José Luis Aburto
Ingeniero Mecánico Electricista (UIA) y Doctor en Ingeniería Industrial y Economía (Universidad de Stanford)
Introducción
¿Qué papel tienen y deberían tener las energías solar y eólica en los sistemas eléctricos?
A partir del 29 de abril de 2020, cuando fue publicado el Acuerdo para garantizar la eficiencia, Calidad, Confiabilidad, Continuidad y seguridad del Sistema Eléctrico Nacional, con motivo del reconocimiento de la epidemia de enfermedad por el virus SARS-CoVID-19 (el “Acuerdo”) por el Centro Nacional de Control de Energía (“CENACE”), se ha desatado una ola de declaraciones, escritos y opiniones en los que sobresalen las posiciones extremas, lo que evidencia que el tema es controvertido.
Es un tema complejo, con muchas aristas. El tratamiento cabal del mismo debe incluir, cuando menos, el punto de vista jurídico, el regulatorio, los aspectos económicos, los técnicos y las consideraciones ambientales.
En esta primera nota me voy a concentrar en los aspectos técnicos, porque son los que requieren más aclaraciones. Y no es de sorprender, explicar un sistema eléctrico es un reto complejo porque la electricidad es enigmática. La electricidad no es un bien ni un servicio, es una fuerza, que se desplaza a una velocidad muy cercana a la de la luz (300 mil km cada segundo), una fuerza que no es posible almacenar en forma directa y tampoco se puede palpar. Solo vemos las manifestaciones de esta fuerza, en sus aplicaciones en forma de iluminación, movimiento o calor.
Me limitaré a comentar únicamente los temas técnicos relevantes para el alcance del Acuerdo. El propósito es tratar de aportar un poco de claridad ante tanta confusión.
Conceptos básicos de la operación de los sistemas eléctricos
El Código de Red[1] define cuatro estados Operativos para el Sistema Eléctrico Nacional
- Todas las variables (frecuencia, voltaje, ángulos, etc.) se encuentran dentro de los límites operativos y se cuenta con suficiente capacidad de transmisión y transformación en la red para mantener la seguridad del sistema ante una contingencia sencilla severa (esta es la condición de confiabilidad n-1).
- En caso de presentarse una contingencia el sistema puede seguir siendo estable o conducir a un estado de emergencia. Existen riesgos de inestabilidad. El operador está facultado para tomar las acciones que considere necesarias para regresar al estado Normal, incluyendo modificar las instrucciones del despacho.
- La contingencia severa conduciría a inestabilidad. La operación requiere la ejecución de acciones remediales, incluyendo la desconexión de carga.
- Se perdió la estabilidad, el propósito es integrar nuevamente el sistema eléctrico y suministrar la demanda total en el menor tiempo posible.
La estabilidad del sistema eléctrico depende del control de la frecuencia en todo el sistema eléctrico interconectado síncronamente, ello implica mantener el equilibrio permanente e instantáneo entre oferta y demanda[2] (generación y consumo, en el lenguaje eléctrico) en cada punto del sistema.
La estabilidad de la frecuencia aumenta con la inercia del sistema eléctrico, integrada por la suma de las masas de los generadores activos en el sistema en cualquier momento. En México la frecuencia más estable la tiene el Sistema Baja California debido a que está sincronizado a, y forma parte de, el Western Electricity Coordinating Council, que comprende las regiones occidentales de Canadá y los EUA. Es un sistema eléctrico significativamente mayor y más robusto que el de todo México. Las eólicas y las solares son asíncronas, no aportan inercia al sistema.
Para una curva de demanda esperada, las Bases del Mercado[3] mandatan el despacho de cada unidad generadora disponible en el orden de sus costos variables crecientes, sujeto a que se satisfagan las condiciones de confiabilidad y seguridad. Las centrales solares y eólicas no son despachables; sometidas a las mismas condiciones, operan libremente de acuerdo con la disponibilidad del recurso solar o eólico.
En conclusión, inclusive en el estado Operativo Normal la operación del sistema eléctrico y las reglas del mercado están supeditadas a la confiabilidad y seguridad del sistema.
¿En algún otro mercado prevalecen condiciones similares a las aquí descritas? ¿Se le instruye a un productor de cualquier bien o servicio cuándo y cuánto producir? En realidad, todos los mercados eléctricos son cuasi mercados sujetos a una gran cantidad de normas complejas, bastante restrictivas. Paradójicamente, las energías variables están trastornando a los mercados eléctricos ante la imposibilidad de cumplir varias de sus reglas fundamentales.
