaciones de servicios complementarios y subastas de corto plazo, para la entrada de más renovables.
Por su parte, Nikita Mago del Electric Reliability Council (ERCOT), señaló que, para la entrada de renovables en Texas, se implementó un pronóstico centralizado para el viento en 2009 y para la energía solar en 2016. En 2017, ERCOT contrató un segundo proveedor para el pronóstico del viento. Hoy reciben pronósticos por hora para cada recurso, eólico y solar; y un pronóstico de eventos extremos para saber lo que se puede esperar de la confiabilidad del sistema.
Quen moderó este panel fue Juan Ignacio Sánchez, jefe del Departamento de Energía para España, Portugal y Latam en DNV.
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