Tecnologías para generación eléctrica
Las tecnologías tradicionales para generación solían agruparse en tres categorías: de base, de carga intermedia y de punta. Ejemplos de cada una son nuclear, ciclo combinado y turbogas, respectivamente. Cada categoría tenía su lugar preferente en la curva de demanda y el despacho económico era bastante sencillo. Las variaciones en sus regímenes de operación servían para compensar fluctuaciones en la demanda agregada en el sistema eléctrico, relativamente predecibles ya que las fluctuaciones en las demandas de los usuarios en su mayor parte se cancelan entre sí por tratarse de fenómenos aleatorios.
La variabilidad (que no intermitencia), de las solares y eólicas es cuando menos inconveniente y, en ocasiones, un riesgo, para la estabilidad de los sistemas eléctricos.
Para hacer frente a la variabilidad de las tecnologías solar y eólica, es preferible pensar en nuevas categorías de centrales: de régimen fijo, flexible o variable.
Una central es de régimen fijo si no tiene flexibilidad para arrancar y parar rápido, ni para variar velozmente su régimen de carga (suministrar rampas). En condiciones normales las nucleares y geotérmicas operan con régimen fijo, a plena carga. Las termoeléctricas de ciclo de vapor (ciclo Rankine) producen vapor por medio de calderas que pueden utilizar diversos combustibles como carbón, combustóleo, gas natural, bioenergía y/o diversos desechos. Estas centrales tienen poca capacidad para proporcionar rampas y lo hacen a un ritmo lento, su flexibilidad es bastante limitada.
Son flexibles las hidroeléctricas con embalse (con buena regulación hidrológica), las turbogas y los ciclos combinados[4]. Estas tecnologías neutralizan la mayor parte de la variabilidad de las solares y eólicas, para lo cual deben suministrar rampas con rapidez. Los arranques, paros y rampas implican costos operativos para las centrales de generación flexible y, para las que son térmicas, significan desgaste térmico en componentes de turbinas y generadores, con la consecuente reducción de su vida útil.
Los ciclos combinados pueden operar en la base de la curva de demanda con régimen fijo y en su parte intermedia con régimen flexible. El operador del sistema eléctrico puede incluso instruir el cambio de configuración de centrales de ciclo combinado, por ejemplo, para operar una turbogas en ciclo abierto durante horas de punta. Las hidroeléctricas y turbogas pueden operar en horas de punta (o de demanda máxima).
De lo anterior se pueden sacar dos conclusiones:
1°) Las tecnologías flexibles se benefician cuando los sistemas eléctricos tienen menos generación variable y viceversa. En los sistemas eléctricos térmicos con alta penetración de energías variables, los ciclos combinados sufren las mayores afectaciones al generar menos energía. Sus factores de utilización (factores de planta), se han desplomado en estos sistemas, incluso poniendo en riesgo su subsistencia. Ejemplos de este fenómeno son los sistemas eléctricos de España y Alemania.
2°) Las tecnologías de régimen fijo compiten entre sí y con los ciclos combinados. No son impactadas directamente por la penetración de las energías variables.
Pruebas preoperativas[5]
Cada unidad de una nueva central debe someterse a pruebas preoperativas que en cierta medida impactan al sistema eléctrico. En las unidades generadoras, los parámetros de sus sistemas de control determinan su comportamiento ante circunstancias anómalas tanto en la unidad como en el sistema. Se elabora un modelo matemático de la unidad generadora – hay modelos específicos para unidades asíncronas[6] – que se acopla al modelo del sistema eléctrico y se simulan fallas en los componentes de la unidad y en el sistema. De esta forma se optimizan esos parámetros. Para entrar en operación la unidad se interconecta al sistema eléctrico y se prueba el funcionamiento de sus sistemas de control, protección y servicios auxiliares. Las pruebas de rechazo de carga se realizan a diferentes niveles de potencia de la central, para demostrar su buen funcionamiento. Toca al sistema eléctrico enfrentar el rechazo de carga sin perder la estabilidad.
Las capacidades de las centrales eólicas y solares no son muy elevadas, lo relevante es que su régimen de operación variable puede afectar el margen de maniobra del operador para controlar los impactos de las pruebas.
Cabe subrayar que la condición de demanda mínima es uno de los puntos críticos para el diseño y la operación de los sistemas eléctricos, porque es cuando estos cuentan con menos recursos para hacer frente a una falla.
La red de transmisión
La red de transmisión es el aparato circulatorio del sistema eléctrico, todos sus elementos son interdependientes. Además de neutralizar la variabilidad, para mantener la estabilidad, el sistema eléctrico debe gestionar adecuadamente los flujos de potencia a todo lo largo y ancho del mismo. En redes tradicionales de transmisión de corriente alterna, los flujos de potencia no son controlables, siguen las leyes de la física. Los flujos varían de acuerdo con las generaciones y demandas instantáneas en cada nodo, y su distribución entre varios enlaces es función de las resistencias relativas (impedancias) al flujo en cada enlace.
Por otra parte, toda red de transmisión está compuesta por líneas y subestaciones que a su vez constan de muchos elementos, equipos y componentes diversos, y también comprenden un aparato nervioso, integrado por sistemas de comunicación y medición, y sistemas de relevadores o protecciones. Se trata de un conjunto irregular de tecnologías obsoletas y modernas, que creció de manera discontinua a lo largo de muchas décadas. Aquí aplica la máxima de que la cadena se rompe en el eslabón más débil.
Antes, los flujos de potencia en las redes fluctuaban poco, eran menos inciertos. Las eólicas y solares inducen flujos variables en las redes, que son más difíciles de gestionar. El reto aumenta con la penetración de las energías variables.
Como resultado de la reforma de 2013, la responsabilidad de la planificación de la industria eléctrica fue transferida legalmente de Comisión Federal de Electricidad (“CFE”) a la Secretaría de Energía (“SENER”). El sistema institucional de planificación integral fue desmembrado, un segmento de los recursos humanos y las responsabilidades pasó a CENACE. En CFE, otro segmento fue transferido a la Dirección de Finanzas y el resto permaneció en el área de Programación. Entre 2015 y 2018 cambió la normatividad para la selección y aprobación de proyectos de inversión de CFE, al tiempo que se descuidaron los recursos humanos calificados y las bases de datos, y se truncaron los procesos existentes. En CFE los presupuestos fueron muy limitados y las nuevas estructuras resultaron infructuosas. Con el nuevo marco jurídico, en esos cuatro años no se inició un solo proyecto de inversión en la red troncal de transmisión. Las consecuencias se manifiestan unos años más tarde.
El Acuerdo da cuenta de fallas frecuentes en el sistema eléctrico lo que delata sus insuficiencias. Por otra parte, el Acuerdo no demuestra que las medidas dictadas se justifiquen en todo el territorio nacional. Es recomendable que CENACE precise este punto y otros del Acuerdo.
Lo que es un hecho es que urge tomar medidas correctivas adicionales, ya que tomará tiempo y capital sembrar proyectos de inversión y cosechar resultados. Mientras tanto, la red de transmisión seguirá siendo restrictiva.
Ventajas de las energías solar y eólica
En párrafos anteriores he mencionado las desventajas de las energías solar y eólica, cito ahora sus ventajas.
Al nivel mundial los recursos solar y eólico son abundantes y las tecnologías para generación eléctrica han alcanzado niveles aceptables de madurez, con costos asequibles y con espacio para seguir innovando.
Más importante, las energías variables son limpias, pueden y deben participar activamente en la mitigación del fenómeno de cambio climático.
El cambio climático es un fenómeno mundial, evidente (alteraciones significativas en los polos, en la atmósfera y en los océanos), con impactos crecientes a una velocidad inédita en el planeta, con implicaciones trascendentales en el largo plazo para las especies que lo habitan.
Este es el marco de referencia para ponderar el futuro de las energías limpias. La solar y la eólica participarán de acuerdo con el ritmo y la profundidad de los avances tecnológicos encaminados a incrementar la adaptación y compatibilidad entre las energías variables y los sistemas eléctricos[7].
A este tema dedicaré un artículo próximo.
[1] “Disposiciones Administrativas de carácter general que contienen los criterios de eficiencia, calidad, confiabilidad, continuidad, seguridad y sustentabilidad del Sistema Eléctrico Nacional: Código de Red”, DOF, Comisión Reguladora de Energía, 8 de abril de 2016.
[2] Ajustado por las pérdidas en las redes de transmisión y distribución
[3] SENER, DOF, 8 de septiembre de 2015
[4] El ciclo combinado acopla una o varias unidades turbogas a un recuperador de calor que suministra vapor a una turbina con ciclo de vapor
[5] Manual de Interconexión de Centrales Eléctricas y Conexión de Centros de carga, SENER, DOF, 9 de febrero de 2018
[6] Aplicable a solares y eólicas
[7] Sigo limitándome a los temas técnicos; más adelante abordaré las demás aristas.
José Luis Aburto, ingeniero mecánico electricista (UIA) y doctor en matemáticas aplicadas y economía (Universidad de Stanford). Entre los 70 y 90, en CFE, condujo el desarrollo y la implantación del sistema integral de planificación técnica, económica y financiera del sector eléctrico y el sistema de tarifas horarias, ambos vigentes por más de 30 años. Como subsecretario de Energía impulsó el establecimiento de la CRE y formó un grupo de hidrocarburos, precursor de la CNH. Miembro de órganos de gobierno de casi todas las instituciones públicas de energía del país. Consultor en países de América, Europa y Asia. Colaborador de organismos internacionales incluyendo WEC, IEA y EPRI International.
